{ "id": "norm-103697", "citation": "", "section": "norms", "doc_type": null, "title_es": "Fijación de banda tarifaria para generadores eólicos privados existentes", "title_en": "Tariff Band Setting for Existing Private Wind Generators", "summary_es": "Esta resolución de la Intendencia de Energía de la ARESEP aplica anualmente la metodología de fijación de tarifas para plantas eólicas existentes bajo el Capítulo I de la Ley 7200. Se calcula una banda tarifaria dentro de la cual deben negociarse los contratos de compraventa de electricidad con el ICE. Para el período 2025, la banda inferior se fija en US$ 0,02382 por kWh y la banda superior en US$ 0,07284 por kWh. La metodología considera costos de explotación, inversión histórica ajustada, rentabilidad vía CAPM, factor de planta y horas en operación, excluyendo gastos no esenciales según el artículo 32 de la Ley 7593. Se realizó una audiencia pública virtual y se atendieron oposiciones del ICE y de las empresas generadoras, ajustando algunos rubros de inversión y el tipo de cambio. La resolución establece obligaciones de reporte de estados financieros auditados y contabilidad regulatoria para los generadores.", "summary_en": "This resolution by the ARESEP Energy Authority annually applies the tariff-setting methodology for existing wind plants under Chapter I of Law 7200. It calculates a tariff band within which electricity purchase-sale contracts with ICE must be negotiated. For 2025, the lower band is set at US$ 0.02382 per kWh and the upper band at US$ 0.07284 per kWh. The methodology considers operating costs, adjusted historical investment, CAPM-based profitability, plant factor, and operating hours, excluding non-essential expenses per Article 32 of Law 7593. A virtual public hearing was held, and oppositions from ICE and generating companies were addressed, adjusting some investment items and the exchange rate. The resolution establishes reporting obligations for audited financial statements and regulatory accounting for generators.", "court_or_agency": "", "date": "", "year": "", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "generación eólica privada", "Ley 7200 Capítulo I", "ARESEP Intendencia de Energía", "servicio al costo", "equilibrio financiero", "metodología tarifaria RE-0021-JD-2022", "contabilidad regulatoria RIE-132-2017" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 5", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 6 inciso a", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 6 inciso d", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 29", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 30", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 32", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" } ], "keywords_es": [ "banda tarifaria", "generación eólica", "Ley 7200", "ARESEP", "Intendencia de Energía", "metodología tarifaria", "costo de explotación", "CAPM", "contabilidad regulatoria", "audiencia pública", "oposiciones", "equilibrio financiero" ], "keywords_en": [ "tariff band", "wind generation", "Law 7200", "ARESEP", "Energy Authority", "tariff methodology", "operating cost", "CAPM", "regulatory accounting", "public hearing", "oppositions", "financial equilibrium" ], "excerpt_es": "ARTICULO 31.- Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa. Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público. La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.", "excerpt_en": "ARTICLE 31.- To set the tariffs and prices of public services, the Regulatory Authority shall take into account the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, service possibilities, the activity in question, and the size of the service providers. In the latter case, it shall seek to promote small and medium enterprises. If proven impossibility exists to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered. The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan shall be central elements for setting the tariffs and prices of public services. Settings that threaten the financial equilibrium of the public service providers shall not be permitted. The Regulatory Authority shall apply annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the service providers' administration, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Executive Branch, and any other variable the Regulatory Authority deems pertinent.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "Establishes the tariff band for all existing wind plants under Chapter I of Law 7200: lower limit of US$ 0.02382/kWh and upper limit of US$ 0.07284/kWh, effective upon publication in La Gaceta.", "summary_es": "Se fija la banda tarifaria para todas las plantas eólicas existentes bajo el Capítulo I de la Ley 7200: límite inferior de US$ 0,02382/kWh y límite superior de US$ 0,07284/kWh, a regir a partir de su publicación en La Gaceta." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando II, Art. 31 Ley 7593", "quote_en": "The criteria of social equity, environmental 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"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": 1, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\nTexto Completo Norma 0002\n\n Aplicación anual de la “Metodología de fijación de tarifas para generadores\nprivados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado y que renueven contrato de\ncompra-venta de electricidad con el ICE” para plantas eólicas existentes\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0002-IE-2025\n\nSAN JOSÉ, A LAS 12:36\nHORAS DEL 10 DE ENERO DE 2025\n\n \n\nAPLICACIÓN ANUAL DE\nOFICIO DE LA \"METODOLOGÍA DE FIJACIÓN DE\n\nTARIFAS PARA GENERADORES\nPRIVADOS AMPARADOS AL CAPÍTULO\n\nI DE LA LEY 7200 QUE HAYAN\nRENOVADO Y QUE RENUEVEN\n\nCONTRATO DE COMPRA-VENTA\nDE ELECTRICIDAD CON EL INSTITUTO\n\nCOSTARRICENSE DE\nELECTRICIDAD (ICE)\" PARA PLANTAS EÓLICAS\n\nEXISTENTES, DE ACUERDO\nCON LO DISPUESTO POR MEDIO DE LA\n\nRESOLUCIÓN\nRE-0021-JD-2022 DEL 29 DE MARZO DE 2022.\n\n \n\nET-091-2024\n\n \n\nRESULTANDO:\n\n \n\nI.                \nQue\nel 29 de marzo de 2022, mediante la Resolución RE-0021-JD-2022, la Junta\nDirectiva de la Aresep aprobó la \"Metodología de fijación de tarifas\npara generadores privados amparados al capítulo i de la ley 7200 que\nhayan renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad\ncon el instituto costarricense de electricidad (ice)\", la cual fue\npublicada en Alcance 74 a la Gaceta 70 del 19 de abril de 2022, la cual deroga\nla anterior metodología dictada por medio de la resolución RJD- 009-2010 del 07\nde mayo de 2010 y sus reformas.\n\n \n\nII.               \nQue\nel 19 de febrero de 2018, mediante resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección\nGeneral de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos del Ministerio\nde Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas\ndefinidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma\ndependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto\npor un número con 13 enteros y 5 decimales.\n\n \n\nIII.             \nQue\nel 18 de junio de 2024, mediante la resolución RE-0046-IE-2024, la IE fijó la\ntarifa de referencia para las plantas eólicas existentes, la cual fue publicada\nen el alcance 115 a la Gaceta 113 del 17 de junio de 2024. (ET- 030-2024 folio\n152 al 191).\n\n \n\nIV.             \nQue\nel 30 de abril de 2024, la empresa Aeroenergía S.A., remite a la IE la\ninformación de contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2023.\n(OT-023-2024).\n\n \n\nV.              \nQue el\n30 de abril de 2024, la empresa Molinos de Viento del Arenal S.A., remite a la\nIE la información de contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2023.\n(OT-023-2024).\n\n \n\nVI.             \nQue\nel 29 de julio de 2024, por medio del oficio OF-0681-IE-2024 la IE solicita\ninformación aclaratoria a la empresa Molinos de Viento del Arenal S.A., y la\nempresa brindó la información solicitada el 13 de agosto de 2024. (folios 120\nal 125 del OT-023-2024).\n\n \n\nVII.           \nQue\nel 27 de agosto de 2024, por medio del oficio OF-0809-IE-2024 la IE solicita\ninformación aclaratoria a la empresa Aeroenergía S.A., y la empresa brindó la\ninformación solicitada el 30 de agosto de 2024. (folios 378 al 381 del\nOT-023-2024).\n\n \n\nVIII.         \nQue\nel 8 de noviembre de 2024, se publicó la convocatoria a audiencia pública en La\nGaceta 210 y el 11 de noviembre de 2024 en los diarios de circulación nacional\nLa Teja y La Extra, a celebrarse el 11 de diciembre de 2024 (folios 50 al 53 y\ndel 54 al 55 del ET-091-2024).\n\n \n\nIX.             \nQue\nel 11 de diciembre de 2024 se llevó a cabo la audiencia pública, de forma\nvirtual, mediante la plataforma Zoom, tal y como consta en el acta AC-\n0511-DGAU-2024 (folio 72 del ET-091-2024).\n\n \n\nX.              \nQue\nel 13 de diciembre de 2024, mediante el informe IN-0771-DGAU-2024, la Dirección\nGeneral de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de oposiciones\ny coadyuvancias (folio 74 del ET-091-2024).\n\n \n\nXI.             \nQue\nel 10 de enero de 2025, mediante el informe técnico IN-0003-IE-2025, la IE\nanalizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico\nrecomendó, entre otras cosas, fijar la banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados eólicos existentes que tengan contrato privado o que\nfirmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al\namparo del capítulo I de la Ley No. 7200 y para aquellas compraventas de\nenergía eléctrica provenientes de plantas eólicas privadas nuevas, con\ncondiciones similares a las que establece la Ley 7200.