{ "id": "norm-101669", "citation": "", "section": "norms", "doc_type": null, "title_es": "Tarifas de referencia para plantas solares fotovoltaicas privadas nuevas 2024", "title_en": "Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Plants 2024", "summary_es": "La Intendencia de Energía de la Aresep fija la banda tarifaria aplicable a los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que vendan energía al ICE u otros compradores autorizados bajo el Capítulo I de la Ley 7200. La resolución aplica por primera vez la reforma metodológica aprobada mediante RE-0110-JD-2023, que modificó el cálculo del límite inferior de la banda utilizando un número variable de desviaciones estándar. Con base en el informe técnico IN-0049-IE-2024, se determina una tarifa inferior de $0,01632 por kWh y una tarifa superior de $0,11339 por kWh. La tarifa promedio propuesta es de $0,10126 por kWh, lo que representa un aumento del 16,15% respecto a la fijación anterior. Los principales parámetros calculados incluyen un factor de planta de 21,49%, un costo de explotación de $15,83 por kW, un costo de inversión promedio de $1.433,55 por kW y un nivel de rentabilidad de 13,62%. Durante la audiencia pública se recibieron oposiciones que alegaban violación al principio de servicio al costo y riesgo de precios ruinosos, las cuales fueron rechazadas por la Intendencia al considerar que se limitó a aplicar la metodología vigente aprobada por la Junta Directiva.", "summary_en": "The Energy Intendancy of Aresep sets the tariff band applicable to new private solar photovoltaic generators that sell energy to ICE or other authorized buyers under Chapter I of Law 7200. The resolution applies for the first time the methodological reform approved through RE-0110-JD-2023, which modified the calculation of the lower limit of the band by using a variable number of standard deviations. Based on technical report IN-0049-IE-2024, a lower tariff of $0.01632 per kWh and an upper tariff of $0.11339 per kWh are determined. The proposed average tariff is $0.10126 per kWh, representing a 16.15% increase over the previous setting. Key calculated parameters include a plant factor of 21.49%, an operating cost of $15.83 per kW, an average investment cost of $1,433.55 per kW, and a profitability level of 13.62%. During the public hearing, oppositions were received alleging violation of the cost-of-service principle and risk of predatory pricing; these were rejected by the Intendancy on the grounds that it merely applied the current methodology approved by the Board of Directors.", "court_or_agency": "", "date": "", "year": "", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "Aresep", "Intendencia de Energía", "banda tarifaria", "servicio al costo", "Ley 7200 Capítulo I", "equilibrio financiero", "precios ruinosos", "factor de planta" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 3", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": null, "law": "Ley 7092" } ], "keywords_es": [ "Aresep", "Intendencia de Energía", "tarifas de referencia", "generación privada solar fotovoltaica", "banda tarifaria", "Ley 7200", "costo de inversión", "servicio al costo", "audiencia pública", "equilibrio financiero", "NREL" ], "keywords_en": [ "Aresep", "Energy Intendancy", "reference tariffs", "private solar photovoltaic generation", "tariff band", "Law 7200", "investment cost", "cost of service", "public hearing", "financial equilibrium", "NREL" ], "excerpt_es": "I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, en:\n. Tarifa inferior (límite inferior) de $ 0,01632 por kWh\n. Tarifa superior (límite superior) de $ 0,11339 por kWh\n\nIII. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.", "excerpt_en": "I. Set the tariff band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, at:\n. Lower tariff (lower limit) of $0.01632 per kWh\n. Upper tariff (upper limit) of $0.11339 per kWh\n\nIII. Establish that the prices take effect the day after their publication in the Official Gazette La Gaceta.", "outcome": { "label_en": "Tariff setting", "label_es": "Fijación tarifaria", "summary_en": "Tariff band set for new private solar photovoltaic generators: lower limit $0.01632/kWh and upper limit $0.11339/kWh, effective upon publication in La Gaceta.", "summary_es": "Se fija la banda tarifaria para generadores solares fotovoltaicos privados nuevos: límite inferior $0,01632/kWh y límite superior $0,11339/kWh, con vigencia a partir de la publicación en La Gaceta." }, "pull_quotes": [ { "context": "Análisis del asunto, respuesta a consultas", "quote_en": "The objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants.", "quote_es": "El objetivo de la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas de generación solar fotovoltaica." }, { "context": "Respuesta a oposición de MSD Energía Platanar", "quote_en": "It is indicated that the methodologies, as a whole, and the proposed adjustments, in particular, seek to balance the interests of users and providers in accordance with Article 4(b) of Law No. 7593, using the regulatory approach of tariff bands that includes flexibility and efficiency in determining the respective tariffs, in an industry characterized by significant decreases in operating and investment costs.", "quote_es": "Se indica que las metodologías, como un todo, y los ajustes propuestos, en particular, procuran el equilibrio entre los intereses de los usuarios y los prestadores en concordancia con los establecido con el artículo 4 inciso b) de la Ley N.º 7593, utilizando el enfoque regulatorio de bandas tarifarias que incluye flexibilidad y eficiencia en la determinación de las respectivas tarifas, en una industria caracterizadas por disminuciones importantes en los costos de operación e inversión." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-79178", "kind": "concordant_norm", "label": "034" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 3" }, { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I" }, { "target_id": "norm-10969", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7092" } ], "external": [] }, "source_url": "", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": { "all": [ { "article": "all", "doc_id": "norm-79178", "label": "034", "in_corpus_id": "norm-79178", "in_corpus_title_en": "Reference Tariff Methodology for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants", "in_corpus_title_es": "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas Solares Fotovoltaicas Nuevas", "in_corpus_citation": "Resolución 034", "in_corpus_doc_type": "resolution", "in_corpus_date": "16/03/2015", "in_corpus_year": "2015" } ] }, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\nTexto Completo Norma 0028\n\n Aplicación de oficio de la Metodología para la determinación de las tarifas\nde referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS\nPÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0028-IE-2024\n\nSAN JOSÉ, A LAS 13:03 HORAS\nDEL 22 DE MARZO DE 2024\n\nAPLICACIÓN DE OFICIO DE LA\n\"METODOLOGÍA PARA LA\n\nDETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS\nDE REFERENCIA PARA PLANTAS DE\n\nGENERACIÓN PRIVADA SOLARES\nFOTOVOLTAICAS NUEVAS\", SEGÚN LA\n\nRJD-034-2015, Y APLICACIÓN\nPOR PRIMERA VEZ DE LO DISPUESTO EN\n\nLA REFORMA A LA METODOLOGÍA\nCITADA, MEDIANTE LA RE-0110-JD-\n\n2023 DEL 15 DE NOVIEMBRE DE\n2023\n\nET-002-2024\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 16 de marzo de 2015,\nmediante la resolución RJD-034-2015, se aprobó la \"Metodología para la\ndeterminación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada\nsolares fotovoltaicas nuevas\", la cual fue publicada en La Gaceta 60\ndel 26 de marzo de 2015.\n\nII. Que el 19 de febrero de\n2018, mediante la resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de\nTributación del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, se resolvió la\nobligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con\nlas especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución\nDGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el\nprecio unitario debe estar compuesto por un número con 13 enteros y 5\ndecimales.\n\nIII. Que el 22 de marzo de 2023,\nmediante la resolución RE-0029-IE-2023, publicada en el Alcance Digital 52 a La\nGaceta 55 del 24 de marzo de 2023, se fijó la banda tarifaria vigente para los\ngeneradores privados solares fotovoltaicos.\n\nIV. Que el 15 de noviembre de\n2023, mediante la resolución RE-0110-JD-2023, la Junta Directiva de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep)\naprobó la \"Modificación parcial de las metodologías tarifarias de\ngeneración privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, aprobadas por\nla Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,\nmediante las resoluciones RJD-163-2011 y RJD-034-2015,\", la\ncual fue publicada en Alcance 234 a La Gaceta 220 del 27 de noviembre de 2023.\n\nV. Que el 22 de enero de 2024,\nmediante el oficio OF-0049-IE-2024, se solicitó la apertura de expediente de la\npropuesta de fijación de las tarifas de referencia para plantas de generación\nprivada solares fotovoltaicas nuevas, contenida en el informe IN-0007-IE-2024\n(folios 1 al 2).\n\nVI. Que el 22 de enero de 2024,\nmediante el oficio OF-0053-IE-2024, se solicitó la convocatoria al proceso de\naudiencia pública de la propuesta de fijación de las tarifas de referencia para\nplantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas, contenida en el\ninforme IN-0007-IE-2024 (folios 31 al 32).\n\nVII. Que el 29 de enero de 2024,\nse publicó la convocatoria a audiencia pública en La Gaceta 26, a celebrarse el\n4 de marzo de 2024 (folios 63 al 64).\n\nVIII. Que el 4 de marzo de 2024,\nse llevó a cabo la audiencia pública virtual, como consta en el acta\nAC-0356-DGAU-2024 (folios 82 al 89).\n\nIX. Que el 8 de marzo de 2024,\nmediante el informe IN-0135-DGAU-2024, la Dirección General de Atención al\nUsuario (DGAU) remitió a la Intendencia de Energía (IE) el informe de\noposiciones y coadyuvancias (folio 90 al 91).\n\nX. Que el 22 de marzo de 2024,\nmediante el informe técnico IN-0049-IE-2024, la IE analizó la presente gestión\ny en dicho estudio técnico recomendó fijar la banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para\nla venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de\nla Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley (corre\nagregado en autos).\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe técnico\nIN-0049-IE-2024 mencionado arriba y que sirve de base para la presente\nresolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[...]\n\nII.\nANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1.\nModificación parcial a la metodología\n\nCon respecto\na la aplicación de la modificación parcial a la metodología vigente\n(RJD-034-2015) es conveniente extraer de la resolución RE-0110-JD-2023, lo\nsiguiente:\n\n\"(...)\n\n3.4 Monto\nde la inversión unitaria (M)\n\n(...)\n\ng. Se calcula\nla cantidad de desviaciones estándar del conjunto de valores promedio de costo\nde inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la\nbanda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.\n\n𝑋 =\n𝑌 ? 1\n\nSujeto a la restricción:\n\nY > 0\n\nDonde,\n\nX = Cantidad de desviaciones\nestándar a incluir en la estimación del límite\n\ninferior de la banda\ntarifaria.\n\nY = Cantidad mínima de\ndesviaciones estándar en términos absolutos que son necesarias para que el\ncosto de inversión unitaria sea 0 o negativa.\n\nEstimada como\nel costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de\nla desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a\nun número entero, se redondea al número entero superior.\n\nSi no fuera\nposible calcular el valor de Y, la variable \"X\" tomará el valor de 0.\n\n(...)\n\n3.5\nDefinición de la banda tarifaria\n\n(...)\n\n? Límite\ninferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión\nunitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar\n(inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f\nde la sección 3.4).\n\n(...)\"\n\nEn este\ncontexto, en atención a los cambios introducidos en la metodología vigente\n(RJD-0034-2015) por medio de la reforma aprobada (RE-0110-JD-2023) y la\naplicación ordinaria de oficio, esta Intendencia rinde el presente informe.\n\n2.\nAplicación de la metodología\n\nEn este\napartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la\n\"Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para\nplantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas\" establecido\npor medio de la resolución RJD-034-2015 y su reforma.\n\nDe acuerdo\ncon la metodología tarifaria, la banda tarifaria se calcula a partir de la\nsiguiente ecuación económica:\n\n𝐶𝐸 + 𝐶𝐹𝐶 = 𝑝 ? 𝐸\n\nEn donde despejando para p,\nse obtiene:\n\n𝑝 =\n\n𝐶𝐸 + 𝐶𝐹𝐶\n\n𝐸\n\nDonde:\n\nCE = Costos de explotación\n\nCFC = Costo fijo por capital\n\np = Tarifa de venta\n\nE = Expectativas de venta\n(cantidad de energía)\n\nPor lo tanto,\npara efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las expectativas de\nventa de electricidad como de los costos de explotación y el costo fijo del\ncapital. En consecuencia, para la determinación de la tarifa de venta de\nenergía eléctrica por parte de generadores privados nuevos se requiere la\nestimación de estas variables.\n\nA\ncontinuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de\nlas variables de dicha ecuación.\n\n3.\nExpectativas de ventas (E)\n\nSegún la\nmetodología vigente, para estimar la cantidad de energía a utilizar, se debe de\naplicar la siguiente ecuación:\n\n𝐸 = 𝐶 ? 8760 ?\n𝑓𝑝\n\nDonde:\n\nE = Expectativa de ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\nC = Capacidad instalada de\nla planta (se asume C=1 kW)\n\n8760 = Cantidad de horas de\nun año (24*365)\n\nfp = factor de planta\naplicable según fuente\n\nPara calcular el factor de\nplanta (fp), se aplicaron los siguientes criterios:\n\n. Se escoge\nlos valores del factor de planta reportados en el \"Cuadro N°5 -\nVerificación de condiciones mínimas - Convocatoria N°3-2015\" (Anexo 1) del\ninforme técnico \"Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria\nN°3-2015 \"Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de\nelectricidad al amparo del capítulo I de la Ley N° 7200\"\" (Anexo 1),\nconsiderando que esta es la información más reciente disponible en la IE.\n\n. Se calculó\nel valor promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato,\ntomando en cuenta una degradación de los paneles solares del 0,7% anual, según\nse estableció en el estudio \"Determinación de la tarifa retributiva para\ninstalaciones FV en Costa Rica\", realizado por ECLAREON/BSW (2014). Al\naplicar dichos criterios, el factor de planta para una planta solar\nfotovoltaica es de 21,49% (Anexo 2).