\n\n \n\nCONSIDERANDO:\n\n \n\nI.                \nQue\ndel informe técnico IN-0003-IE-2025, citado y que sirve de base para la\npresente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n \n\nII.               \nSUSTENTO JURÍDICO\n\n \n\nDe conformidad con lo\nestablecido en el artículo 11 de la Constitución Política y en el artículo 11\nde la Ley General de la Administración Pública, los actos de esta Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos (Aresep), como ente público, se rigen por\nel principio de legalidad.\n\nEn este sentido, de\nconformidad con lo establecido en el artículo 5 de la Ley 7593, se dispone lo\nsiguiente:\n\n \n\n[.] En los servicios\npúblicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y\ntarifas; además, velará por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, según el artículo\n25 de esta ley. Los servicios públicos antes mencionados son:\n\n[.]\n\na)    \nSuministro\nde energía eléctrica en las etapas de generación, trasmisión, distribución y\ncomercialización.\n\n[.]\n\n \n\nDe lo anterior, se\ndesprende que la Aresep es el ente competente para fijar los precios y tarifas\nde los servicios públicos, de conformidad con las metodologías que ella misma\ndetermine y debe velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de tales servicios\npúblicos, dentro de los cuales se encuentra el suministro de\n\nelectricidad en su etapa\nde generación. En ese sentido, la Procuraduría General de la República ha\nseñalado:\n\n \n\n[.] De conformidad con\nlo dispuesto en el artículo 5 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos, dicha Entidad es la competente para fijar los precios y\ntarifas de los servicios públicos que enumera la Ley. Dicha potestad tiene como\nobjetivo principal lograr precios que reflejen los costos reales del servicio,\nno falseen la competencia ni sean excesivos o injustos para el usuario; de ahí\nla importancia de que la fijación tarifaria sea realizada por un organismo\nindependiente, que decida a partir de estudios y criterios técnicos que\nreflejen los costos reales del servicio, pero que al mismo tiempo sean\nequitativos. [.]\n\n \n\n[.] La potestad\ntarifaria es un poder-deber, \"lo que sin duda implica que la institución\nque tiene una determinada potestad en materia de su competencia no sólo puede,\nsino que debe\n\nejercerla\" (Sala\nConstitucional de la Corte Suprema de Justicia, resolución 6326-2000 de las 18\nhrs. del 19 de julio de 2000). Y está comprendida dentro de esa potestad el\ndefinir, conforme el ordenamiento, cuáles son los elementos que deben ser\nconsiderados para dar debido cumplimiento a lo dispuesto en los artículos 3,\n25, 29 y 31 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. De\nmodo que a partir de la potestad atribuida por el legislador y conforme las\nmetodologías que reglamentariamente se haya establecido, le corresponde fijar\nlas tarifas. Lo cual implica la emisión de los actos administrativos que,\nejercitando la potestad reguladora, determinen cuál es la tarifa que los\nusuarios deben pagar por un servicio público determinado. Una tarifa que debe\ntomar en consideración los costos necesarios, una retribución competitiva y\ngarantizar la inversión necesaria para que el servicio pueda continuar siendo\nprestado en condiciones de calidad, confiabilidad, continuidad y eficiencia.\nErgo, el acto tarifario expresará los elementos que, conforme el ordenamiento y\nla técnica, determinan cuál es la remuneración correspondiente al servicio\npúblico de que se trata\".[.]\n\n(Dictamen C-329-2011 de\n22 de diciembre de 2011).\n\n \n\nEn la misma línea, el\nartículo 6 incisos a) y d) de la Ley N 7593 establecen, que le corresponde a la\nAresep la obligación de [.] a) regular y fiscalizar contable, financiera y\ntécnicamente, a los prestadores de los servicios públicos para comprobar el\ncorrecto manejo de los factores que afectan el costo del servicio, ya sean\ninversiones realizadas, el endeudamiento en que han incurrido, los niveles de\ningresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos percibidos y\nla rentabilidad o utilidad obtenida, [.] d) fijar las tarifas y los precios de\nconformidad con los estudios técnicos. [.]\n\n \n\nPor su parte el artículo\n29 de la Ley 7593 y sus reformas establece:\n\n \n\n[.] ARTICULO 29.-\nTrámites de tarifas, precios y tasas\n\nLa Autoridad Reguladora\nformulará las definiciones, los requisitos y las condiciones a que se someterán\nlos trámites de tarifas, precios y tasas de los servicios públicos. [.]\n\n \n\nPor su parte el artículo\n30 del mismo cuerpo normativo señala:\n\n[.]\n\nDe acuerdo con las\ncircunstancias, las fijaciones tarifarias serán de carácter ordinario o\nextraordinario. Serán de carácter ordinario aquellas que contemplen factores de\ncosto e inversión, de conformidad con lo estipulado en el inciso b) del\nartículo 3, de esta ley. Los prestadores deberán presentar, por lo menos una\nvez al año, un estudio ordinario. La Autoridad Reguladora podrá realizar de\noficio, modificaciones ordinarias y deberá otorgarles la respectiva audiencia\nsegún lo manda la ley.(el subrayado no es parte del original)\n\n \n\nSerán fijaciones\nextraordinarias aquellas que consideren variaciones importantes en el entorno\neconómico, por caso fortuito o fuerza mayor y cuando se cumplan las\ncondiciones de los modelos automáticos de ajuste. La Autoridad\nReguladora realizará, de oficio, esas fijaciones.\n\n(Así reformado por el\nartículo 41 aparte a) de la Ley N° 8660 del 8 de agosto de 2008) [.]\n\n \n\nAsimismo, el artículo 31\nde la Ley 7593 establece que:\n\n \n\nPara fijar las tarifas y\nlos precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta\nlas estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo\ndel conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad\nde que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso,\nse procurará fomentar la pequeña y\nla mediana empresa. Si existe imposibilidad\ncomprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.\n\n \n\nLos criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia\neconómica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar\nlas tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra\nel equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.\n\n \n\nLa Autoridad Reguladora\ndeberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en\nfunción de la modificación de variables externas a la\nadministración de los prestadores de los servicios, tales como\ninflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de\nhidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el\nPoder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.\n\n[.]\n\n \n\nDel artículo 31 se desprende por un lado que la Aresep deberá aplicar modelos y ajustes anuales de\ntarifas en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores\nde los servicios, y para dichas fijaciones deberá tomar en cuenta las estructuras productivas modelo\npara cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades\ndel servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.\n\n \n\nBajo esa misma\ninteligencia, el artículo 15 del Decreto 29732 MP, que es el Reglamento a la\nLey 7593, dispone que, para fijar tarifas, la Aresep utilizará modelos, los\ncuales deben ser aprobados de acuerdo con la ley. Al respecto, el artículo 15\nindica lo siguiente:\n\n \n\n[.] Artículo 15.-Uso\nde modelos para fijar precios, tarifas y tasas.\n\n \n\nPara fijar los\nprecios, tarifas y tasas, la ARESEP utilizará modelos que consideren, como un\ntodo, a la industria de que se trate. Esos modelos serán aprobados por la\nARESEP de\n\nacuerdo con la ley.\n[.]\n\n \n\nEl artículo 6 inciso 16\ndel Reglamento Interno de Organización y funciones de la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF) indica que corresponde\na la Junta Directiva de Aresep:\n\n \n\n[.] Aprobar las\nmetodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores regulados\nbajo su competencia. [.]\n\n \n\nEn este sentido para\nefectos de este estudio tarifario se aplicará lo dispuesto en la \"Metodología\nde fijación de tarifas para generadores privados amparados al capítulo i de la\nley 7200 que hayan renovado y que renueven contrato de compraventa de\nelectricidad con el instituto costarricense de electricidad (ice)\", dictada\nmediante la resolución RE-0021-JD-2022.\n\n \n\nIII. ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n \n\n1. Información contable\nproveniente de la Contabilidad Regulatoria\n\n \n\nEn relación con el uso\nde información obtenida de contabilidad regulatoria, de conformidad con lo\ndispuesto en la RIE-132-2017 y la RE-0060-IE-2021, información con corte a\ndiciembre 2023, la IE recibió y validó, en el marco del proceso de seguimiento\nrealizado para tales efectos, la información aportada las 2 plantas eólicas existentes\nque componen el sector, las cuales respondieron en forma, fondo y tiempo.\n\n \n\nEn este contexto, una\nvez completado el proceso de valoración y análisis técnico de la información\naportada, esta información fue utilizada como insumo en el cálculo de las\nvariables metodológicas de costos de explotación, inversión y apalancamiento,\ncuyo detalle se presenta más adelante en el apartado correspondiente a cada\nvariable.