\n\nEn este\ncontexto, haciendo uso del resultado anterior y de la ecuación correspondiente,\nel valor de las expectativas de energía (E) es de 1882,18 kWh.\n\n4. Costos de Explotación (CE)\n\nEntre los\ncostos de explotación se consideran los costos variables y fijos que son\nnecesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales, sin\nincluir gastos de depreciación, gastos financieros o impuestos asociados a las\nutilidades o a las ganancias.\n\nAl respecto,\nla metodología tarifaria establece específicamente lo siguiente:\n\n\"Los criterios\nmencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación\nse mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información\nasociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea\nelaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\"\n\nDe acuerdo con esto, la IE consideró en el estudio tarifario el informe \"U.S. Solar Photovoltaic\nSystem and Energy Storage Cost Benchmarks, With Minimum Sustainable Price Analysis: Q1 20231\" de\nNREL (\"National Renewable Energy Laboratory\") publicado en setiembre 2023. (Anexo 13). Este informe\ncontiene información más actualizada sobre los costos de los proyectos de generación solar\nfotovoltaica, por lo cual fue utilizado en el presente estudio tarifario.\n\nDe dicho\ninforme se extraen los costos de explotación asociados a la operación y\nmantenimiento de plantas de generación de energía eléctrica a partir de paneles\nsolares fotovoltaicos de tipo eje con seguidor. Se debe aclarar que a partir\ndel informe del año 2022 disponible NREL efectuó un cambio en el enfoque de\nanálisis de datos sin embargo no calcula el tipo de eje fijo, ante esto, la IE\nmediante correo electrónico del día 27 de enero de 2023 (Anexo 13), procedió a\nrealizar consulta a NREL, misma que emitió respuesta indicando que una forma\nsencilla de estimar la O&M de inclinación fija de la utilidad.\n\n1 https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/83586.pdf.\n\nEn ese\ncontexto, en el presente estudio se consideraron los datos del período anterior\n(eje fijo y eje seguidor) y según el resultado de la ponderación, se estima el\nvalor de los sistemas de empresas públicas con eje fijo del período en\nanálisis, dando como resultado $15,08 kW/ año. (Anexo 15).\n\nPor su parte,\nsegún el informe disponible, NREL utiliza puntos de referencia y proporcionan\ninformación sobre las trayectorias a largo plazo de los costos de los sistemas\nde almacenamiento y energía fotovoltaica. Para el presente informe se utiliza\nel punto de referencia \"modeled market price (MMP)\" o precio\nde mercado modelado, el cual considera las condiciones del mercado y de las\npolíticas exclusivas del período de análisis.\n\nLos pasos\nefectuados para calcular el costo de explotación son los siguientes:\n\n. Todos los\ndatos utilizados se encuentran en unidades de US$ por kW año, por lo que no es\nnecesario alguna conversión de unidades, considerando que la metodología\nnecesita las unidades de US$ por kW año.\n\n. Se utilizan\nlos datos de \"O&M\" más actuales (2023) para los sistemas empresa\npública eje con seguidor (pág. 44 del documento de referencia).\n\n. Para los\nsistemas empresa pública con tipo de eje fijo, se considera la información del\nperíodo anterior obtenida del informe \"U.S. Solar Photovoltaic\nSystem and Energy Storage Cost Benchmark: Q1 2022\"\nponderando los datos de los sistemas empresa pública eje fijo y eje con\nseguidor del período 2022 y el eje con seguidor del período 2023, según la\nrecomendación remitida por NREL.\n\n. Debido a la\nausencia de datos para sistemas de empresa pública regulada de 20 MW (al amparo\nde la Ley 7200), se utiliza el promedio de los datos de \"O&M\"\ndisponible en dicho informe con eje fijo y con eje con seguidor.\n\nEl costo de\nexplotación para una planta privada solar fotovoltaica nueva resultante es de\nUS$ 15,83 por kW (Anexo 3).\n\n5. Costo\nfijo por capital (CFC)\n\nSegún la\nmetodología vigente, mediante este componente CFC se pretende garantizar a los\ninversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en otras\ninversiones con un nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la\nalternativa de participar en el desarrollo de la planta.\n\nPara estimar\nel CFC, se utilizó la siguiente ecuación:\n\n𝐶𝐹𝐶 = 𝑀 ? 𝐹𝐶\n\nDonde:\n\nCFC = Costo Fijo del Capital\n\nM = Monto de la inversión\nunitaria\n\nFC = Factor de inversiones\n\nA\ncontinuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de\nlas variables de dicha ecuación.\n\n4.1.\nFactor de Inversiones (FC)\n\nEl FC depende\nde las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la\nplanta. Se determina mediante la siguiente ecuación:\n\n \n\nDonde:\n\n? = Apalancamiento (relación de deuda)\n(%)\n\n? = Rentabilidad sobre aportes de\ncapital (%)\n\nt = Tasa de impuesto sobre la renta (%)\n\ni = Tasa de interés (%)\n\ne = Edad de la planta (años)\n\nd = Plazo de la deuda (años)\n\nv = Vida económica del proyecto (años)\n\nA continuación, se\ndetalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de las variables de\ndicha ecuación\n\na) Apalancamiento (?)\n\nEl apalancamiento se\nutiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio.\n\nEl cálculo se hace\nmediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas\neléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende\ntarifar.\n\nPara realizar el cálculo\nse utilizó un promedio simple de la información de financiamiento de proyectos\neléctricos disponibles en la Aresep, la cual corresponde con la información de\nla estructura (columna) de aportes y crédito que se muestra en la Convocatoria\nNo. 03-2015.\n\nPor lo tanto, el valor\npromedio del apalancamiento financiero es del 68,43% (Anexos 1 y 10).\n\nb) Rentabilidad sobre aportes al capital (?)\n\nDe acuerdo con la\nmetodología vigente, el nivel de rentabilidad estará determinado por la\naplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas\nen inglés), el cual parte de considerar que los cambios en el retorno de un\nactivo están relacionados con el riesgo asociado a éste, el cual a su vez se puede\nseparar en: riesgo sistémico y riesgo específico.\n\nDe acuerdo con la\nmetodología tarifaria \"la fuente primaria de información es Bloomberg\nL.P\" se utilizó la fuente de información Bloomberg L.P., de la cual se\nobtenían los valores de CAPM de las empresas de generación eléctrica con fuente\nsolar para el sector público. No obstante, según lo indicado en el oficio\nOF-0259-CDR-2021 del 29 de setiembre de 2021 (Anexo 14), la Aresep no renovó el\ncontrato de servicio con la empresa Bloomberg Finance L.P.\n\nEn este contexto, la\nmetodología de cálculo tarifario prevé que en caso de que dicha fuente no esté\ndisponible y la Aresep no cuente con acceso a fuentes de información financiera\nprivadas, se empleará para el cálculo del CAPM, la información publicada por el\nDr. Aswath Damodaran, la cual será utilizada en la presente fijación tarifaria,\ndetallándose la siguiente fórmula de cálculo:\n\n?= k_l+?a*PR+RP (Ecuación 7)\n\nDonde:\n\n? = Rentabilidad sobre los aportes de\ncapital propio (Costo de capital propio).\n\nkl = Tasa libre de riesgo, la cual\ncorresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el\ninversionista.\n\n?a = Beta apalancada de la inversión. Es\nla co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad\ndel mercado. Se denomina \"apalancada\" ya que se ha ajustado para\nconsiderar que parte de la inversión se financia con deuda.\n\nPR = Prima por riesgo. Se define como la\ndiferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el riesgo de una\ninversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto\npaís.\n\nSegún lo indica la\nmetodología vigente, la fuente de información elegida para las variables\ndescritas anteriormente será utilizada de manera consistente, en cuanto a\nextensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones\n(una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo\ndel promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los\n5 años más recientes para los que se disponga de información).\n\nLos parámetros que se\nrequieren calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta\ndesapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre\nla renta. La fuente de cada uno de ellos es la siguiente:\n\n. La tasa libre de riesgo\n(KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utiliza la tasa con el mismo período de maduración al que\nse calculó la prima por riesgo, la cual está\n\ndisponible en la página de internet de\nla Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nPor lo tanto, el promedio\nde la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,28% (ver anexo 4).\n\n. Prima por riesgo (PR):\nse emplea la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\" de la\nsiguiente dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.htmlPor\nlo tanto, el promedio de prima por riesgo de los últimos 5 años es de 4,94%\n(ver anexo 5).\n\n. Riesgo país (RP): se\nconsidera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk\nPremiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk\nPremium, de la siguiente dirección:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.\n\nEl valor del riesgo país\nutilizado es de 6,26%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años del riesgo\nespecífico para Costa Rica, según los valores publicados en enero de cada año\n(ver anexo 6).\n\n. Beta desapalancada (?d): el valor de la beta desapalancada se obtiene de la información publicada\npor el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html.\n\nPara calcular el promedio\nde los últimos cinco años para el beta desapalancado, se utiliza la siguiente\ndirección web\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html.\n\nEste valor debe ser\napalancado según la metodología RJD-034-2015 (?a).\n\nEl beta desapalancado\npromedio obtenido es de 0,4085 (ver Anexo 7).\n\n. Relación entre deuda y\ncapital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = ? /(1- ? ), donde ? es\nel apalancamiento financiero. Sin embargo, al ser la deuda cero, el valor de la\nrelación es de también cero. Por lo tanto, el beta apalancado coincide en valor\ndel beta desapalancado.\n\n. Tasa de impuesto sobre\nla renta (t): se define con base en la legislación vigente.\n\nLa tasa de impuesto sobre\nla renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley 7092.\n\nSe aplica la fórmula\ndescrita en la resolución RJD-034-2015, la cual es:\n\n𝐾𝑒 = 𝐾𝐿 + 𝛽𝑎 ? 𝑃𝑅 + 𝑅𝑃\n\nEn función de lo\nanterior, siguiendo el procedimiento indicado, el promedio del CAPM de los\nvalores resultantes es de 13,62%. (Anexo 8)\n\nc) Tasa de interés (i)\n\nTal y como se indica en\nla sección 3.3.3 de la metodología tarifaria, se utilizó el promedio mensual de\nlos valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco\nCentral de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los\nbancos privados.\n\nEl promedio aritmético de\nlos últimos sesenta meses, es decir, de enero de 2019 a diciembre de 2023, de\nla tasa de interés mencionada es de 5,78% (Anexo 9).\n\nEs importante señalar que\nel Banco Central de Costa Rica modificó la metodología de cálculo de las tasas\nde interés que publica en su página web, pasando de tasas en ventanilla a tasas\nefectivamente negociadas, a partir de abril de 2019. La metodología tarifaria\nestablece que se debe considerar el promedio mensual de los últimos sesenta\nmeses, dicho promedio de abril de 2019 a diciembre de 2023 corresponde a tasas\nnegociadas por los bancos privados. Conforme transcurra el tiempo, el promedio\ncalculado para los últimos sesenta meses considerará más datos sobre tasa\nnegociadas y menos tasas en ventanilla, hasta que la serie completa corresponda\na tasas negociadas2.\n\n2 Al momento de resolver se considerarán\nlos 60 meses más recientes disponibles al momento de la audiencia pública.\n\nd) Vida económica del proyecto (v)\n\nSegún          lo establecido en la metodología\nvigente, para los efectos del modelo, la vida económica del proyecto es de 20\naños, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la\ntarifa. Se supone que la vida económica es igual a la vida útil del proyecto,\nestimada en 20 años.\n\ne) Plazo de la deuda (d) y plazo del\ncontrato\n\nSegún lo estableció la\nmetodología, que el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa\nduración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compraventa de\nenergía, que es el máximo permitido por la ley.\n\nf) Edad de la planta (e)\n\nDado que se trata de\nplantas nuevas, a esa variable se le asignó un valor de cero, según lo señalado\npor la metodología tarifaria.\n\nPor lo tanto,\nconsiderando todos los datos calculados en este apartado, da como resultado un\nfactor de inversiones (FC) de 12,19% (Anexo 10).\n\n4.2. Monto de la\nInversión (M)\n\nEl costo de inversión (M)\nrepresenta los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nLa metodología\nseguidamente estableció lo siguiente:\n\n\"Los criterios\nmencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación\nse mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información\nasociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea\nelaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\"\n\nDe acuerdo con lo\nanterior, esta intendencia procede a realizar la actualización de los criterios\nantes mencionados para determinar los nuevos valores del monto de la inversión\npara plantas privadas solares fotovoltaicos nuevas al amparo de la Ley 7200.\n\nAl igual que con los\ncostos de explotación, hecha la revisión de las fuentes de información\ndisponibles al momento de la elaboración de la propuesta inicial, esta\nintendencia identificó que en el último informe disponible \"U.S. Solar\nPhotovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmarks, With Minimum\nSustainable Price Analysis: Q1 2023 \" publicado en setiembre 2023, NREL\nefectuó un cambio en el enfoque de análisis de datos y no publicó en dicho\ninforme los valores actualizados del costo de inversión asociados a plantas de\ngeneración de energía eléctrica a partir de paneles solares fotovoltaicos para\nlas variables \"Fixed-Tilt\" y \"One-Axis\" en las categorías\nde 5 MW, 10 MW, 50 MW y 100 MW; en el informe 2023 solo se estima el valor para\n100 MW para \"One-Axis\", dando como resultado un valor de $1.16.\n\nA partir de ese hallazgo,\nla IE procede a consultar mediante correo electrónico la posibilidad de obtener\nlos datos para las categorías faltantes, ante esto, se recibió respuesta y se obtuvieron\nlos datos a partir de la respuesta brindada mediante correo electrónico por\nparte NREL el día 13 de enero del 2024, en la cual recomiendan considerar la\ndiferencia porcentual en los costos entre todas las demás configuraciones (5\nMW, 10 MW, 50 MW de \"Fixed-Tilt\" y \"One-Axis\", 100 MW\n\"Fixed-Tilt\") en comparación con el costo de la configuración de 100\nMW-\"One-Axis\", publicada en los informes de 2022. Posteriormente,\naplicar la misma diferencia porcentual a los números de 2023 para estimar los\ncostos de las otras configuraciones. (Anexo 13).\n\nEs importante mencionar\nque basado en el análisis técnico realizado por esta intendencia, se tomó la\ndecisión de seguir la recomendación del correo de NREL con el propósito de\npoder estimar el costo para las configuraciones 5 MW, 10 MW, 50 MW y 100 MW,\nbasado en la configuración de 100 MW \"One-Axis\", aportada en el\ninforme de referencia, en la figura \"ES-1. Q1 2023 U.S. PV cost\nbenchmarks, pag 7\" en la cual se indica que la configuración 100MW el\nmonto total es de $1.161 según se detalla:\n\n \n\n \n\n \n\n \n\nLos pasos\nefectuados para calcular el costo de inversión son los siguientes:\n\n. Se utiliza\nla recomendación proporcionada por NREL (correo electrónico en anexo 13) para\nlos sistemas de empresas públicas de eje fijo y eje seguidor.\n\n. Para la\nproyección de las configuraciones 5 MW, 10 MW, 50 MW (eje fijo y eje seguidor)\ny 100 MW (eje fijo) se determina la proporción de cada una de ellas con\nrespecto a la configuración de 100 MW (eje seguidor), con un costo total de\n$1.161 para el año 2023, basado por el informe de NREL para el año 2023, de\nesta manera se establecen los costos de inversión para el eje fijo y eje\nseguidor para todas las configuraciones necesarias para terminar los costos de\ninversión.\n\n. Como los\ndatos no están disponibles para un sistema de 20 MW, se realiza un ajuste de regresión\nutilizando los datos de costo como variable dependiente y los datos de\ncapacidad del sistema como variable independiente. Asimismo, estos datos se\nutilizan para calcular la desviación estándar que es requerimiento del cálculo\nde la banda tarifaria.\n\n. La curva de\nregresión que mejor ajusta se evalúa en 10 MW (promedio de lo que establece\ncomo máximo de la Ley 7200).\n\nPor lo tanto,\nel costo de inversión unitario promedio para una planta solar fotovoltaica\nnueva es de US$ 1 433,55 por kW (Anexos 11 y 12). Por consiguiente, tal como se\nexplicó en párrafos anteriores, por medio del oficio OF-0029-IE-2024, esta\nintendencia solicitó al Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) por ser la\ninstancia responsable del proceso de formulación, revisión y actualización de\nlos instrumentos regulatorios incluidas las metodologías tarifarias,\nconsiderando para futuras fijaciones se valore la fuente de información\ndispuesta en la metodología RJD-034-2015 para el cálculo de la variable\ninversión.\n\n6.\nDefinición de la banda\n\nDe acuerdo\ncon la metodología tarifaria, se establece la regulación del precio de la\nenergía por parte de generadores privados al ICE, en el marco de la Ley 7200,\nmediante la definición de una banda tarifaria. Ese precio de venta servirá para\nregular aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas\nsolares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que establece el\nCapítulo 1 de la Ley 7200.\n\nLas bandas\ntarifarias se estiman de la siguiente manera, de acuerdo con lo establecido en\nla metodología tarifaria:\n\n. Límite\nsuperior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión, más una\ndesviación estándar. Es decir, 1 433,55 + 187,34 = US$ 1.620,89 por kW.\n\n. Límite\ninferior: se obtiene considerando los cambios introducidos en la resolución\nRE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023.\n\n\"(.)\n\n3.4 Monto\nde la inversión unitaria (M)\n\n(...)\n\ng. Se calcula\nla cantidad de desviaciones estándar del conjunto de valores promedio de costo\nde inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la\nbanda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.\n\n. 𝑋 =\n𝑌 ?\n1\n\nSujeto a la restricción:\n\n. Y > 0\n\nDonde,\n\nX = Cantidad de desviaciones\nestándar a incluir en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria.\n\nY = Cantidad mínima de\ndesviaciones estándar en términos absolutos que son necesarias para que el\ncosto de inversión unitaria sea 0 o negativa.\n\nEstimada como\nel costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de\nla desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a\nun número entero, se redondea al número entero superior.\n\nSi no fuera\nposible calcular el valor de Y, la variable \"X\" tomará el valor de 0.\n\n(...)\n\n3.5\nDefinición de la banda tarifaria\n\n(...)\n\n? Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario\npromedio de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad\nde desviaciones estándar (inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la\ndesviación estándar (inciso f de la sección 3.4).\n\n(.)\"\n\nTomando en\nconsideración la reforma a la metodología planteada anteriormente, se calcula\nel límite inferior, tomando como el valor del costo unitario promedio de la\ninversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones\nestándar multiplicada por la desviación estándar. Es decir, 1 433,55 - 7 *\n187,34 = US$ 122,17 por kW.\n\nA\ncontinuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas en esta\naplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones técnicas\ndefinidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas, en donde\nse resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de\nconformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí definidas, en\ndonde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por  n\n\nnúmero con 13 enteros y 5\ndecimales:\n\nCuadro No. 1\n\nGeneración privada solar -\nfotovoltaica\n\nCálculo de la banda tarifaria\n\n \n\n \n\n7.\nEstructura tarifaria\n\nEn cuanto a\nla estructura tarifaria, la metodología tarifaria indica lo siguiente: \"(.)\n\nEl propósito\nde la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su\ngeneración en los periodos en que el valor de la energía es mayor para el\nSistema Eléctrico Nacional. Sin embargo, en la generación solar, el patrón\nsolar es similar en todo el país (.), además no permite regular su producción\ncomo para trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por\nmantenimiento es poco significativa. En este caso, la fijación de una\nestructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la\nplanta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de\naplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla y\ncon un solo valor.\n\nPor las\nrazones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una\nestructura tarifaria.\"\n\n8. Moneda\nen que se expresará la tarifa\n\nSegún lo\nestablece la resolución RJD-034-2015, las tarifas resultantes de la metodología\ndetallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de\nAmérica (US$ o $). Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de\nconformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la\nnormativa aplicable.\n\n9.\nObligaciones de los generadores privados\n\nTal y como se\nestablece mediante la resolución RJD-034-2015, los generadores privados solares\nfotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante\nesta aplicación tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la\nAresep la información financiera auditada, (incluyendo gastos operativos y de\nmantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su\ndebida justificación.\n\nAdemás de lo\nanterior, mediante la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017 y su\nactualización la RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021, se estableció la\n\"Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público\nSuministro de Electricidad en su Etapa de Generación, Prestado por Generadores\nAmparados en el Capítulo I de la Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas,\nMunicipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y\notros similares que el Marco Legal Autorice\", por lo que los generadores\nsolares fotovoltaicos nuevos a los que les aplica esta tarifa deben remitir la\ninformación ahí solicitada, con los formularios y en la periodicidad\nestablecidos.\n\n[...]\n\nIV.\nCONCLUSIONES\n\n1. Al aplicar la metodología\ntarifaria aprobada para los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos,\nse obtiene un factor de planta de 21,49%; costo de explotación de $15,83 por\nkW; valor promedio del apalancamiento financiero de 68,43%; nivel de\nrentabilidad del 13,62% y un costo de inversión promedio unitario de $1.433,55\npor kW.\n\n2. De conformidad con la\nmetodología tarifaria para plantas de generación privada solares fotovoltaicos\nnuevas, la tarifa promedio propuesta para la generación de energía eléctrica\nmediante la fuente solar, es de $ 0,10126 por kWh. Lo anterior implica un\naumento de 16,15% respecto a la tarifa vigente.\n\n3. De la misma manera, se\nprocedió a determinar la banda tarifaria propuesta para la generación de\nenergía eléctrica mediante fuente solar, siendo la banda inferior (límite\ninferior) de $ 0,01632 por kWh y una banda superior (límite superior) de $\n0,11339 por kWh.\n\n[...]\n\nII. Que, en lo que se refiere a\nla audiencia pública, del informe técnico IN-0049-IE- 2024 citado, conviene\nextraer lo siguiente:\n\n[...]\n\nLa audiencia\npública se realizó de conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la\nLey de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley Nº 7593) y los\nartículos 50 al 56 del Reglamento de la citada Ley (Decreto Nº 29732-MP) el 4\nde marzo 2024.\n\nDe acuerdo\ncon el oficio IN-0135-DGAU-2024 correspondiente al informe de oposiciones y\ncoadyuvancias (folios 90-91) y el acta de audiencia AC-0356-DGAU-2024 remitida\npor la Dirección General de Atención al Usuario (folios 82 al 89), se\nrecibieron tres posiciones.\n\nA\ncontinuación, se procede a resumir la posición presentada y su respectivo\nanálisis:\n\n. POSICIONES\nRECIBIDAS EN AUDIENCIA PÚBLICA VIRTUAL:\n\n1.\nPosición: Luca Leiva Lachner, cédula de identidad número 118220560.\n\nObservaciones:\nEl\nseñor no se refirió a si estaba en contra o a favor, solamente realizó varias\nconsultas sobre la propuesta.\n\nNotificaciones:\nlucaleivalachner@outlook.com\n\nDe acuerdo\ncon las consultas realizadas por el señor Luca Leiva Lachner esta Intendencia\nprocede a responderlas.\n\n1. ¿Sobre\ncómo se calculan las bandas inferiores y por qué se calcula una banda inferior?\n¿Cuál es el propósito de tener una banda mínima para las tarifas?\n\nSe le indica\nal consultante que, la metodología tarifaria establecida mediante la\nRJD-034-2015 y su reforma parcial RE-0110-JD-2023 indica como definir las\nbandas, en su apartado \"3.5. Definición de la banda tarifaria\":\n\n\"Las\nbandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:\n\n- Límite\nsuperior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una\ndesviación estándar.\n\n- Límite\ninferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión\nunitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar\n(inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f\nde la sección 3.4).\" Lo resaltado no corresponde al original.\n\nAdemás, en el\napartado \"6. Justificación de los cambios propuestos\" de la RE-\n0110-JD-2023, se indicó lo siguiente:\n\n(...) En\ngeneral, el este enfoque busca proteger a los consumidores de fijaciones\nineficientes y no relacionadas con el costo de proveer el servicio, pero sin\nlimitar la posibilidad de que el ICE y los generados privados de energía\neléctrica establezcan tarifas que se ajusten a las mejoras en la eficiencia y\nel desarrollo tecnológico del sector, brindando de esta manera cierto nivel de\nflexibilidad en los procesos de establecimiento de las tarifas.\n\n(...)\n\nTal y como\npuede observarse del extracto anterior, la banda tarifaria inferior se fija con\nel fin de obtener tarifas que se ajusten de manera más adecuada a las mejoras\nen la eficiencia y el desarrollo tecnológico.\n\n2. ¿Con estas\nnuevas bandas estas se van a aplicar a la subasta del 2023 que se vio pausada o\nse van a mantener las tarifas previas para esta subasta que se vio pausada?\n\nLa\nmetodología establece en su apartado \"1. Objetivo\" lo siguiente:\n\n(...)\n\nEl objetivo\nde la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas\nde generación solar fotovoltaica.\n\nCon este\npropósito, se ha definido un modelo tarifario para plantas de generación solar\nfotovoltaica con potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar\ndentro de un rango aceptable regulatoriamente de costos y de eficiencia\noperativa. Para ello, se ofrece una banda tarifaria que permite al comprador\nofrecer una gama de precios de compra de electricidad con los cuales el\noferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de\noperación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad\nrazonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de\nelectricidad.\n\n(...)\n\nTal y como se\npuede observar del extracto anterior, las subastas no están contempladas dentro\ndel objetivo la metodología tarifaria, en el tanto estas no forman parte de las\ncompetencias de esta Autoridad Reguladora, por lo que es criterio del ICE\ndefinir las condiciones en las que las lleva a cabo.\n\n. POSICIONES\nENVIADAS AL EXPEDIENTE:\n\n1.\nOposición: Luis Gabriel Chaves Calderón, cédula de identidad 1-1171-0344.\n\nObservaciones:\nNo\nhace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito (visible a\nfolio 71).\n\nNotificaciones:\nAl\ncorreo electrónico: lchaves@energova.co.cr\n\nResumen:\n\nEl opositor\nargumenta que, establecer el límite inferior de la banda en cero o en un nivel\nexcepcionalmente bajo para un sector regulado plantea riesgos tanto para los\nusuarios como para los proveedores de servicios. Tal determinación introduce\nincentivos perversos que pueden llevar a una fijación de precios ruinosos en un\nsector gobernado por contratos que no son temporales o a corto plazo, sino a\nplazos de 20 años, según se determina en el marco de la Ley 7200.\n\nSeñala\ntambién que definir el límite inferior de la banda en cero o en un nivel\nexcepcionalmente bajo puede resultar económicamente insostenible o perjudicial\npara aquel proveedor de los servicios, el cual, con la intensión de asegurarse\nla adjudicación en una convocatoria, se permita proponer una tarifa ruinosa. Si\nbien dicha tarifa podría resultar atractiva a primera vista, en el largo plazo\npodrá llevarlo a pérdidas financieras significativas, no siendo capaz de cubrir\nlos costos asociados con la generación o producción de la energía previamente\nproyectada y de necesidad urgente para Costa Rica.