\n\n \n\nCabe destacar que la\ninformación incluida en la Contabilidad Regulatoria es pública y consta para\nefectos de consulta en el expediente OT-023-2024, además, dicha información es\nincluida en el anexo 17 \"Información de contabilidad regulatoria\" del presente\ninforme.\n\n \n\n2. Aplicación anual de\noficio de la metodología\n\n \n\nEn este apartado se\npresenta el detalle de la aplicación de la \"\"Metodología de fijación de tarifas\npara generadores privados amparados al capítulo i de la ley 7200 que hayan\nrenovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el\ninstituto costarricense de electricidad (ice)\", según lo establecido en la\nresolución RE-0021-JD-2022.\n\n \n\nLa fórmula general del\ncálculo tarifario, establecida en la mencionada metodología vigente aplicable,\nes la siguiente:\n\n \n\n2.1  \nBanda Tarifaria\n\n \n\nSe calcularán dos (2) bandas\ntarifarias, una aplicable a plantas eólicas y una aplicable a plantas eólicas\nque cumplan con los supuestos supra citados, según las siguientes fórmulas:\n\n \n\nEn donde:\n\n \n\nCa = Costos de explotación unitarios\npromedios por kW contratado.\n\nσ = Desviación estándar del\ncosto de explotación del grupo de plantas de generación eléctrica a las cuales\nse pretende aplicar la metodología, respecto a su costo de explotación\npromedio, por kW contratado.\n\nX = Cantidad de desviaciones\nestándar a incluir en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria\nde cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas a las cuales se pretende\naplicar la metodología. Ver sección 3.2.4 denominada \"Definición de la banda\ntarifaria\"\n\nI = Inversión unitaria promedio por\nkW contratado.\n\nXu = Factor promedio de antigüedad\nde las plantas.\n\nKe = Costo de capital.\n\nH = Cantidad de horas anuales\npromedio que el grupo de plantas estuvo en operación generando energía para\nventa al ICE en los últimos 5 años.\n\nFp = Factor de planta.\n\nf = Subíndice que indica la fuente\nhidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se calcula la banda.\n\n \n\nEs importante destacar que el límite\nsuperior de las bandas tarifarias (tarifa tope) se determina considerando el\ncosto de explotación promedio más una desviación estándar, calculando el tope\nel grupo de plantas eólicas a las que les aplica la metodología, con la\ninformación correspondiente a cada fuente de generación.\n\n \n\nEl límite inferior de las bandas\ntarifarias (tarifa piso) se determinará con base en el promedio de costo de\nexplotación menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones\nestándar definida para cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas\nmultiplicada por la desviación estándar estimada para cada grupo de plantas\nhidroeléctricas y eólicas respectivamente, con la información correspondiente a\ncada fuente de generación.\n\n \n\nEl siguiente cuadro resume la\nactualización de las principales variables de esta aplicación anual de oficio:\n\n \n\nTabla 1\n\nBanda tarifaria para plantas\nprivadas eólicas existentes\n\n \n\n \n\nA continuación, se detalla la forma\nen que se calculó cada una de las variables según la citada metodología vigente\naplicable.\n\n \n\n2.2 Cálculo de las variables del\nmodelo\n\n \n\n2.2.1 Costo anual de explotación\n(Ca)\n\n \n\nEl costo anual de explotación\nrepresenta los costos necesarios para mantener y operar una planta en\ncondiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de\ndepreciación y gastos financieros, de conformidad con la normativa vigente aplicable\ny porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo\ncosto de la inversión inicial ya fue cubierto vía tarifas mediante anteriores\ncontratos.\n\n \n\nAl respecto, la metodología aprobada\nmediante la resolución RE-0021-JD-2022, establece:\n\n \n\n\"El cálculo de este valor se hará\nmediante el uso de la información financiero- contable del grupo de plantas a\nlas que les aplique esta metodología y se considerará en el cálculo únicamente\nlos costos necesarios para mantener y operar la potencia contratada por el ICE,\nque corresponde al servicio público regulado.\n\n \n\nEsa información deberá estar\njustificada de conformidad con el artículo 33 de la Ley 7593, no se\ncontemplarán los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y\noperar la potencia contratada por el ICE, indicados en el apartado anterior, ni\nlos definidos en el artículo 32 de esa misma Ley, y contemplará únicamente los\ncostos útiles y utilizables necesarios para prestar el servicio público\nregulado, que es la venta de energía al ICE.\" \n\n \n\nLa fórmula de cálculo establecida en\nla metodología tarifaria, utilizada en el presente estudio para calcular el\ncosto anual de explotación es la siguiente:\n\n \n\nDonde:\n\nCai = Costo de explotación unitario de la planta i.\n\nCaTi =\n\nCosto de explotación total anual de cada\nplanta para mantener y operar la proporción contratada por el ICE de la planta\nen condiciones normales.\n\n \n\nPconi =\nPotencia contratada en kW, de la planta i para el periodo de corte (cierre          fiscal).\n\ni =          Cada\nuna de las plantas por grupo.\n\n \n\nPara la determinación de los costos\nde explotación, en el presente estudio se utilizó la información presentada por\nlos generadores privados de plantas eólicas existentes, en el marco del proceso\nde Contabilidad Regulatoria promovido por la Autoridad Reguladora, de conformidad\ncon lo dispuesto en la RIE-132-2017 y la RE-0060-IE-2021, información con corte\na diciembre 2023.\n\n \n\nEn este contexto, dicha\ndeterminación de costos tarifarios implicó la revisión, análisis y validación\nde la información y documentación presentada por las empresas con sus\njustificaciones trazables y razonables sobre los costos necesarios para\nmantener y operar la planta a la luz del principio al costo y los lineamientos\nestablecidos en la Ley 7593. Es importante mencionar que la información incluida\nen la Contabilidad Regulatoria es pública y consta en el expediente\nOT-023-2024, además se incluye en el anexo 17 \"Información de Contabilidad\nRegulatoria\" del presente informe.\n\n \n\nDe esta manera, se recolectaron\ndatos de las contabilidades regulatorias mencionadas a partir de los cuales se\ncalcularon los costos de explotación de 2 plantas con contratos vigentes de\ncompra-venta de energía con el ICE y excluyendo aquellas cuyos contratos están\nvencidos y el ICE señaló la negativa a su renovación.\n\n \n\nLas plantas contempladas en el\ncálculo fueron: Aeroenergía S.A. y Molinos de Viento del Arenal S.A.\n\n \n\nA partir de las contabilidades\nregulatorias presentadas, las aclaraciones y justificaciones posteriores\nremitidas por las empresas, la IE realizó el análisis y valoración de los\ncostos y gastos en estricto apego al marco jurídico vigente presentado a\ncontinuación:\n\n \n\nDe conformidad con lo establecido\npor el artículo 4 inciso c) de la Ley de la Aresep Ley 7593, son objetivos\nfundamentales de la Aresep, asegurar que los servicios públicos se brinden de\nconformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esa Ley. Dicho\nartículo determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios\npúblicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para\nprestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el\nadecuado desarrollo de la actividad (principio de servicio al costo), de\nacuerdo con lo establecido en el artículo 31 de la misma Ley.\n\n \n\nPor su parte el artículo 6 incisos\na) y d) de la Ley de comentario señalan respectivamente, que corresponde a la\nAutoridad Reguladora, regular y fiscalizar contable, financiera y técnicamente\na los prestadores de los servicios públicos, para comprobar el correcto manejo\nde los factores que afectan el costo del servicio, ya sean las inversiones\nrealizadas, el endeudamiento en que han incurrido, los niveles de ingresos\npercibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos percibidos y la\nrentabilidad o utilidad obtenida, debiendo fijar las tarifas y los precios de\nconformidad con los estudios técnicos respectivos.\n\n \n\nAsimismo, el artículo 31 establece\nuna discrecionalidad técnica en favor de la Autoridad Reguladora que la faculta\na que los análisis técnicos de ingresos, costos y beneficios de las fijaciones\ntarifarias se hagan con el modelo o metodología que mejor se adapte a las\nnecesidades del servicio, a efecto de que se brinde en condiciones competitivas\ny a costos adecuados para el usuario o consumidor, debiendo contemplar al\nmomento de fijar las tarifas de los servicios públicos el equilibrio financiero\nen la prestación del servicio.\n\n \n\nAl respecto, el artículo 32 de la\nLey 7593, establece lo siguiente:\n\n \n\n\"Artículo 32.- Costos sin considerar\nNo se aceptarán como costos de las empresas reguladas:\n\na) Las multas que les sean impuestas\npor incumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.\n\n \n\nb) Las erogaciones innecesarias o\najenas a la prestación del servicio público.\n\n \n\nc) Las contribuciones, los gastos, las\ninversiones y deudas incurridas por actividades ajenas a la administración, la\noperación o el mantenimiento de la actividad regulada.\n\n \n\nd) Los gastos de operación\ndesproporcionados en relación con los gastos normales de actividades\nequivalentes.\n\n \n\ne) Las inversiones rechazadas por la\nAutoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la prestación del\nservicio público.\n\n \n\nf) El valor de las facturaciones no\ncobradas por las empresas reguladas, con excepción de los porcentajes\ntécnicamente fijados por la Autoridad Reguladora.\"\n\n \n\nAdicionalmente, el artículo 33 de la\nmencionada ley y su reglamento establecido por el Decreto 29732, indican que\nlas peticiones de los prestadores sobre tarifas deben estar debidamente\njustificadas con su correspondiente información de respaldo.\n\n \n\nDe lo citado anteriormente y de lo\nestablecido en la metodología tarifaria vigente, se desprende que, para la\nfijación tarifaria no se aceptarán como costos, entre otros las erogaciones\ninnecesarias o ajenas a la prestación del servicio y los gastos de operación\ndesproporcionados en relación con los gastos normales de actividades\nequivalentes.\n\n \n\nConforme a las disposiciones\ncitadas, la Aresep tiene competencia exclusiva y excluyente en la regulación,\nfijación y supervisión de las tarifas o precios de los servicios públicos,\nincluyendo las tarifas de servicios del suministro eléctrico, encontrándose en\nla obligación de realizar análisis técnicos de ingresos, costos y beneficios\npara determinar las fijaciones tarifarias debiendo observar los principios de\nservicio al costo y equilibrio financiero, siendo que el ejercicio de tales\ncompetencias tiene su fundamento constitucional en lo establecido en el\nartículo 46 de la Constitución Política.\n\n \n\nEn este sentido se ha manifestado la\nProcuraduría General de la República al señalar que:\n\nEl legislador define no sólo cómo\ndebe ser la tarifa, qué elementos debe contemplar, sino también cuáles costos\nno puede considerar. Se trata de una facultad atribuida en el artículo 32, que\nautoriza a la Autoridad para desconocer como costos de las empresas reguladas\nlas erogaciones que considere innecesarias o ajenas a la prestación del\nservicio, así como para apreciar si los gastos de operación son proporcionales\nrespecto de los gastos normales de actividades equivalentes. Dictámenes Ns. C-\n329-2002 de 4 de diciembre de 2002 y C-242-2003 de 11 de agosto de 2003),\nreiterado en C-1141-2016 de 20 de junio de 2016.\n\n \n\nDe conformidad con lo señalado por\nlas disposiciones legales citadas (artículos 3 inciso b), 4 inciso c), 6\nincisos a) y d), 14, 31 y 32 de la Ley 7593), la Autoridad Reguladora tiene\nplena competencia para realizar las respectivas revisiones y valoraciones que\nle lleven a determinar los costos necesarios para la prestación del servicio\npúblico.\n\n \n\nEn este contexto, a continuación se\nprocede a detallar por cada empresa los rubros de costos y gastos no\nconsiderados o excluidos, para lo cual se contempla la revisión de la\ninformación adicional presentada por las empresas en sus posiciones a la audiencia\npública. Lo anterior, con la debida justificación a la luz de lo establecido en\nel artículo 32 de la Ley 7593:\n\n \n\nMolinos de Viento del Arenal,\nSociedad Anónima (MOVASA): Se\nexcluyen gastos por un total de ₡ 4.568.980,96, de acuerdo con la\ninformación presentada por la empresa disponible en el OT-023-2024 y en el\nanexo 17 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe, por\nlas razones que se detallan a continuación para cada uno de los gastos no\nconsiderados:\n\n \n\n \n\nAeroenergía S.A.: Se excluyen gastos por un total de ₡ 3.316.545,76, de\nacuerdo con la información presentada por la empresa disponible en el\nOT-023-2024 y en el anexo 17 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del\npresente informe, por las razones que se detallan a continuación para cada uno\nde los gastos no considerados:\n\n \n\n| Descripción | Monto ₡ | Justificaciones exclusión según atículo 32 Ley 7593 | | --- | --- | --- |\n| Cuotas y Suscripciones | 2 566 190,63 | Aunque las cuotas anuales a ACOPE pueden ser necesarias\npara cumplir con ciertos requisitos legales y operativos, no están directamente vinculadas con los\ncostos operativos esenciales para la generación de energía eólica. Al ser de carácter administrativo\ny no imprescindibles para la operación directa del servicio público, se justifican como excluidas\nconforme al artículo 32 de la Ley 7593. | | Alimentacion y Hospedaje | 12 000,00 | Aunque estos\ngastos cubren la alimentación de colaboradores operativos durante giras necesarias para gestiones\nrelacionadas con la operación del activo, no están directamente vinculados con los costos esenciales\ny continuos de la generación de energía eólica. Como tales, estos gastos se consideran\nadministrativos y no imprescindibles para la prestación del servicio público, por lo que se\njustifican como excluidos conforme al artículo 32 de la Ley 7593. | | Atencion Empleados | 110\n113,05 | Estos gastos, relacionados con la atención a los empleados mediante el alquiler de\ndispositivos para control de agua potable y de un chiller, no están directamente vinculados con la\noperación, mantenimiento o administración del activo de generación de energía eólica. Por lo tanto,\nal no ser esenciales para la prestación del servicio público, se justifican como excluidos conforme\nal artículo 32 de la Ley 7593. | | Recargos y Multas | 628 242,07 | Las multas y sanciones, como el\npago tardío a la municipalidad o la multa impuesta por el ICE, no son gastos necesarios para la\noperación o mantenimiento del activo de generación de energía eólica. Según el artículo 32 de la Ley\n7593, estos gastos no se aceptan como costos, ya que no están relacionados con la prestación del\nservicio público y se consideran innecesarios. Por lo tanto, se justifican como excluidos. | | Total\n| 3 316 545,76 | |\n\n \n\nUna vez obtenidos los valores\nanteriores de costos totales por planta (CaTi), se divide cada dato\nentre la potencia contratada correspondiente a cada planta para obtener el\ncosto de explotación unitario (Cai), y se convirtieron dichos valores\n(que estaban en colones por kW) a la divisa de dólares estadounidenses\ndividiendo por el promedio simple del Tipo de Cambio de Venta de Referencia del\nBCCR de septiembre 2024, fecha de corte de los datos obtenidos de la\ncontabilidad regulatoria, según lo establecido en la metodología tarifaria. Al\nmomento de resolver se utilizará el valor de este índice más reciente que haya\nestado disponible al día de la audiencia pública.\n\n \n\nPosteriormente, se convirtieron\ndichos valores indexados (que estaban en colones por kW) a la divisa de dólares\nestadounidenses dividido por el Tipo de Cambio de Venta de Referencia del BCCR1\ndel 11 de diciembre de 2024, fecha de celebración de la audiencia pública, de\nacuerdo a la metodología y al acuerdo de Junta Directiva AC-004-015-2004 que\nestablece lo siguiente:\n\n \n\n1https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\n \n\nb) Encargar a la Reguladora General\npara que instruya a las Direcciones Técnicas para que incluyan como parte de\nsus metodologías de cálculo tarifario los siguientes procedimientos:\n\n- Actualizar a la fecha de celebración de la audiencia\npública las siguientes variables: Salarios mínimos, Tipo de cambio de venta del\ndólar de los Estados Unidos de América con respecto al colón y precio de los\ncombustibles.\n\n \n\nEn línea con lo anterior, es\nimportante destacar que la información de contabilidad regulatoria de las\nempresas utilizadas en el cálculo es con corte al cierre fiscal 2023, es decir a\ndiciembre 2023, por lo que cumple con lo indicado en la metodología tarifaria,\nque establece que la fecha corte de los datos insumo de las variables será la\nfecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre\ndel año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o en su\ndefecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.\n\n \n\nFinalmente, a partir de estos datos\nse calcula el costo anual de explotación promedio para el grupo de plantas\neólicas, este se obtiene como un promedio simple del costo de explotación por\nkW contratado de cada planta del considerada en el cálculo.\n\n \n\nEn donde:\n\nCaf = Costo de explotación promedio para cada grupo de plantas.\n\nCai = Costo de explotación anual unitario de la planta i.\n\nf = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica\n(e) para la cual se calcula la banda.\n\ni = Cada una de las plantas por grupo.\n\nn = Cantidad de plantas por grupo.\n\n \n\nAdicionalmente, según la regla\nempírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos\nextremos mediante límites establecidos por la desviación estándar de la serie\nde datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y\ndos por debajo del promedio, en este caso no se determinaron valores extremos.\nPor lo tanto, se calcular el procedimiento del promedio simple considerando\ntodas las plantas.\n\n \n\nPor tanto, el costo de anual de\nexplotación (Ca) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una\nplanta privada eólica existente es de 130,04 US$ por kW (ver Anexo 1).\n\n \n\n2.2.2 Inversión promedio por kW\ncontratado\n\n \n\nEl costo de inversión representa los\ncostos totales necesarios para construir una planta de generación en\ncondiciones normales para nuestro país.