\n\nAsí mismo\nindica en su oposición, que ARESEP permita incentivar precios tan bajos podría\ntener repercusiones considerablemente negativas, tales como un mantenimiento\ninadecuado de la infraestructura existente o incluso el abandono de activos\ngeneradores. Este escenario conllevaría riesgos para los usuarios del servicio\nal comprometer la integridad y confiabilidad del suministro energético.\n\nEn virtud de\nlo anterior indica, debe existir un equilibrio entre intereses. Para el\nconsumidor, la regulación busca garantizar tarifas justas y razonables. También\nes crucial garantizar la sostenibilidad financiera del proveedor para evitar\ninterrupciones en el servicio, asegurando que se cumplan los estándares de\ncalidad y eficiencia.\n\nPetitoria:\n\n. En aras de\nmantener el equilibrio entre intereses y salvaguardar la integridad del sector\neléctrico, instamos a la ARESEP a una reconsideración de la propuesta. La transparencia\ny la participación pública son esenciales en este proceso, asegurando que las\ndecisiones finales respeten los estándares de justicia y eficiencia.\n\nRespuesta:\n\nSobre lo\nmanifestado por la empresa opositora, es importante recordarle al opositor que\nesta Intendencia es un aplicador de las metodologías diseñadas por el CDR y\naprobadas por la Junta Directica de la Aresep.\n\nAl respecto,\nel Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), en el artículo 17\ninciso 1 establece, como parte del conjunto de funciones de las Intendencias,\nlo siguiente:\n\n(...)\n\n1. Fijar los\nprecios, tarifas y tasas de los servicios públicos bajo su competencia\naplicando los modelos vigentes aprobados por Junta Directiva.\"\n\n(...)\n\nMientras que,\ncomo parte de las funciones de la Junta Directiva, el mismo reglamento\nestablece lo siguiente:\n\n(...)\n\n16. Aprobar\nlas metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores\nregulados bajo su competencia.\"\n\n(...)\n\nEn línea con\nlo anterior, se le indica al opositor que en la propuesta llevada a audiencia\npública por medio del informe IN-0007-IE-2024, se está dando cumplimiento a lo\nestablecido en la metodología la RJD-034-2015 y su reforma parcial RE-0110-JD-2023,\nque dispone en su apartado \"3.5. Definición de la banda tarifaria\"\nque se calcule una banda con un límite superior e inferior, de la siguiente\nmanera:\n\n\"Las\nbandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:\n\n- Límite superior:\nse obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una desviación\nestándar.\n\n- Límite\ninferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión\nunitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar\n(inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f\nde la sección 3.4).\" Lo resaltado no corresponde al original.\n\nAdemás, en el\napartado \"6. Justificación de los cambios propuestos\" de la RE-\n0110-JD-2023, se indicó lo siguiente:\n\n(...)\n\nEn general,\nel este enfoque busca proteger a los consumidores de fijaciones ineficientes y\nno relacionadas con el costo de proveer el servicio, pero sin limitar la posibilidad\nde que el ICE y los generados privados de energía eléctrica establezcan tarifas\nque se ajusten a las mejoras en la eficiencia y el desarrollo tecnológico del\nsector, brindando de esta manera cierto nivel de flexibilidad en los procesos\nde establecimiento de las tarifas.\n\nEsto tendría\nun impacto positivo en los consumidores y en la economía en general. Esto\nporque al disminuir los costos de generación, se pueden lograr tarifas\neléctricas más competitivas, lo que se traduce en ahorros para los consumidores\ny en una mayor capacidad de las empresas para ser más competitivas.\n\n(...)\n\nAunado a los\nanterior, se le indica al opositor, que en el proceso de participación\nciudadana que se llevó a cabo con el objetivo de dar a conocer las reformas\nparciales a las metodologías de solar fotovoltaico y eólicas nuevas, se\nrecibieron oposiciones que en las que se mencionaba que la reforma propuesta\natentaba contra el equilibrio financiero y llevaba por lo tanto a la obtención\nde precios ruinosos, al bajar la cantidad de deviaciones estándar para definir\nel límite inferior de la banda.\n\nstas\noposiciones fueron atendidas por el CDR, encargado del desarrollo de la\nmetodología, mediante el informe IN-0070-CDR-2023, puntualmente en la respuesta\na los argumentos 4 y 5 se indicó lo siguiente:\n\nRespuesta\nArgumento 4:\n\n(...)\n\nSe indica que\nlas metodologías, como un todo, y los ajustes propuestos, en particular,\nprocuran el equilibrio entre los intereses de los usuarios y los prestadores en\nconcordancia con los establecido con el artículo 4 inciso b) de la Ley N.º\n7593, utilizando el enfoque regulatorio de bandas tarifarias que incluye\nflexibilidad y eficiencia en la determinación de las respectivas tarifas, en\nuna industria caracterizadas por disminuciones importantes en los costos de operación\ne inversión\n\n(.)\n\nRespuesta\nArgumento 5:\n\n(...)\n\nLas\nmetodologías tarifarias actuales, al igual que los cambios propuestos están\nrespaldadas en argumentos técnicos y regulatorios a nivel nacional e\ninternacional, tal y como se detalle en los respectivos informes técnicos que\nfundamentan las recomendaciones. Por su parte, las propuestas de modificación\nintroducen un mayor grado de flexibilidad a la hora de fijar tarifas para estas\ndos fuentes de generación, dado los cambios en el entorno y las técnicas regulatorias\nque se analizan ampliamente en el respectivo informe técnico. En este sentido,\nlas metodologías tarifarias no devienen en \"precios ruinosos\" o\n\"proyectos de papel\", en el tanto los precios se calculan con base en\nmetodologías tarifarias e información técnica propia de cada sector.\n\n(...)\n\nEn este\ncontexto, de acuerdo con la gobernanza institucional vigente, a la Intendencia\nle corresponde únicamente la aplicación de lo establecido en la metodología\nRJD-034-2015 y su reforma parcial mediante la RE-0110-JD-2023, de modo que los\nargumentos planteados por el opositor fueron atendidos por el CDR en el momento\nde la aprobación de la reforma a la metodología. Considerando lo expuesto, se\nrecomienda rechazar este argumento.\n\n2.\nOposición: MSD Energía Platanar Sociedad Anónima, cédula de personería\njurídica N° 3-101-702453, representada por el señor Javier Matamoros Agüero,\ncédula de identidad 2-0359-0733, y el señor Fernando Alonso Castro Esquivel,\ncédula de identidad 1-0577-0836, en su condición de presidente y secretario,\nrespectivamente, con facultades de representantes judiciales y extrajudiciales.\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\nPresenta escrito (visible a folio 076 y 081).\n\nNotificaciones:\nAl\ncorreo electrónico: ruben@zamoracr.com\n\nResumen:\n\nLa empresa\nargumenta los siguientes:\n\n1.\nViolación al principio de servicio al costo:\n\nLa empresa\nargumenta que, en el artículo 3, inciso b, de la Ley 7593 dispone que el\n\"servicio al costo\" es el principio que determina la forma de fijar\nlas tarifas por parte de la ARESEP:\n\nb) Servicio\nal costo: principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios\nde los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos\nnecesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y\ngaranticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que\nestablece el artículo 31.\n\nIndica que se\ndeben contemplar en el cálculo de la tarifa, \"los costos necesarios para prestar\nel servicio\", lo cual incumple la fijación tarifaria de referencia, por\ncuanto al establecer un piso de la banda que se calcula con un costo de\ninversión de $122.17 dólares por kW no está reconociendo los costos reales de\ninversión de un proyecto solar fotovoltaico que en promedio la misma fijación\nestima en $1,433.55 dólares.\n\nAsí mismo\nmenciona que la fijación tampoco cumple con la \"retribución\ncompetitiva\" que establece el servicio al costo, por cuanto dado que en la\nfórmula metodológica la inversión ($122.17) es el parámetro fundamental para el\ncálculo de la rentabilidad, el Costo Fijo de Capital cae de $174.75 dólares en\nel promedio a $14.89 dólares en el piso de la banda.\n\nPor último,\nargumenta que la fijación planteada, no solo no garantiza \"el adecuado\ndesarrollo de la actividad\" sino que podemos afirmar categóricamente que\nlo impide, puesto que no será viable desarrollar un proyecto con los costos\nirreales y ruinosos que se han planteado alrededor del piso de la banda a 1,68\ncentavos de dólar por kWh.\n\n2.\nViolación a la ciencia, la técnica y la lógica más elemental:\n\nLa empresa\nargumenta que, no existen costos de inversión de proyectos solares de $122,17\ndólares y menos aún para proyectos que tienen que ser de menos 20 MW como es el\ncaso bajo el Capítulo I de la Ley 7200.\n\nIndica que\nadjunta como prueba de lo anterior Informe de Costos de generación de energía\nrenovable que salió a mediados del año 2023 con los costos actualizados al año\n2022, realizado por la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA).\n\nLos costos de\nproyectos fotovoltaicos los podrán encontrar de la página 88 a 108 de dicho\ndocumento.\n\nManifiesta\nque en el Informe se indica que los precios de los módulos fotovoltaicos luego\nde venir bajando han experimentado una subida de precio en 2021 de entre 4% a\n7% por cuanto la cadena de producción se ha visto afectada y los materiales han\nsubido de precio, y los precios del año 2022 aún se encuentran por encima del\naño 2020. Así las cosas, los paneles de alta eficiencia (que deberíamos usar de\nreferencia dado que la fijación parte de un 21,49% de factor de planta) tiene\nun costo que ronda los $0.435 dólares por watt, es decir, solo los paneles\ncostarían $435 dólares por kW mientras que la fijación tarifaria contempla\n$122,17 dólares para toda la inversión.\n\n3.\nViolación al principio de equilibrio financiero:\n\nLa empresa\nopositora manifiesta, que el equilibrio financiero es un derecho que está\nestablecido en el artículo 31 de la Ley 7593 y que además tiene una extensa\njurisprudencia de protección constitucional.\n\nArticulo 31.-\nFijación de tarifas y precios:\n\nPara fijar\nlas tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora\ntomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público,\nsegún el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del\nservicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.\nEn este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si\nexiste imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará\nla situación particular de cada empresa.\n\nLos criterios\nde equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y\neficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser\nelementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios\npúblicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio\nfinanciero de las entidades prestadoras del servicio público.\n\nExponen que\nes muy grave que un órgano técnico e independiente como la ARESEP plantee una\nfijación tarifaria que parte de un costo de inversión que no cubre el 78% de la\ninversión.\n\nPetitoria:\n\nEn virtud de\ntodo lo antes expuesto, solicitamos que se suspenda la fijación tarifaria de\nreferencia por cuanto resulta evidente que su aplicación resulta contraria a la\nLey, así como a la ciencia, la técnica y la lógica más elemental.\n\nLa\nIntendencia de Energía como órgano técnico debería hacer ver a la Junta\nDirectiva de la ARESEP que los parámetros de la metodología a nivel de\ndesviaciones hacia abajo para fijar el piso de la banda resultan ilegales y\nabsurdos desde un punto de vista técnico.\n\nRespuesta:\n\nAl respecto,\nconsiderando que los argumentos anteriores están relacionados entre sí, se\nresponderán de manera conjunta:\n\nEn lo que\nrespecta a los argumentos presentados por la empresa opositora sobre el\nreconocimiento tarifario del monto de la inversión, es necesario precisar que,\nen todas las fijaciones tarifarias en aplicación de la \"Metodología para\nla Determinación de las Tarifas de Referencia para Plantas de Generación\nPrivada Solares Fotovoltaicas Nuevas\", la IE realiza un análisis técnico\nriguroso basado en el informe \"U.S. Solar Photovoltaic System and Energy\nStorage Cost Benchmarks, With Minimum Sustainable Price Analysis: Q1 2023\"\nde NREL (\"National\n\nRenewable\nEnergyLaboratory\") publicado en setiembre 2023 tal como lo establece en la\nmetodología en el apartado \"3.4. Monto de la inversión unitaria (M)\",\nya que a la fecha el ICE no ha realizado ningún contrato con empresas en\neste sector, por lo que esta Intendencia no cuenta con información contable\nfinanciera de plantas solares fotovoltaicas a nivel nacional.\n\nEste análisis\nse realiza con el objetivo velar por el principio de servicio al costo, de\nconformidad con lo establecido en la Ley 7593, de manera que se contemplen\núnicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una\nretribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de\nacuerdo con lo establecido en el artículo 31 de la misma Ley; teniendo como\nobjetivo la armonización de los intereses de usuarios, consumidores y\nprestadores del servicio público.\n\nAsí mismo, de\nconformidad con lo establecido en la metodología RJD-034-2015 aprobada por la\nJunta Directiva de la Autoridad Reguladora y su reforma mediante la resolución\nRE-0110-JD-2023, se realizan los ajustes necesarios para utilizar los datos que\ncontemplen el monto de inversión necesarios para prestar el servicio.\n\nEn complemento\ncon lo anterior, el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado\n(RIOF), en el artículo 17 inciso 1 establece, como parte del conjunto de\nfunciones de las Intendencias, lo siguiente:\n\n(...)\n\n2. Fijar los\nprecios, tarifas y tasas de los servicios públicos bajo su competencia\naplicando los modelos vigentes aprobados por Junta Directiva.\"\n\n(.)\n\nMientras que,\ncomo parte de las funciones de la Junta Directiva, el mismo reglamento establece\nlo siguiente:\n\n(.)\n\n16. Aprobar\nlas metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores\nregulados bajo su competencia.\"\n\n(...)