\n\n \n\nAl respecto, la metodología\ntarifaria establecida mediante la resolución RE-0021-\n\nJD-2022, indicó:\n\n \n\n\"El cálculo de este valor se hará\nmediante el uso de la información financiero- contable que remita cada planta a\nla que le aplique esta metodología y se considerará en el cálculo únicamente la\ninversión correspondiente a la potencia contratada por el ICE, que corresponde\nal servicio público regulado.\n\n \n\nEsta información deberá estar\njustificada de conformidad con el artículo 33 de la Ley 7593 y no se\ncontemplarán las inversiones que no correspondan a las necesarias para mantener\ny operar la potencia contratada por el ICE indicadas en el apartado anterior,\nni las definidas en el artículo 32 de esa misma Ley.\n\n \n\nEn este caso, se considerará el\nvalor al costo histórico del activo fijo de propiedad,planta y equipo de cada\nplanta, proporcional a la potencia máxima contratada por el ICE, con su valor\nactualizado al presente de conformidad con lo establecido en la sección 6.2 de\nesta metodología.\n\n \n\nSe utilizará la información\nfinanciero-contable de la inversión del último reporte anual disponible a la\nfecha de inicio del proceso de fijación tarifaria, de conformidad con las disposiciones\nde contabilidad regulatoria emitidas para este sector.\"\n\n \n\nLas fórmulas de cálculo establecidas\npor la metodología tarifaria, utilizadas en el presente estudio para calcular\nla variable inversión se detallan a continuación:\n\n \n\nIi = Monto de la inversión unitaria de la planta i.\n\nITi = Inversión total proporcional a la potencia contratada por\nel ICE de la planta i.\n\nPconi = Potencia contratada en kW, para la planta i para el periodo\nde corte (cierre fiscal).\n\nI = Cada una de las plantas por grupo.\n\n \n\nIf = Monto de la inversión promedio para cada grupo de plantas.\n\nIi = Monto de la inversión unitaria de la planta i.\n\nf = Subíndice que indica la fuente\nhidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se calcula la banda.\n\ni = Cada una de las plantas por grupo.\n\nn = Cantidad de plantas por grupo.\n\n \n\nLa información utilizada para calcular\nlos costos de inversión totales por planta, para la generación de energía para\nventa al ICE, considera 2 plantas eólicas existentes con contrato con el ICE\nvigente, que remitieron esta información dentro del proceso de contabilidad\nregulatoria de 2023 de conformidad con la resolución RE-0060-IE-2021 citada.\n\n \n\nLas plantas consideradas en el\ncálculo son las siguientes: Aeroenergía S.A. y Molinos de Viento del Arenal\nS.A.\n\n \n\nLos costos de inversión de las\nplantas (ITi) se calcularon a partir de los valores históricos de los\nactivos de propiedad, planta y equipo asociados a la prestación el servicio\npúblico de las plantas eólicas existentes de sus respectivas contabilidades\nregulatorias, para luego convertirlas a dólares utilizando el tipo de cambio de\nventa del momento en que entró en operación cada planta.\n\n \n\nPosteriormente, de acuerdo con lo\nestablecido en la metodología tarifaria, dichos valores fueron indexados a\ndiciembre de 2023 (cierre fiscal anterior al inicio del procedimiento de\nfijación tarifaria), mediante el Índice de Precios al Productor de Estados\nUnidos (IPP-EEUU) para construcciones nuevas (\"Inputs to new construction,\ngoods\") obtenido del \"Bureau of Labor Statistics\" (Series Id WPUIP2310001) y\npor último, para determinar la variable Ii se dividió por la capacidad\ncontratada de la fecha en que cada planta entró en operación utilizando datos\nhistóricos proporcionados por el DOCSE.\n\n \n\nEn relación con el uso del Índice de\nPrecios al Productor de Estados Unidos, la metodología vigente establece su\nutilización, el cual cumple con las siguientes características: proviene de una\nfuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica\ny con la información más reciente.\n\n \n\nAl respecto, en primer lugar, debido\na que los costos de inversión de las plantas eólicas existentes están\nconsignados con fechas cercanas a inicios de los años noventa, por lo que es\nnecesario indexar dichos valores con un índice de precios representativo con\ndatos disponibles desde ese momento.\n\n \n\nSegundo, el Índice de Precios al\nProductor Industrial de Estados Unidos WPUIP2310001 proviene de la Oficina de\nEstadísticas Laborales de Estados Unidos, dicho índice se actualiza cada mes y\npuede ser recolectado en cualquier momento por medio de internet, por lo que se\nconsidera que es una fuente pública especializada de información técnica y con\nla información más reciente.\n\n \n\nTercero, tal y como se ha hecho en\nesta aplicación tarifaria, la indexación se realizó anualmente.\n\n \n\nCuarto, al utilizar este índice una\nvez más en esta fijación tarifaria considerando las indexaciones de las pasadas\nfijaciones tarifarias, se ha aplicado, entonces, este índice representativo de\nmanera consistente, considerando que ese es el mismo índice que se utilizó en\nlas aplicaciones tarifarias para las plantas existentes desde el año 2013.\n\n \n\nSe demuestra que, al utilizar este\níndice para indexar los costos de inversión en la presente fijación tarifaria,\nse da cumplimiento de la metodología.\n\n \n\nPor otro lado, el hecho de que los\nmontos de los costos de inversión estén consignados en colones, no imposibilita\nla aplicación de este índice extranjero sobre esos datos, siempre y cuando\nexista un tratamiento de conversión de moneda previo (de colones a dólares de\nEstados Unidos), tal y como lo realiza la IE.\n\n \n\nPosteriormente, se aplicó un\npromedio simple de los datos de inversión de las plantas obtenidos del\nprocedimiento anterior, para calcular el costo de inversión promedio (If).\n\n \n\nAdicionalmente, según la regla\nempírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos\nextremos mediante límites establecidos por la desviación estándar de la serie\nde datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y\ndos por debajo del promedio, en este caso no se determinaron valores extremos.\nPor lo tanto, se calcular el procedimiento del promedio simple considerando\ntodas las plantas.\n\n \n\nAsí las cosas, el costo de inversión\npromedio ponderado que resulta de seguir el método de cálculo descrito es de $\n4.263,34 por kW (ver anexo 2).\n\n \n\n2.2.3 Vida remanente promedio (Xu)\n\n \n\nEl factor de antigüedad mide la\nantigüedad de la planta, expresada en función de su valor remanente, dado el\ntiempo en que las plantas han estado en operación.\n\n \n\nDe acuerdo con lo establecido en la\nmetodología tarifaria, en el cálculo de esta variable se contemplarán las vidas\nremanentes de cada planta a la que le aplique esta metodología, considerando la\ninformación disponible en la Autoridad Reguladora.\n\n \n\nEn ese sentido, la vida remanente\npromedio que han tenido las plantas de los generadores privados para la venta\nde electricidad al ICE, se estima por medio de la siguiente fórmula:\n\n \n\nEn donde:\n\n \n\nVu = Vida útil promedio de las plantas para generación\neléctrica (años).\n\nVof = Vida en operación promedio del grupo de plantas (años).\n\nVr = Valor residual de las plantas (10%).\n\nf = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica\n(e) para la cual se calcula la banda.\n\n \n\nLa vida en operación promedio para\nel grupo de plantas a los que se les aplica esta metodología se calcula de la\nsiguiente manera:\n\n \n\nEn donde:\n\n \n\nVof = Vida en operación promedio del grupo de plantas (años).\n\nVoi = Vida en operación promedio de cada planta.\n\ni = Cada una de las plantas por grupo.\n\nn = Cantidad de plantas por grupo.\n\nf = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica\n(e) para la cual se calcula la banda.\n\n \n\nLa vida en operación (Voi) de\ncada planta se estimará como la diferencia entre la fecha en que cada planta\nentró a operar y la fecha del cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es\nel 31 de diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación\ntarifaria (o en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía\nLey), según la siguiente fórmula:\n\n \n\n \n\nEl promedio de la vida en operación\ndel grupo de plantas (Vof) se calcula como un promedio simple de las\nvidas en operación promedio de las diferentes plantas.\n\n \n\nNota: el periodo máximo a considerar para Voi será el correspondiente\na la fuente según el numeral anterior (40 o 20 años, ya sea una planta\nhidroeléctrica o eólica respectivamente).\n\n \n\nPor lo tanto, aplicando los métodos\ndescritos, da como resultado una vida en operación promedio de 20 años y un\nfactor de vida remanente promedio de 10% (ver anexo 3).\n\n \n\n2.2.4 Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nDe acuerdo con la metodología\naprobada mediante la resolución RE-0021-JD-2022, el cálculo de la rentabilidad\nsobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado\nModelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como\nCAPM (en inglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl CAPMdetermina el costo del\ncapital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:\n\n \n\nDonde:\n\nKe = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una\nalternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista.\n\nPR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la\ntasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica\ndebido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la covarianza de la\nrentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se\ndenomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con deuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la\nsiguiente fórmula:\n\nDonde:\n\nβa = Beta apalancada.