\n\nPor\nconsiguiente, se le recuerda al opositor que, en la propuesta llevada a\naudiencia pública por medio del informe IN-0007-IE-2024, se está dando\ncumplimiento a lo establecido en la metodología la RJD-034-2015 y su reforma\nparcial RE-0110-JD-2023, que dispone en su apartado \"3.5. Definición de la\nbanda tarifaria\" que se calcule una banda con un límite superior e\ninferior, de la siguiente manera:\n\n\"Las\nbandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:\n\n? Límite\nsuperior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una\ndesviación estándar.\n\n? Límite\ninferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión\nunitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar\n(inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f\nde la sección 3.4).\" Lo resaltado no corresponde al original.\n\nAdemás, en el\napartado \"6. Justificación de los cambios propuestos\" de la RE-\n0110-JD-2023, se indicó lo siguiente:\n\n(...)\n\nEn general,\nel este enfoque busca proteger a los consumidores de fijaciones ineficientes y\nno relacionadas con el costo de proveer el servicio, pero sin limitar la\nposibilidad de que el ICE y los generados privados de energía eléctrica\nestablezcan tarifas que se ajusten a las mejoras en la eficiencia y el\ndesarrollo tecnológico del sector, brindando de esta manera cierto nivel de\nflexibilidad en los procesos de establecimiento de las tarifas.\n\nEsto tendría\nun impacto positivo en los consumidores y en la economía en general. Esto\nporque al disminuir los costos de generación, se pueden lograr tarifas\neléctricas más competitivas, lo que se traduce en ahorros para los consumidores\ny en una mayor capacidad de las empresas para ser más competitivas.\n\n(...)\n\nDe acuerdo\ncon lo referido, en el punto \"4.2. Monto de la Inversión (M)\" del\npresente informe, se evidencia que la IE siguió un procedimiento trazable y transparente\nen apego a la metodología tarifaria vigente.\n\nAunado a los\nanterior, se le recuerda al opositor, que en el proceso de participación\nciudadana que se llevó a cabo con el objetivo de dar a conocer las reformas\nparciales a las metodologías de solar fotovoltaico y eólicas nuevas, se\nrecibieron oposiciones por medio de las cuales se mencionaba que la reforma\npropuesta atentaba contra el equilibrio financiero y llevaba por lo tanto a la\nobtención de precios ruinosos, al bajar la cantidad de deviaciones estándar\npara definir el límite inferior de la banda.\n\nSin embargo,\nse aclara que estas oposiciones fueron atendidas por el CDR, que es la\ninstancia encargada del desarrollo de la metodología, mediante el informe IN-\n0070-CDR-2023, puntualmente en la respuesta a los argumentos 4 y 5 se indicó lo\nsiguiente:\n\nRespuesta\nArgumento 4:\n\n(.)\n\nSe indica que\nlas metodologías, como un todo, y los ajustes propuestos, en particular,\nprocuran el equilibrio entre los intereses de los usuarios y los prestadores en\nconcordancia con los establecido con el artículo 4 inciso b) de la Ley N.º\n7593, utilizando el enfoque regulatorio de bandas tarifarias que incluye\nflexibilidad y eficiencia en la determinación de las respectivas tarifas, en\nuna industria caracterizadas por disminuciones importantes en los costos de\noperación e inversión\n\n(...)\n\nRespuesta\nArgumento 5:\n\n(...)\n\nLas\nmetodologías tarifarias actuales, al igual que los cambios propuestos están\nrespaldadas en argumentos técnicos y regulatorios a nivel nacional e\ninternacional, tal y como se detalle en los respectivos informes técnicos que\nfundamentan las recomendaciones. Por su parte, las propuestas de modificación\nintroducen un mayor grado de flexibilidad a la hora de fijar tarifas para estas\ndos fuentes de generación, dado los cambios en el entorno y las técnicas\nregulatorias que se analizan ampliamente en el respectivo informe técnico. En\neste sentido, las metodologías tarifarias no devienen en \"precios\nruinosos\" o \"proyectos de papel\", en el tanto los precios se\ncalculan con base en metodologías tarifarias e información técnica propia de\ncada sector.\n\n(...)\n\nCon base en\nlo anterior, de acuerdo con la gobernanza institucional vigente, a la\nIntendencia le corresponde únicamente la aplicación de lo establecido en la\nmetodología RJD-034-2015 y su reforma parcial mediante la RE-0110-JD-2023, de\nmodo que los argumentos planteados por el opositor fueron atendidos por el CDR\nen el momento de la aprobación de la reforma a la metodología. Por lo descrito\nanteriormente, se recomienda rechazar este argumento.\n\n[...]\n\nIII. Que de conformidad con lo\nseñalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los\nautos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores\nprivados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al\nInstituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley 7200\nu otros compradores debidamente autorizados por la Ley, tal y como se dispone:\n\nPOR TANTO\n\nLA\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria\npara todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un\ncontrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del\nCapítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la\nLey, en:\n\n. Tarifa\ninferior (límite inferior) de $ 0,01632 por kWh\n\n. Tarifa\nsuperior (límite superior) de $ 0,11339 por kWh,\n\nII. Indicar como respuesta a las\nposiciones interpuestas en la audiencia pública lo externado en el Considerando\nII de esta resolución, así como agradecer a los participantes por sus aportes.\n\nIII. Establecer que los precios\nrigen a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial La\nGaceta.\n\nDe conformidad\ncon el acuerdo de Junta Directiva Nº06-83-2021, del acta de la sesión\nextraordinaria 83-2021, celebrada el 23 de setiembre de 2021 y ratificada el 28\nde setiembre del mismo año, se incorporan a esta resolución los anexos del\ninforme técnico IN-0049-IE-2024 del 22 de marzo de 2024, que sirve de base para\nel presente acto administrativo.\n\nEn cumplimiento\nde lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la\nAdministración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución pueden\ninterponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario\nde revisión. Los recursos ordinarios podrán presentarse ante la Intendencia de\nEnergía, de acuerdo con los artículos 346 y 349 de la LGAP.\n\nSegún el\nartículo 346 de la LGPA, los recursos de revocatoria y de apelación deberán\ninterponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil\nsiguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los\nplazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\nComplete Text of Standard 0028\n\n Ex officio application of the Methodology for the determination of reference\ntariffs for new private solar photovoltaic generation plants\n\nREGULATORY AUTHORITY FOR PUBLIC\nSERVICES\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRE-0028-IE-2024\n\nSAN JOSÉ, AT 13:03 HOURS\nON MARCH 22, 2024\n\nEX OFFICIO APPLICATION OF THE\n\"METODOLOGÍA PARA LA\n\nDETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS\nDE REFERENCIA PARA PLANTAS DE\n\nGENERACIÓN PRIVADA SOLARES\nFOTOVOLTAICAS NUEVAS\", ACCORDING TO\n\nRJD-034-2015, AND FIRST-TIME\nAPPLICATION OF THE PROVISIONS OF\n\nTHE REFORM TO THE AFOREMENTIONED\nMETHODOLOGY, THROUGH RE-0110-JD-\n\n2023 OF NOVEMBER 15, 2023\n\nET-002-2024\n\nWHEREAS:\n\nI. That on March 16, 2015, through resolution RJD-034-2015, the \"Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas\" was approved, which was published in La Gaceta 60 of March 26, 2015.\n\nII. That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, the mandatory use of the electronic invoicing system was resolved, in accordance with the technical and normative specifications defined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same department, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals.\n\nIII. That on March 22, 2023, through resolution RE-0029-IE-2023, published in Alcance Digital 52 to La Gaceta 55 of March 24, 2023, the current tariff band for private solar photovoltaic generators was set.\n\nIV. That on November 15, 2023, through resolution RE-0110-JD-2023, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) approved the \"Modificación parcial de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, aprobadas por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, mediante las resoluciones RJD-163-2011 y RJD-034-2015,\" which was published in Alcance 234 to La Gaceta 220 of November 27, 2023.\n\nV. That on January 22, 2024, through official letter OF-0049-IE-2024, the opening of a case file was requested for the proposal to set reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants, contained in report IN-0007-IE-2024 (folios 1 to 2).\n\nVI. That on January 22, 2024, through official letter OF-0053-IE-2024, the call for the public hearing process was requested for the proposal to set reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants, contained in report IN-0007-IE-2024 (folios 31 to 32).\n\nVII. That on January 29, 2024, the call for a public hearing was published in La Gaceta 26, to be held on March 4, 2024 (folios 63 to 64).\n\nVIII. That on March 4, 2024, the virtual public hearing was held, as recorded in minutes AC-0356-DGAU-2024 (folios 82 to 89).\n\nIX. That on March 8, 2024, through report IN-0135-DGAU-2024, the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) forwarded to the Intendencia de Energía (IE) the report of oppositions and coadjuvancies (folio 90 to 91).\n\nX. That on March 22, 2024, through technical report IN-0049-IE-2024, the IE analyzed the present proceeding and in said technical study recommended setting the tariff band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200 or other buyers duly authorized by Law (added to the record).\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from the technical report IN-0049-IE-2024 mentioned above, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[...]\n\nII.\nANALYSIS OF THE MATTER\n\n1.\nPartial modification to the methodology\n\nRegarding the application of the partial modification to the current methodology (RJD-034-2015), it is appropriate to extract from resolution RE-0110-JD-2023 the following:\n\n\"(...)\n\n3.4 Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria) (M)\n\n(...)\n\ng. The number of standard deviations from the set of average unit investment cost values to be incorporated into the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, meeting the following criterion.\n\n𝑋 = 𝑌 ? 1\n\nSubject to the restriction:\n\nY > 0\n\nWhere,\n\nX = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower\n\nlimit of the tariff band.\n\nY = Minimum number of standard deviations in absolute terms that are necessary for the unit investment cost to be 0 or negative.\n\nEstimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the standard deviation value (subsection f); if the result is different from an integer, it is rounded up to the next integer.\n\nIf it is not possible to calculate the value of Y, the variable \"X\" shall take the value of 0.\n\n(...)\n\n3.5\nDefinition of the tariff band\n\n(...)\n\n? Lower limit: calculated as the value of the average unit cost of the unit investment (Monto de la inversión unitaria) minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\n\n(...)\"\n\nIn this context, in response to the changes introduced into the current methodology (RJD-0034-2015) through the approved reform (RE-0110-JD-2023) and the ordinary ex officio application, this Intendency issues the present report.\n\n2.\nApplication of the methodology\n\nThis section presents the details of the ex officio application of the \"Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas\" established through resolution RJD-034-2015 and its reform.\n\nAccording to the tariff methodology, the tariff band is calculated from the following economic equation:\n\n𝐶𝐸 + 𝐶𝐹𝐶 = 𝑝 ? 𝐸\n\nWhere, solving for p,\nthe following is obtained:\n\n𝑝 =\n\n𝐶𝐸 + 𝐶𝐹𝐶\n\n𝐸\n\nWhere:\n\nCE = Operating costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed cost of capital (Costo fijo por capital)\n\np = Sale tariff\n\nE = Sales expectations (quantity of energy)\n\nTherefore, for the purposes of this model, the tariff depends on both the electricity sales expectations and the operating costs (Costos de explotación) and the fixed cost of capital. Consequently, the determination of the sale tariff for electricity from new private generators requires the estimation of these variables.\n\nBelow is the detail of how the calculation of each of the variables of that equation was performed.\n\n3.\nSales expectations (Expectativas de ventas) (E)\n\nAccording to the current methodology, to estimate the quantity of energy to be used, the following equation must be applied:\n\n𝐸 = 𝐶 ? 8760 ?\n𝑓𝑝\n\nWhere:\n\nE = Annual sales expectations (quantity of energy)\n\nC = Installed capacity of the plant (C=1 kW is assumed)\n\n8760 = Number of hours in a year (24*365)\n\nfp = applicable plant factor by source\n\nTo calculate the plant factor (fp), the following criteria were applied:\n\n. The plant factor values reported in \"Cuadro N°5 - Verificación de condiciones mínimas - Convocatoria N°3-2015\" (Anexo 1) of the technical report \"Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 \"Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo I de la Ley N° 7200\"\" (Anexo 1) are chosen, considering that this is the most recent information available at the IE.\n\n. The average plant factor value was calculated over the twenty years of the contract, taking into account a solar panel degradation of 0.7% per year, as established in the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", conducted by ECLAREON/BSW (2014). Applying these criteria, the plant factor for a solar photovoltaic plant is 21.49% (Anexo 2).\n\nIn this context, using the previous result and the corresponding equation, the value of energy expectations (E) is 1882.18 kWh.\n\n4. Operating costs (Costos de Explotación) (CE)\n\nThe operating costs (Costos de explotación) include the variable and fixed costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.\n\nIn this regard, the tariff methodology specifically establishes the following:\n\n\"The criteria mentioned above for determining the operating cost (costo de explotación) values shall remain in effect as long as the information source associated with these criteria is not replaced by more up-to-date ones that meet adequate requirements for reliability, quality, and the possibility of disclosing their data. The adoption of new information sources for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.