\n\nΒd = Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre deuda y capital propio\n(estimada por medio del apalancamiento financiero)\n\nt = Tasa de impuesto sobre la renta.\n\n \n\nEn relación con los\ncambios introducidos en la metodología vigente (RE-0021- JD-2022) es conveniente extraer\nde la resolución RE-0005-JD-2024, lo siguiente:\n\n \n\n\"[.]\n\n \n\nEl valor de la deuda (D)\nse tomará como cero (0) dado que la metodología no incluye gastos financieros\nde conformidad con la normativa vigente aplicable y porque según las premisas\ndel modelo, se trata de tarifar plantas cuyo costo de inversión inicial ya fue\ncubierto vía tarifas mediante anteriores contratos. Dado que el valor de la\nDeuda (D) es cero (0), la beta desapalancada y la beta apalancada son iguales.\n\n \n\n(.)\n\n \n\n4. Relación entre deuda\ny capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp Y/(1-Y), donde Y es el\napalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio ponderado\npor potencia contratada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica, derivada\nde la contabilidad regulatoria o la que esté disponible en la Autoridad\nReguladora. Para efectos de esta metodología se considera un valor de D=0.\n\n \n\n[.]\"\n\n \n\nLos parámetros que se\nrequiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportesal capital son los\nsiguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada,\nrelación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La\nfuente de cada uno de ellos es la siguiente:\n\n \n\n. La tasa libre de\nriesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA). Se utiliza la tasa con el mismo período de maduración\nal que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de\ninternet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de\ninternet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nSe promedian los datos\nde los últimos 5 años. Para este caso el promedio de la tasa libre de riesgo de\nlos últimos 5 años es de 2,28%\n\n(ver Anexo 4).\n\n \n\n. Prima por riesgo\n(PR): se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\", la cual está\ndisponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\n \n\nSe promedian los datos\nde los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple de la prima por riesgo\nde los últimos 5 años es de 4,94% (ver Anexo 5).\n\n \n\n. Riesgo país (RP):\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados \"Risk\nPremiums for the other markets\" en donde el riesgo país se denomina \"Country\nRisk Premium\". Los valores de esta variable y el beta desapalancado se\nobtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de internet:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\n \n\nSe promedian los datos\nde los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple del riesgo país de los\núltimos 5 años es de 6,26% (ver Anexo 6).\n\n \n\n. Relación entre deuda y\ncapital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el\napalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio ponderado\npor potencia contratada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica, derivada\nde la contabilidad regulatoria o la que esté disponible en la Autoridad\nReguladora. Lo anterior según la resolución RE-0021-JD-2022.\n\n \n\nEn este caso la relación\nentre deuda y capital propio para este tipo de plantas da como resultado 0%\n(ver Anexo 8). El resultado de apalancamiento es cero debido a que, a la fecha\ndel informe, la información enviada por las empresas no ha justificado la\nasociación y el beneficio para el servicio público de su pasivo con costo\nfinanciero.\n\n \n\n. Beta desapalancada:\nPara el valor de la beta desapalancada (βd), se toman los valores de\n\"Utility General\" dispuestos en las fijaciones tarifarias anteriores, y para el\ndato del 2021, se toma el valor de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran en:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. Se\npromedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el valor obtenido de\nbeta desapalancada es de 0,4085 (ver Anexo 7).\n\n \n\nAl apalancarlo de\nacuerdo con los dispuesto en la metodología tarifaria, da como resultado un\nnivel de beta apalancado de 0,4085.\n\n \n\nEs importante acotar que\nen esta ocasión se utilizó la beta desapalancada marginal del archivo de Excel de\nla página web de Damodaran, que contempla el impuesto a las sociedades\nescalonado, más apegado a la realidad de las empresas cuya tasa impositiva de\nrenta es escalonada en nuestro país también y cuya normativa tributaria\ncontempla una serie de gastos deducibles que hacen que no se termine pagando la\ntasa total del mismo. Además, ante consulta al autor de la fuente de\ninformación se nos aclaró que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago\nintereses es deducible del impuesto (lo que genera un escudo fiscal y ahorra\nimpuestos) (ver Anexo 15).\n\n \n\n. Tasa de impuesto sobre\nla renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro,\ncorrespondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal\nmayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda\n(30%).\n\n \n\nDe acuerdo con lo\nanterior, el nivel de rentabilidad obtenido es de 10,55% (ver anexo 9).\n\n \n\n2.2.5 Expectativas de\nventa\n\n \n\n2.2.5.1 Factor de planta\n\n \n\nDe acuerdo con la\nmetodología tarifaria vigente, se calcula el factor de planta individual\npara cada año de los últimos 5 años con información disponible y con ellos\nse calculará un promedio simple del factor de planta para cada uno de esos años,\npara obtener el factor de planta promedio para el grupo de plantas (Fpf).\n\n \n\nLa metodología tarifaria\nvigente establecida mediante la RE-0021-JD-2022, establece lo siguiente:\n\n\"El cálculo de este valor se hará mediante la\ninformación estadística que reciba estaAutoridad Reguladora sobre la producción\nde cada planta y las horas en las que estuvo en operación entregando energía al\nICE durante los 5 últimos años disponibles.\n\n \n\nEl último año por utilizar, corresponde al año\nprevio al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la\nfecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre\ndel año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o en su\ndefecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.\"\n\n \n\nEl factor de planta\nindividual para cada planta se calcula de la siguiente manera:\n\n \n\nEn donde:\n\n \n\nFpi,a = Factor de planta de cada planta i en cada año a.\n\nEgi,a = Cantidad de energía en kWh que cada planta i generó en\ncada año.\n\nPconi,a= Potencia contratada en kW, para cada planta i en cada año\na.\n\nHi,a = Cantidad de horas en que la planta estuvo en operación\nentregando energía para la venta al ICE en cada año.\n\ni = Cada una de las plantas por grupo.\n\na = Cada uno de los 5 años.\n\n \n\nEl factor de planta anual promedio\nse calculará de la siguiente manera:\n\n \n\n \n\nFpa = Factor de planta promedio anual para cada grupo de\nplantas.\n\nFpia = Factor de planta de cada planta i en cada año a.\n\nI = Cada una de las plantas por grupo.\n\nA = Cada uno de los años.\n\nn = Índice que representa la cantidad de plantas por grupo.\n\n \n\nPosteriormente, se calcula el factor\nde planta promedio para el grupo de plantas que se utilizará dentro del modelo,\ncalculado de la siguiente forma:\n\n \n\nFpf = Factor de planta promedio para cada grupo de\nplantas.\n\nQ = Cantidad de años utilizados para calcular el\npromedio.\n\na = Cada uno de los años.\n\nf = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica\n(h) o eólica (e) para la cual se calcula la banda.\n\n \n\nEn este contexto, de\nmanera consistente con lo establecido en la metodología tarifaria, se\nutilizaron los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron\nenergía en el año respectivo. De acuerdo con la metodología tarifaria se\nutilizaron los datos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea\ninformación real. No se han presentado concursos para adquirir energía en el\núltimo quinquenio (2019-2023). (Anexo 10).\n\n \n\nEn lo correspondiente a\nla información sobre la cantidad de energía generada por planta y la capacidad\ncontratada por el ICE,2 para el 2019, 2020, 2021, 2022 y 2023\npublicados por el División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE).\nEsta información se encuentra tabulada en el anexo 10.\n\n \n\n2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi\nvo=3007\n\n \n\n \n\nEn cuanto a la capacidad\ninstalada y contratada, en el marco del expediente tarifario ET-095-2019 se procedió\na solicitar información a todas las empresas generadoras privadas y al DOCSE\nsobre sus capacidades instaladas, requiriendo que remitieran las fotografías de\nlas placas, estos datos fueron confirmados con el DOCSE, para el presente\nestudio por medio del oficio OF-0363-IE-2022 del 13 de mayo de 2022, y\nadicionalmente se le pidió confirmar si se había presentado algún cambio en la\ncapacidad contratada por el ICE, obteniendo la respuesta del\n\nDOCSE por medio del\n0810-362-2022 del 15 de junio de 2022, en la cual indicó que no ha habido\ncambios en las capacidades en placa de las plantas ni en las capacidades\ncontratadas por el ICE. (Anexo 13).