\"\n\nIn accordance with this, the IE considered in the tariff study the report \"U.S. Solar Photovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmarks, With Minimum Sustainable Price Analysis: Q1 20231\" from NREL (\"National Renewable Energy Laboratory\") published in September 2023. (Anexo 13). This report contains more up-to-date information on the costs of solar photovoltaic generation projects, which is why it was used in this tariff study.\n\nFrom this report, the operating costs (Costos de explotación) associated with the operation and maintenance of electricity generation plants using single-axis tracker type solar photovoltaic panels are extracted. It must be clarified that based on the available 2022 report, NREL made a change in its data analysis approach; however, it does not calculate the fixed-tilt type. Given this, the IE, via email on January 27, 2023 (Anexo 13), proceeded to consult NREL, which issued a response indicating that a simple way to estimate the utility fixed-tilt O&M.\n\n1 https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/83586.pdf.\n\nIn that context, this study considered data from the previous period (fixed-tilt and single-axis tracker) and, based on the weighting result, the value for public utility systems with fixed-tilt for the period under analysis is estimated, resulting in $15.08 kW/year. (Anexo 15).\n\nFor its part, according to the available report, NREL uses benchmarks and provides information on the long-term cost trajectories for photovoltaic and energy storage systems. For this report, the benchmark \"modeled market price (MMP)\" is used, which considers the market and policy conditions specific to the period of analysis.\n\nThe steps taken to calculate the operating cost (costo de explotación) are as follows:\n\n. All data used are in units of US$ per kW year, so no unit conversion is necessary, considering that the methodology requires units of US$ per kW year.\n\n. The most current \"O&M\" data (2023) for public utility single-axis tracker systems are used (p. 44 of the reference document).\n\n. For public utility systems with fixed-tilt type, information from the previous period obtained from the report \"U.S. Solar Photovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmark: Q1 2022\" is considered, weighting the data from public utility fixed-tilt and single-axis tracker systems for the 2022 period and the single-axis tracker for the 2023 period, according to the recommendation sent by NREL.\n\n. Due to the absence of data for regulated public utility systems of 20 MW (under Ley 7200), the average of the \"O&M\" data available in said report for fixed-tilt and single-axis tracker is used.\n\nThe resulting operating cost (costo de explotación) for a new private solar photovoltaic plant is US$15.83 per kW (Anexo 3).\n\n5. Fixed cost of capital (Costo fijo por capital) (CFC)\n\nAccording to the current methodology, this CFC component is intended to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the plant's development attractive.\n\nTo estimate the CFC, the following equation was used:\n\n𝐶𝐹𝐶 = 𝑀 ? 𝐹𝐶\n\nWhere:\n\nCFC = Fixed cost of capital (Costo Fijo del Capital)\n\nM = Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria)\n\nFC = Investment factor (Factor de inversiones)\n\nBelow is the detail of how the calculation of each of the variables of that equation was performed.\n\n4.1.\nInvestment Factor (Factor de Inversiones) (FC)\n\nThe FC depends on the conditions under which financing is established and on the age of the plant. It is determined by the following equation:\n\nWhere:\n\n? = Leverage (debt ratio) (%)\n\n? = Return on capital contributions (%)\n\nt = Income tax rate (%)\n\ni = Interest rate (%)\n\ne = Age of the plant (years)\n\nd = Debt term (years)\n\nv = Economic life of the project (years)\n\nBelow is the detail of how the calculation of each of the variables of that equation was performed.\n\na) Leverage (Apalancamiento) (?)\n\nLeverage (Apalancamiento) is used to estimate the relationship between debt and equity.\n\nThe calculation is made by determining a sample of leverage (apalancamiento) from electric plants, as far as possible similar to the plants intended to be tariffed.\n\nTo perform the calculation, a simple average of the financing information for electric projects available at Aresep was used, which corresponds to the structure (column) of contributions and credit shown in Convocatoria No. 03-2015.\n\nTherefore, the average value of financial leverage (apalancamiento) is 68.43% (Anexos 1 and 10).\n\nb) Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (?)\n\nAccording to the current methodology, the level of return (rentabilidad) will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), which starts from considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it, which in turn can be separated into: systemic risk and specific risk.\n\nAccording to the tariff methodology, \"the primary source of information is Bloomberg L.P.\" The information source Bloomberg L.P. was used, from which the CAPM values of electric generation companies with solar sources for the public sector were obtained. However, as indicated in official letter OF-0259-CDR-2021 of September 29, 2021 (Anexo 14), Aresep did not renew the service contract with the company Bloomberg Finance L.P.\n\nIn this context, the tariff calculation methodology provides that if said source is unavailable and Aresep does not have access to private financial information sources, the information published by Dr. Aswath Damodaran will be used for the CAPM calculation, which will be used in this tariff setting, detailing the following calculation formula:\n\n?= k_l+?a*PR+RP (Equation 7)\n\nWhere:\n\n? = Return on equity contributions (Rentabilidad sobre los aportes de capital propio) (Cost of equity).\n\nkl = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\n?a = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the return of a specific asset and the market return. It is called \"levered\" (apalancada) because it has been adjusted to consider that part of the investment is financed with debt.\n\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.\n\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country.\n\nAs indicated in the current methodology, the chosen information source for the variables described above will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the most recent 5 years for which information is available).\n\nThe parameters required to be calculated to estimate the return on capital contributions (rentabilidad sobre aportes al capital) are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\n. The risk-free rate (KL): is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium was calculated is used, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nTherefore, the average risk-free rate for the last 5 years is 2.28% (see Anexo 4).\n\n. Risk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" from the following address is used: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.html. Therefore, the average risk premium for the last 5 years is 4.94% (see Anexo 5).\n\n. Country risk (RP): the value published for Costa Rica from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk Premium, from the following address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html, is considered.\n\nThe country risk value used is 6.26%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica, according to the values published in January of each year (see Anexo 6).\n\n. Unlevered beta (?d): the value of the unlevered beta is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html.\n\nTo calculate the average of the last five years for the unlevered beta, the following web address is used: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html.\n\nThis value must be levered according to methodology RJD-034-2015 (?a).\n\nThe average unlevered beta obtained is 0.4085 (see Anexo 7).\n\n. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = ? /(1- ? ), where ? is the financial leverage (apalancamiento financiero). However, since debt is zero, the ratio value is also zero. Therefore, the levered beta coincides in value with the unlevered beta.\n\n. Income tax rate (t): is defined based on current legislation.\n\nThe current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley 7092.\n\nThe formula described in resolution RJD-034-2015 is applied, which is:\n\n𝐾𝑒 = 𝐾𝐿 + 𝛽𝑎 ? 𝑃𝑅 + 𝑅𝑃\n\nBased on the above, following the indicated procedure, the average CAPM of the resulting values is 13.62%. (Anexo 8)\n\nc) Interest rate (i)\n\nAs indicated in section 3.3.3 of the tariff methodology, the monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars from private banks was used.\n\nThe arithmetic average of the last sixty months, that is, from January 2019 to December 2023, of the mentioned interest rate is 5.78% (Anexo 9).\n\nIt is important to note that the Banco Central de Costa Rica modified the calculation methodology for the interest rates it publishes on its website, moving from window rates to effectively negotiated rates, starting in April 2019. The tariff methodology establishes that the monthly average for the last sixty months must be considered; said average from April 2019 to December 2023 corresponds to rates negotiated by private banks. As time passes, the average calculated for the last sixty months will consider more data on negotiated rates and fewer window rates, until the entire series corresponds to negotiated rates2.\n\n2 At the time of resolution, the most recent 60 months available at the time of the public hearing will be considered.\n\nd) Economic life of the project (v)\n\nAccording to what is established in the current methodology, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. The economic life is assumed to be equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.\n\ne) Debt term (d) and contract term\n\nAccording to what the methodology established, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by law.\n\nf) Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, this variable was assigned a value of zero, as indicated by the tariff methodology.\n\nTherefore, considering all the data calculated in this section, the result is an investment factor (factor de inversiones) (FC) of 12.19% (Anexo 10).\n\n4.2. Investment Amount (Monto de la Inversión) (M)\n\nThe investment cost (M) represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe methodology subsequently established the following:\n\n\"The criteria mentioned above for determining the operating cost (costo de explotación) values shall remain in effect as long as the information source associated with these criteria is not replaced by more up-to-date ones that meet adequate requirements for reliability, quality, and the possibility of disclosing their data. The adoption of new information sources for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.\"\n\nIn accordance with the above, this Intendency proceeds to update the aforementioned criteria to determine the new values of the investment amount (monto de la inversión) for new private solar photovoltaic plants under Ley 7200.\n\nAs with the operating costs (Costos de explotación), once the review of the information sources available at the time of preparing the initial proposal was made, this Intendency identified that in the latest available report \"U.S. Solar Photovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmarks, With Minimum Sustainable Price Analysis: Q1 2023 \" published in September 2023, NREL made a change in the data analysis approach and did not publish in said report the updated investment cost values associated with electricity generation plants using solar photovoltaic panels for the \"Fixed-Tilt\" and \"One-Axis\" variables in the 5 MW, 10 MW, 50 MW, and 100 MW categories; in the 2023 report, only the value for 100 MW for \"One-Axis\" is estimated, resulting in a value of $1.16.\n\nBased on this finding, the IE proceeds to consult via email about the possibility of obtaining the data for the missing categories. In response to this, a reply was received and the data were obtained from the response provided via email by NREL on January 13, 2024, in which they recommend considering the percentage difference in costs between all other configurations (5 MW, 10 MW, 50 MW \"Fixed-Tilt\" and \"One-Axis\", 100 MW \"Fixed-Tilt\") compared to the cost of the 100 MW-\"One-Axis\" configuration, published in the 2022 reports. Subsequently, apply the same percentage difference to the 2023 numbers to estimate the costs of the other configurations. (Anexo 13).\n\nIt is important to mention that based on the technical analysis carried out by this Intendency, the decision was made to follow the recommendation from the NREL email in order to estimate the cost for the 5 MW, 10 MW, 50 MW, and 100 MW configurations, based on the 100 MW \"One-Axis\" configuration provided in the reference report, in figure \"ES-1. Q1 2023 U.S. PV cost benchmarks, pag 7\" which indicates that for the 100MW configuration, the total amount is $1.161 as detailed:\n\nThe steps taken to calculate the investment cost are as follows:\n\n. The recommendation provided by NREL (email in Anexo 13) is used for public utility fixed-tilt and single-axis tracker systems.\n\n. For the projection of the 5 MW, 10 MW, 50 MW (fixed-tilt and single-axis tracker) and 100 MW (fixed-tilt) configurations, the proportion of each of them is determined with respect to the 100 MW (single-axis tracker) configuration, with a total cost of $1,161 for the year 2023, based on the NREL report for the year 2023; in this way, the investment costs for the fixed-tilt and single-axis tracker are established for all the configurations needed to finalize the investment costs.\n\n. Since data are not available for a 20 MW system, a regression adjustment is performed using the cost data as the dependent variable and the system capacity data as the independent variable. Likewise, these data are used to calculate the standard deviation, which is a requirement for the tariff band calculation.\n\n. The best-fit regression curve is evaluated at 10 MW (average of the maximum established by Ley 7200).\n\nTherefore, the average unit investment cost for a new solar photovoltaic plant is US$1,433.55 per kW (Anexos 11 and 12). Consequently, as explained in previous paragraphs, through official letter OF-0029-IE-2024, this Intendency requested the Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), as the entity responsible for the process of formulation, review, and updating of regulatory instruments, including tariff methodologies, to consider for future settings the assessment of the information source provided in methodology RJD-034-2015 for the calculation of the investment variable.