\n\n \n\nA partir de la\ninformación detallada en el párrafo anterior, y según lo dispuesto en la\nresolución RE-0021-JD-2022, se tomaron los datos correspondientes a la\ncapacidad contratada en kW de cada planta. Es importante señalar que, de\nacuerdo con dicha información, ninguna de las plantas consideradas en el\nanálisis tarifario presentó cambios en sus capacidades entre el 2019 y el 2023.\nEsta información puede ser consultada en el Anexo 13. Para los casos en los que\nse pudiera presentar un cambio de placa durante el año, la potencia se\nconsidera como el promedio mensual de las potencias señaladas en los informes\ndel DOCSE.\n\n \n\n2.2.5.2 Horas en\noperación\n\n \n\nEs la cantidad de horas\nen operación promedio en que el grupo de plantas por fuente estuvo en operación\nentregando energía para la venta al ICE durante los últimos 5 años anteriores\nal cálculo tarifario.\n\n \n\nAl respecto, la metodología\ntarifaria vigente establecida mediante la RE-0021-JD-2022, establece:\n\n \n\n\"El cálculo de este\nvalor se hará mediante la información estadística que reciba esta Autoridad\nReguladora sobre las horas en operación de cada planta en el año de cálculo, esto\nes, las horas en que cada planta del grupo estuvo entregando energíapara la\nventa al ICE.\n\n \n\nEl último año por\nutilizar, corresponde al año previo al inicio del procedimiento de fijación\ntarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal establecido a nivel\nnacional,esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del\nprocedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional\nque se establezca vía Ley.\"\n\n \n\nLas horas en operación\nde cada planta se calculan de la siguiente manera:\n\nEn donde:\n\n \n\nHia = Cantidad de horas en que cada planta estuvo en operación\nentregando\n\nenergía para la venta al ICE en cada\naño.\n\nkWha = Kilowatts hora o energía vendida al ICE por cada planta i\npara cada año a.\n\nPconia = Potencia contratada en kW, por cada planta i para cada año\na.\n\nI = Cada una de las plantas por grupo.\n\nA = Cada uno de los 5 años.\n\n \n\nLas horas en operación promedio\nanuales se calculan como:\n\n \n\n \n\nHa = Cantidad de horas promedio anuales entregando energía al\nICE para cada grupo de plantas, para cada uno de los 5 años.\n\nHia = Cantidad de horas en que cada planta i estuvo en operación\nentregando energía para la venta al ICE en cada año.\n\ni = Cada una de las plantas por grupo.\n\na = Cada uno de los años.\n\nn = Índice que representa la cantidad\nde plantas por grupo.\n\n \n\nUna vez obtenidos los valores\nanteriores se calculan las horas promedio durante los últimos 5 años entregando\nenergía al ICE para el grupo de plantas de cada fuente, este se obtiene de la\nsiguiente manera:\n\n \n\nLas horas en operación de cada\nplanta se calculan de la siguiente manera:\n\n \n\nHf = Cantidad de horas promedio entregando energía al ICE para\ncada grupo de plantas.\n\nHa = Cantidad de horas promedio anuales para cada grupo de\nplantas, para cada uno de los 5 años.\n\na = Cada uno de los años.\n\nQ = Índice que representa la cantidad de años.\n\nf = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica\n(e) para la cual se calcula la banda.\n\n \n\nEn relación con las horas en\noperación reales que cada planta estuvo entregando al ICE, de la misma forma\npor medio del oficio OF-0363-IE-2022 se le solicitó al DOCSE indicar si\ndisponía de datos sobre el total de horas anuales en que las empresas\nanalizadas están en operación entregando energía para venta al ICE, a lo cual\ndicha entidad por medio del 0810-362-2022, indicó que no lleva registro de la\ncantidad de horas en operación en la forma requerida por la IE, según lo\nindicado en la metodología tarifaria.\n\n \n\nBajo este escenario, de acuerdo con\nel procedimiento establecido en dicha metodología (detallado anteriormente), se\nprocedió a calcular las horas en operación reales, de la siguiente manera: para\ncada uno de los años del último quinquenio (2019 a 2023), se estimó un promedio\naritmético de las horas en operación reales de cada planta individual para cada\naño analizado. En el caso de las horas en operación reales entregando energía\nal ICE por planta, se determinaron a partir del total de energía vendida al ICE\npara cada año, entre la capacidad contratada por el ICE para la planta\nrespectiva.\n\n \n\nPosteriormente, se obtuvo el\npromedio aritmético de los cinco valores resultantes tanto para el factor de\nplanta como para la variable de horas en operación reales entregando energía al\nICE, determinándose de esta manera el dato de factor de planta y de horas en\noperación reales entregando energía al ICE a utilizar en la fijación tarifaria.\n\n \n\nConsiderando que, de conformidad con\nel procedimiento de cálculo metodológico, las horas en operación reales entregando\nenergía al ICE se calculan en relación con la capacidad contratada y la energía\ngenerada para venta al ICE, al aplicar la fórmula para la determinación del\nfactor de planta, su resultado es 1. En ese sentido, para el cálculo final de\nlas expectativas de ventas, la variable de horas en operación reales en\noperación entregando energía al ICE para una planta eólica existente,\nresultantes del procedimiento anterior son 2 889,10 horas (Anexo 11).\n\n \n\n2.2.6 Definición de la desviación\npara la banda tarifaria\n\n \n\nSegún la metodología vigente\n(RE-0021-JD-2022), para establecer la banda tarifaria se realizan los\nsiguientes pasos:\n\na. Se calculó la desviación estándar\ncorrespondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de\nexplotación promedio, lo que da como resultado US$ 35,40 por kW (ver Anexo 12).\n\n \n\nb. El límite superior se establece\ncomo el costo de explotación promedio actualizado más la desviación estándar,\nes decir US$ 130,04 + US$ 35,40 por kW = US$ 165,44 por kW (ver Anexo 12).\n\n \n\nc. Límite inferior: se obtiene\nconsiderando los cambios introducidos en esta propuesta respecto a la\nmetodología vigente RE-0021-JD-2022.\n\n \n\n(.)\n\n \n\ni.                 \nDefinición de la\nbanda tarifaria\n\nii.               \n\n \n\n. El límite inferior de la banda se\nestablece con el valor del costo de explotación anual promedio menos el monto\ncorrespondiente a la cantidad de desviaciones estándar estimada para incorporar\nen el límite inferior multiplicada por la desviación estándar para cada grupo\nde plantas hidroeléctricas y eólicas respectivamente, a las cuales se pretende\naplicar la metodología (Ca𝑓 -\nXσ).\n\n \n\n(.)\n\n \n\nTomando en consideración la reforma\na la metodología RE-0005-JD-2024 planteada anteriormente, se establece el\nlímite inferior como el costo de explotación promedio actualizado menos el\nmonto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar multiplicada por\nla desviación estándar, es decir US$ 130,04- 3 * US$ 35,40 por kW = US$ 23,83\npor kW (ver Anexo 12).\n\n \n\nEn ningún momento los precios pagados\npor la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de\nla banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda,\nsegún lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200.\n\n \n\n2.2.7 Cálculo de la banda tarifaria y estructura tarifaria\n\n \n\nA continuación, se presenta un resumen de todas las\nvariables calculadas en esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta\nlas especificaciones técnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018\ncitadas, en donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí\ndefinidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar\ncompuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:\n\n \n\n \n\n3. Estructura Tarifaria\n\n \n\nDe acuerdo con lo\nestablecido en la metodología vigente (RE-0021-JD-2022) se aplicará la\nestructura tarifaria o la tarifa única anual que sea definida en el proceso de\nnegociación de las adendas a los contratos renovados vigentes o recontratación\npor parte del ICE; en caso de una estructura tarifaria horario y/o estacional,\nel mismo ICE deberá establecer los parámetros aplicables en las bases de\ncontratación o bien dejarla abierta a la presentación de ofertas de venta de\nparte de los generadores privados a los que les aplique esta metodología.\n\n \n\nAdemás, el ICE podrá definir\no solicitar esa estructura por bloques de energía, todo lo anterior\ndeberá justificarse con base en las necesidades del Sistema Eléctrico\nNacional (SEN) detectadas y optimización del parque de generación disponible\nen todo momento.\n\n \n\nLa tarifa o precios\nindividuales resultantes de la aplicación de una estructura tarifaria,\nsi así se considera en el acuerdo correspondiente, no podrán ser inferiores\no sobrepasar la banda establecida, esto quiere decir que esos precios deben\nestar dentro de la banda correspondiente vigente al momento de las compras\nde energía.\n\n \n\nLa estructura tarifaria\naplicable será la que considera sólo energía.\n\n \n\n4. Otras Consideraciones\n\n \n\n. Moneda en que se\nexpresará la tarifa\n\n \n\nSegún lo establece la resolución\nRE-0021-JD-2022, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán\nexpresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).\nLas condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo\nque las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa\naplicable.