\n\n6.\nDefinition of the band\n\nAccording to the tariff methodology, the regulation of the energy price from private generators to ICE, within the framework of Ley 7200, is established through the definition of a tariff band. This sale price will serve to regulate those purchases and sales of electricity from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200.\n\nThe tariff bands are estimated as follows, according to what is established in the tariff methodology:\n\n. Upper limit: obtained as the average unit investment cost, plus one standard deviation. That is, 1,433.55 + 187.34 = US$1,620.89 per kW.\n\n. Lower limit: obtained considering the changes introduced in resolution RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023.\n\n\"(.)\n\n3.4 Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria) (M)\n\n(...)\n\ng. The number of standard deviations from the set of average unit investment cost values to be incorporated into the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, meeting the following criterion.\n\n. 𝑋 =\n𝑌 ?\n1\n\nSubject to the restriction:\n\n. Y > 0\n\nWhere,\n\nX = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band.\n\nY = Minimum number of standard deviations in absolute terms that are necessary for the unit investment cost to be 0 or negative.\n\nEstimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the standard deviation value (subsection f); if the result is different from an integer, it is rounded up to the next integer.\n\nIf it is not possible to calculate the value of Y, the variable \"X\" shall take the value of 0.\n\n(...)\n\n3.5\nDefinition of the tariff band\n\n(...)\n\n? Lower limit: calculated as the value of the average unit cost of the unit investment (Monto de la inversión unitaria) minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\n\n(.)\"\n\nTaking into consideration the reform to the methodology set forth above, the lower limit is calculated, taking the value of the average unit cost of the unit investment (Monto de la inversión unitaria) minus the amount corresponding to the number of standard deviations multiplied by the standard deviation. That is, 1,433.55 - 7 * 187.34 = US$122.17 per kW.\n\nBelow is a summary of all the variables calculated in this tariff application, where the price respects the technical specifications defined in resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018 cited, which resolved the mandatory use of the electronic invoicing system, in accordance with the technical and normative specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals:\n\nCuadro No. 1\n\nPrivate solar - photovoltaic generation\n\nCalculation of the tariff band\n\n| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- 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However, in solar generation, the solar pattern is similar throughout the country (.), furthermore it does not allow regulating its production so as to shift energy between periods, and unavailability due to maintenance is negligible. In this case, the setting of a rate structure has little impact, since the design and operation of the plant are not very sensitive to the structure and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler rate with a single value.\n\nFor the foregoing reasons, a rate structure is not included for solar photovoltaic generation.\"\n\n8. Currency in which the rate will be expressed\n\nAs established by resolution RJD-034-2015, the rates resulting from the detailed methodology shall be expressed and billed in United States dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made shall be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.\n\n9. Obligations of private generators\n\nAs established by resolution RJD-034-2015, new private solar photovoltaic generators to which the rates established through this rate application apply are obligated to annually submit to Aresep audited financial information (including operational and maintenance, administrative, and individual investment expenses) along with its due justification.\n\nIn addition to the above, through resolution RIE-132-2017 of December 22, 2017, and its update RE-0060-IE-2021 of September 21, 2021, the \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, Provided by Generators Covered under Chapter I of Law 7200, Consortia of Public Enterprises, Municipal and Cooperative Entities Engaged in Electricity Generation and other similar entities Authorized by the Legal Framework\" was established, therefore the new solar photovoltaic generators to which this rate applies must submit the information requested therein, with the forms and at the periodicity established.\n\n[...]\n\nIV. CONCLUSIONS\n\n1. Upon applying the approved rate methodology for new private solar photovoltaic generators, a plant factor of 21.49% is obtained; an operating cost of $15.83 per kW; an average financial leverage value of 68.43%; a profitability level of 13.62%, and an average unit investment cost of $1,433.55 per kW.\n\n2. In accordance with the rate methodology for new private solar photovoltaic generation plants, the proposed average rate for electric power generation using the solar source is $0.10126 per kWh. The foregoing represents an increase of 16.15% over the current rate.\n\n3. In the same manner, the proposed rate band for electric power generation using the solar source was determined, with the lower band (lower limit) being $0.01632 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.11339 per kWh.\n\n[...]\n\nII. That, regarding the public hearing, from the cited technical report IN-0049-IE-2024, it is appropriate to extract the following:\n\n[...]\n\nThe public hearing was held in accordance with the provisions of Article 36 of the Law of the Regulatory Authority for Public Services (Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Law No. 7593) and Articles 50 to 56 of the Regulation to the cited Law (Decree No. 29732-MP) on March 4, 2024.\n\nAccording to official communication IN-0135-DGAU-2024, corresponding to the report on oppositions and coadjuvancies (folios 90-91), and hearing record AC-0356-DGAU-2024, sent by the Directorate General of User Services (Dirección General de Atención al Usuario) (folios 82 to 89), three positions were received.\n\nBelow is a summary of the position presented and its respective analysis:\n\n. POSITIONS RECEIVED IN THE VIRTUAL PUBLIC HEARING:\n\n1. Position: Luca Leiva Lachner, identity card number 118220560.\n\nObservations:\nThe gentleman did not state whether he was against or in favor; he only asked several questions about the proposal.\n\nNotifications:\nlucaleivalachner@outlook.com\n\nIn accordance with the queries made by Mr. Luca Leiva Lachner, this Intendancy proceeds to answer them.\n\n1. Regarding how the lower bands are calculated and why a lower band is calculated? What is the purpose of having a minimum band for the rates?\n\nThe inquirer is informed that the rate methodology established by RJD-034-2015 and its partial reform RE-0110-JD-2023 indicates how to define the bands, in its section \"3.5. Definition of the rate band\":\n\n\"The rate bands are estimated as follows:\n\n- Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.\n\n- Lower limit: calculated as the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\" The highlighting is not in the original.\n\nFurthermore, in section \"6. Justification of the proposed changes\" of RE-0110-JD-2023, the following was indicated:\n\n(...) In general, this approach seeks to protect consumers from inefficient rate settings unrelated to the cost of providing the service, but without limiting the possibility for ICE and private electric power generators to establish rates that adjust to improvements in efficiency and technological development in the sector, thereby providing a certain level of flexibility in the rate-setting processes.\n\n(...)\n\nAs can be observed from the preceding excerpt, the lower rate band is set to obtain rates that better adjust to improvements in efficiency and technological development.\n\n2. With these new bands, will they be applied to the 2023 auction that was paused, or will the previous rates be maintained for this paused auction?\n\nThe methodology establishes in its section \"1. Objective\" the following:\n\n(...)\n\nThe objective of the methodology is to establish a rate band for solar photovoltaic generation plants.\n\nFor this purpose, a rate model has been defined for solar photovoltaic generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within a regulatorily acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a rate band is offered that allows the buyer to offer a range of electricity purchase prices with which the bidder can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return for the level of risk associated with the electricity generation activity.\n\n(...)\n\nAs can be observed from the preceding excerpt, auctions are not contemplated within the objective of the rate methodology, insofar as they do not form part of the competencies of this Regulatory Authority; therefore, it is the criterion of ICE to define the conditions under which it conducts them.\n\n. POSITIONS SENT TO THE CASE FILE:\n\n1. Opposition: Luis Gabriel Chaves Calderón, identity card 1-1171-0344.\n\nObservations:\nHe did not take the floor at the public hearing. He submitted a written statement (visible on folio 71).\n\nNotifications:\nTo the email: lchaves@energova.co.cr\n\nSummary:\n\nThe opponent argues that establishing the lower limit of the band at zero or at an exceptionally low level for a regulated sector poses risks for both users and service providers. Such a determination introduces perverse incentives that can lead to ruinous price setting in a sector governed by contracts that are not temporary or short-term, but rather for 20-year terms, as determined within the framework of Law 7200.\n\nHe also points out that defining the lower limit of the band at zero or at an exceptionally low level can be economically unsustainable or harmful for that service provider, which, with the intention of securing the award in a call for bids, allows itself to propose a ruinous rate. Although such a rate might appear attractive at first glance, in the long term it could lead it to significant financial losses, being unable to cover the costs associated with the generation or production of the energy previously projected and urgently needed for Costa Rica.\n\nLikewise, he indicates in his opposition that ARESEP allowing such low prices to be incentivized could have considerably negative repercussions, such as inadequate maintenance of existing infrastructure or even the abandonment of generating assets. This scenario would entail risks for service users by compromising the integrity and reliability of the energy supply.\n\nBy virtue of the foregoing, he indicates that there must be a balance of interests. For the consumer, regulation seeks to guarantee fair and reasonable rates. It is also crucial to guarantee the financial sustainability of the provider to avoid service interruptions, ensuring that quality and efficiency standards are met.\n\nPetition:\n\n. For the sake of maintaining the balance of interests and safeguarding the integrity of the electricity sector, we urge ARESEP to reconsider the proposal. Transparency and public participation are essential in this process, ensuring that the final decisions respect the standards of fairness and efficiency.\n\nResponse:\n\nRegarding the statements made by the opposing company, it is important to remind the opponent that this Intendancy applies the methodologies designed by the CDR and approved by the Board of Directors of Aresep.\n\nIn this regard, the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its Deconcentrated Body (Reglamento Interno de Organización y Funciones, RIOF), in Article 17, subsection 1, establishes, as part of the set of functions of the Intendancies, the following:\n\n(...)\n\n1. Set the prices, rates, and fees of the public services under its competence, applying the current models approved by the Board of Directors.\"\n\n(...)\n\nWhereas, as part of the functions of the Board of Directors, the same regulation establishes the following:\n\n(...)\n\n16. Approve the regulatory methodologies to be applied in the various regulated sectors under its competence.\"\n\n(...)\n\nIn line with the foregoing, the opponent is informed that in the proposal brought to public hearing through report IN-0007-IE-2024, compliance is being given to what is established in the methodology RJD-034-2015 and its partial reform RE-0110-JD-2023, which provides in its section \"3.5. Definition of the rate band\" that a band with an upper and lower limit be calculated, as follows:\n\n\"The rate bands are estimated as follows:\n\n- Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.\n\n- Lower limit: calculated as the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\" The highlighting is not in the original.\n\nFurthermore, in section \"6. Justification of the proposed changes\" of RE-0110-JD-2023, the following was indicated:\n\n(...)\n\nIn general, this approach seeks to protect consumers from inefficient rate settings unrelated to the cost of providing the service, but without limiting the possibility for ICE and private electric power generators to establish rates that adjust to improvements in efficiency and technological development in the sector, thereby providing a certain level of flexibility in the rate-setting processes.\n\nThis would have a positive impact on consumers and the economy in general. This is because, by lowering generation costs, more competitive electricity rates can be achieved, which translates into savings for consumers and a greater capacity for companies to be more competitive.\n\n(...)\n\nIn addition to the foregoing, the opponent is informed that in the citizen participation process carried out with the objective of publicizing the partial reforms to the new solar photovoltaic and wind methodologies, oppositions were received in which it was mentioned that the proposed reform threatened financial equilibrium and therefore led to ruinous prices, by lowering the number of standard deviations to define the lower limit of the band.\n\nThese oppositions were addressed by the CDR, in charge of developing the methodology, through report IN-0070-CDR-2023; specifically, in the response to arguments 4 and 5, the following was indicated:\n\nResponse to Argument 4:\n\n(...)\n\nIt is indicated that the methodologies, as a whole, and the proposed adjustments, in particular, seek a balance between the interests of users and providers in accordance with the provisions of Article 4, subsection b) of Law No. 7593, using the regulatory approach of rate bands that includes flexibility and efficiency in the determination of the respective rates, in an industry characterized by significant decreases in operating and investment costs.\n\n(.)\n\nResponse to Argument 5:\n\n(...)\n\nThe current rate methodologies, like the proposed changes, are supported by technical and regulatory arguments at the national and international level, as detailed in the respective technical reports that substantiate the recommendations. In turn, the proposed modifications introduce a greater degree of flexibility when setting rates for these two generation sources, given the changes in the environment and the regulatory techniques that are extensively analyzed in the respective technical report. In this sense, the rate methodologies do not result in \"ruinous prices\" or \"paper projects,\" insofar as the prices are calculated based on rate methodologies and technical information specific to each sector.\n\n(...)\n\nIn this context, in accordance with the current institutional governance, the Intendancy is only responsible for the application of what is established in methodology RJD-034-2015 and its partial reform through RE-0110-JD-2023, so that the arguments raised by the opponent were addressed by the CDR at the time of the methodology reform approval. Considering the foregoing, it is recommended to reject this argument.\n\n2. Opposition: MSD Energía Platanar Sociedad Anónima, legal entity ID No. 3-101-702453, represented by Mr. Javier Matamoros Agüero, identity card 2-0359-0733, and Mr. Fernando Alonso Castro Esquivel, identity card 1-0577-0836, in their capacity as president and secretary, respectively, with powers of judicial and extrajudicial representatives.\nObservations: They did not take the floor at the public hearing. They submitted a written statement (visible on folios 076 and 081).\n\nNotifications:\nTo the email: ruben@zamoracr.com\n\nSummary:\n\nThe company argues the following:\n\n1. Violation of the principle of cost-of-service:\n\nThe company argues that Article 3, subsection b, of Law 7593 establishes that \"cost-of-service\" is the principle that determines the form of setting rates by ARESEP:\n\nb) Cost-of-service: principle that determines the form of setting the rates and prices of public services, such that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with what is established in Article 31.\n\nIt indicates that \"the costs necessary to provide the service\" must be considered in the rate calculation, which the reference rate setting fails to comply with, because by establishing a band floor calculated with an investment cost of $122.17 dollars per kW, it is not recognizing the real investment costs of a solar photovoltaic project, which on average the same rate setting estimates at $1,433.55 dollars.\n\nLikewise, it mentions that the rate setting also fails to comply with the \"competitive return\" established by cost-of-service, because given that in the methodological formula the investment ($122.17) is the fundamental parameter for calculating profitability, the Fixed Cost of Capital falls from $174.75 dollars in the average to $14.89 dollars in the band floor.\n\nFinally, it argues that the proposed rate setting not only does not guarantee \"the adequate development of the activity\" but we can categorically state that it prevents it, since it will not be viable to develop a project with the unreal and ruinous costs that have been proposed around the band floor of 1.68 dollar cents per kWh.\n\n2. Violation of science, technique, and the most elementary logic:\n\nThe company argues that there are no investment costs for solar projects of $122.17 dollars, and even less so for projects that must be under 20 MW as is the case under Chapter I of Law 7200.\n\nIt indicates that it attaches as proof of the foregoing the Renewable Energy Generation Costs Report that came out in mid-2023 with costs updated to the year 2022, prepared by the International Renewable Energy Agency (IRENA).\n\nThe costs of photovoltaic projects can be found on pages 88 to 108 of said document.\n\nIt states that the Report indicates that the prices of photovoltaic modules, after having been falling, experienced a price increase in 2021 of between 4% to 7% because the production chain has been affected and materials have risen in price, and prices for the year 2022 are still above the year 2020. Thus, high-efficiency panels (which we should use as a reference given that the rate setting starts from a 21.49% plant factor) have a cost of around $0.435 dollars per watt, that is, only the panels would cost $435 dollars per kW while the rate setting contemplates $122.17 dollars for the entire investment.\n\n3. Violation of the principle of financial equilibrium:\n\nThe opposing company states that financial equilibrium is a right established in Article 31 of Law 7593 and that it also has extensive constitutional protection jurisprudence.\n\nArticle 31.- Setting of rates and prices:\n\nTo set the rates and prices of public services, the Regulatory Authority shall consider 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 service provider companies. In this latter case, it shall seek to promote small and medium-sized enterprises. If there is a proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.\n\nThe criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan shall be central elements for setting the rates and prices of public services. Rate settings that threaten the financial equilibrium of the public service providing entities shall not be permitted.\n\nThey state that it is very serious for a technical and independent body like ARESEP to propose a rate setting that starts from an investment cost that does not cover 78% of the investment.\n\nPetition:\n\nBy virtue of all the foregoing, we request that the reference rate setting be suspended because it is evident that its application is contrary to the Law, as well as to science, technique, and the most elementary logic.\n\nThe Energy Intendancy (Intendencia de Energía) as a technical body should make the Board of Directors of ARESEP see that the parameters of the methodology regarding downward deviations to set the band floor are illegal and absurd from a technical point of view.\n\nResponse:\n\nIn this regard, considering that the foregoing arguments are related to each other, they will be answered jointly:\n\nRegarding the arguments presented by the opposing company about the rate recognition of the investment amount, it is necessary to clarify that, in all rate settings applying the \"Methodology for the Determination of Reference Rates for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants,\" the IE performs a rigorous technical analysis based on the report \"U.S. Solar Photovoltaic System and Energy Storage Cost Benchmarks, With Minimum Sustainable Price Analysis: Q1 2023\" from NREL (\"National\n\nRenewable Energy Laboratory\") published in September 2023, as established in the methodology in section \"3.4. Unit investment amount (M),\" since to date ICE has not entered into any contract with companies in this sector, so this Intendancy does not have financial accounting information for solar photovoltaic plants at the national level.\n\nThis analysis is conducted with the objective of ensuring the principle of cost-of-service, in accordance with the provisions of Law 7593, so that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31 of the same Law; having as its objective the harmonization of the interests of users, consumers, and public service providers.\n\nLikewise, in accordance with the provisions of methodology RJD-034-2015, approved by the Board of Directors of the Regulatory Authority, and its reform through resolution RE-0110-JD-2023, the necessary adjustments are made to use the data that considers the investment amount necessary to provide the service.\n\nIn complement to the foregoing, the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its Deconcentrated Body (RIOF), in Article 17, subsection 1, establishes, as part of the set of functions of the Intendancies, the following:\n\n(...)\n\n2. Set the prices, rates, and fees of the public services under its competence, applying the current models approved by the Board of Directors.\"\n\n(.)\n\nWhereas, as part of the functions of the Board of Directors, the same regulation establishes the following:\n\n(.)\n\n16. Approve the regulatory methodologies to be applied in the various regulated sectors under its competence.\"\n\n(...)\n\nConsequently, the opponent is reminded that, in the proposal brought to public hearing through report IN-0007-IE-2024, compliance is being given to what is established in methodology RJD-034-2015 and its partial reform RE-0110-JD-2023, which provides in its section \"3.5. Definition of the rate band\" that a band with an upper and lower limit be calculated, as follows:\n\n\"The rate bands are estimated as follows:\n\n? Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.\n\n? Lower limit: calculated as the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\" The highlighting is not in the original.\n\nFurthermore, in section \"6. Justification of the proposed changes\" of RE-0110-JD-2023, the following was indicated:\n\n(...)\n\nIn general, this approach seeks to protect consumers from inefficient rate settings unrelated to the cost of providing the service, but without limiting the possibility for ICE and private electric power generators to establish rates that adjust to improvements in efficiency and technological development in the sector, thereby providing a certain level of flexibility in the rate-setting processes.\n\nThis would have a positive impact on consumers and the economy in general. This is because, by lowering generation costs, more competitive electricity rates can be achieved, which translates into savings for consumers and a greater capacity for companies to be more competitive.\n\n(...)\n\nIn accordance with the foregoing, in point \"4.2. Investment Amount (M)\" of this report, it is evidenced that the IE followed a traceable and transparent procedure in adherence to the current rate methodology.\n\nIn addition to the foregoing, the opponent is reminded that in the citizen participation process carried out with the objective of publicizing the partial reforms to the new solar photovoltaic and wind methodologies, oppositions were received through which it was mentioned that the proposed reform threatened financial equilibrium and therefore led to ruinous prices, by lowering the number of standard deviations to define the lower limit of the band.\n\nHowever, it is clarified that these oppositions were addressed by the CDR, which is the body in charge of developing the methodology, through report IN-0070-CDR-2023; specifically, in the response to arguments 4 and 5, the following was indicated:\n\nResponse to Argument 4:\n\n(.)\n\nIt is indicated that the methodologies, as a whole, and the proposed adjustments, in particular, seek a balance between the interests of users and providers in accordance with the provisions of Article 4, subsection b) of Law No. 7593, using the regulatory approach of rate bands that includes flexibility and efficiency in the determination of the respective rates, in an industry characterized by significant decreases in operating and investment costs.\n\n(...)\n\nResponse to Argument 5:\n\n(...)\n\nThe current rate methodologies, like the proposed changes, are supported by technical and regulatory arguments at the national and international level, as detailed in the respective technical reports that substantiate the recommendations. In turn, the proposed modifications introduce a greater degree of flexibility when setting rates for these two generation sources, given the changes in the environment and the regulatory techniques that are extensively analyzed in the respective technical report. In this sense, the rate methodologies do not result in \"ruinous prices\" or \"paper projects,\" insofar as the prices are calculated based on rate methodologies and technical information specific to each sector.\n\n(...)\n\nBased on the foregoing, in accordance with the current institutional governance, the Intendancy is only responsible for the application of what is established in methodology RJD-034-2015 and its partial reform through RE-0110-JD-2023, so that the arguments raised by the opponent were addressed by the CDR at the time of the methodology reform approval. Based on that described above, it is recommended to reject this argument.\n\n[...]\n\nIII. That in accordance with that indicated in the preceding findings of fact and grounds and in the merit of the proceedings, it is appropriate to set the rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under the protection of Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, as provided:\n\nTHEREFORE\n\nTHE ENERGY INTENDANCY\n\nRESOLVES:\n\nI. Set the rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under the protection of Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, at:\n\n. Lower rate (lower limit) of $0.01632 per kWh\n\n. Upper rate (upper limit) of $0.11339 per kWh,\n\nII. Indicate as a response to the positions raised in the public hearing the statements made in Consideration II of this resolution, as well as thank the participants for their contributions.\n\nIII. Establish that the prices are effective as of the day following their publication in the Official Gazette La Gaceta.\n\nIn accordance with Board of Directors Agreement No. 06-83-2021, from the minutes of extraordinary session 83-2021, held on September 23, 2021, and ratified on September 28 of the same year, the annexes of technical report IN-0049-IE-2024 of March 22, 2024, which serves as the basis for this administrative act, are incorporated into this resolution.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública, LGAP), it is reported that the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed against this resolution. Ordinary remedies may be filed before the Energy Intendancy, in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.\n\nAccording to Article 346 of the LGAP, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary review remedy, within the periods indicated in Article 354 of said law." }