\n\n \n\n. Ajuste de los\nvalores de la banda tarifaria\n\n \n\nLos valores de la banda\ntarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que\nestablece la Ley 7593.\n\n \n\n. Obligación de\npresentar información\n\n \n\nComo se estableció\nmediante la RE-0021-JD-2022 y en la resolución RE-0060- IE-2021, los\ngeneradores privados eólicos existentes a los que se apliquen las tarifas\nestablecidas mediante esta metodología tarifaria están en la obligación de\npresentar anualmente a la Aresep, los Estados Financieros Auditados,\ncorrespondientes al cierre fiscal finalizado, a más tardar el último día hábil\ndel cuarto mes posterior al respectivo cierre fiscal. Por su parte, deberán\ncumplir con la presentación de la contabilidad regulatoria en los términos que\nestablece la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, su\nactualización la resolución RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021 y las\ndemás resoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier\ninformación necesaria para realizar las labores regulatorias correspondientes.\n\n \n\n. Aplicación de la\nmetodología\n\n \n\nEl modelo que se\npresenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al\nICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas eólicas\nexistentes, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, y\npara aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas\nprivadas existentes con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1\nde la Ley No. 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas\npor Aresep.\n\n \n\nCualquier otra planta de\ngeneración eléctrica bajo leyes especiales y que no cuenten con metodologías\ntarifarias específicas que les aplique, podrá utilizar las bandas establecidas,\nsiempre que se cumplan con las premisas y consideraciones establecidas en el\nmodelo, especialmente lo referente a que se trate de plantas con fuentes\neólicas, que hayan renovado y que renueven contrato de compra venta de\nelectricidad el ICE u otras empresas que lo permita la normativa vigente y con\nla inversión ya amortizada.\n\n \n\n. Contabilidad\nRegulatoria\n\n \n\nSe debe indicar a los\ngeneradores privados eólicos nuevos que brindan el servicio público de\nelectricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley\n7200, que deben cumplir con las resoluciones RIE-132-2017 \"Implementación de la\nContabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en\nsu Etapa de Generación, prestado por Generadores amparados en el Capítulo I de\nla Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas\nque se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco\nlegal autorice\" del 22 de diciembre de 2017 y su actualización la RE-0060-IE-2021\ndel 21 de setiembre de 2021.\n\n \n\n[.]\n\n \n\nIII. CONCLUSIONES:\n\n \n\n1. De la aplicación de la metodología tarifaria\naprobada para los generadores privados eólicos existentes, se obtiene que las expectativas\nde venta en horas en operación reales son de 2 889,10, la rentabilidad es del\n10,55%; el costo de explotación es de 130,04 US$ por kW y el costo de inversión\npromedio es de 4 263,34 US$ por kW.\n\n \n\n2. A partir de la actualización de las variables\nque integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada\neólicas existentes, se obtiene una banda inferior (límite inferior) de US$\n0,02382 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,07284 por kWh.\n\n \n\n[.]\n\n \n\nIII.             \nQue, en cuanto a la audiencia pública, del informe IN-0003-IE-2025\ncitado, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n \n\nDe acuerdo con el oficio\nIN-0771-DGAU-2024 del 13 de diciembre de 2024, correspondiente al informe de\noposiciones y coadyuvancias (folio 74) y el acta de audiencia AC-0501-DGAU-2024\nremitida por la Dirección General de Atención al Usuario (folio 72) se\npresentaron y admitieron tres oposiciones.\n\n \n\nA continuación, se\nprocede a presentar el resumen de cada una de las oposiciones, así como su\nrespectivo análisis y respuesta:\n\n \n\n1.     \nOposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número\n4-000-042139, representada por el señor Kenneth Lobo Méndez, cédula de\nidentidad número 2-0555-0804, en su condición de Apoderado Especial\nAdministrativo, para que represente a la institución ante la Aresep en todas\nlas etapas del presente expediente.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia\npública. Presenta escrito mediante oficio número 610-304-2024 (visible a folio\n059)\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: fcordero@ice.go.cr, ehernandezp@ice.go.cr,\nmvalverdea@ice.go.cr, jsalashi@ice.go.cr\n\nResumen:\n\n \n\nI.                \nSobre el monto de la inversión.\n\n \n\nLa empresa argumenta\nque, monto de inversión unitaria según establece la resolución RE-0021-JD-2022\nen la página N.° 65 \"El costo de inversión representa los costos totales\nnecesarios para construir una planta de generación en condiciones\nnormales para nuestro país.\"\n\n \n\nAsimismo indica, para el\ncálculo del monto de la inversión unitaria dicha resolución señala lo\nsiguiente:\n\n \n\n\"El cálculo de este\nvalor se hará mediante el uso de la información financiero-contable que\nremita cada planta a la que le aplique esta metodología y se considerará\nen el cálculo únicamente la inversión correspondiente a la potencia\ncontratada por el ICE, que corresponde al servicio público regulado.\n\nEn este caso, se\nconsiderará el valor al costo histórico del activo fijo de propiedad,\nplanta y equipo de cada planta, proporcional a la potencia máxima\ncontratada por el ICE, con su valor actualizado al presente de conformidad\ncon lo establecido en la sección 6.2 de esta metodología. La fecha de\ncorte de los datos para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de\ncierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año\nanterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el\ncierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.\"\n\n \n\nAl respecto en el\ninforme con oficio N.° IN-0169-IE-2024 en la página N.° 21, cita:\n\n \n\n\"Los costos de inversión\nde las plantas (ITi) se calcularon a partir de los valores históricos\nde los activos de propiedad, planta y equipo asociados a la prestación\ndel servicio público de las plantas eólicas existentes de sus\nrespectivas contabilidades regulatorias, para luego convertirlas a dólares\nutilizando el tipo de cambio de venta del momento en que entró en operación\ncada planta.\" (El resaltado no corresponde al original)\n\n \n\nA continuación, se\npresenta el cálculo de los costos de inversión llevado a cabo por la ARESEP:\n\n \n\nP.E. Aeroenergía: según las fuentes de información el costo\nhistórico de la inversión contenido en las hojas de cálculo \"Anexo 16\nAplicación Tarifaria Eólicas Existentes AP.xlsx\", pestaña \"CR2-INV-EÓ\", \"Anexo\n2-5 Plan de cuentas uniforme generación privada (actualización RIE- 132-2017)\nAE2023\" pestaña \"a. Plan de cuentas Ley7200\", así como en el \"Anexo 6\nFormularios complementarios a la CR-GP (actualización RIE-132-2017)AE2023\",\npresentó un incremento en la cuenta 1.2.4.05.01 costo histórico del equipo de\ncomputación por un monto de 173 991 848,44 CRC, sin embargo con la información\ndisponible de contabilidad regulatoria y en la página web de la ARESEP (SISTEMA\nDE CONSULTA DE EXPEDIENTES (aresep.go.cr) no fue posible corroborar el aumento.\n\n \n\nPetitoria:\n\n \n\nQue\n la IE aclare el cálculo de la cuenta 1.2.4.05.01 de la contabilidad\n regulatoria de la planta eólica Aeroenergía S.A. costo histórico de\n equipos de computación por un monto de 293 916 622,73 CRC, la cual mostró\n un incremento de 173 991 848,44 CRC con respecto al año 2022, esto debido\n a que con la información disponible en el expediente no fue posible\n validar el incremento indicado.\n\nCalcular\n la banda tarifaria considerando el punto anterior en caso de que proceda.\n\n \n\nRespuesta:\n\n \n\nEn atención a los argumentos\npresentados por la empresa opositora sobre el reconocimiento tarifario\ndel monto de la inversión, es necesario precisar que, en todas las fijaciones\ntarifarias, la IE realiza un análisis técnico riguroso de la información\naportada por los prestadores de los servicios públicos, de conformidad\ncon lo establecido en la Ley 7593, de manera que se contemplen únicamente\nlos costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución\ncompetitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo\ncon lo establecido en el artículo 31 de la misma Ley; teniendo como objetivo\nla armonización de los intereses de usuarios, consumidores y prestadores\ndel servicio público.\n\n \n\nAl respecto, es\nconveniente recordar que el suministro de energía eléctrica por parte de\nlas empresas generadores privados, en la etapa de generación es un servicio\npúblico, de conformidad con el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593 y el artículo\n3 de la Ley 7200, por ello está revestido de un interés público, por lo que la\ninformación correspondiente al servicio público, para fines regulatorios, debe\nser trazable, transparente y accesible para los usuarios de los servicios\npúblicos, y debe brindar los insumos necesarios para que las\naplicaciones tarifarias para los generadores privados en la mayor medida de lo\nposible estén ajustadas a la realidad de su sector.\n\n \n\nEn ese sentido, la\ncontabilidad regulatoria es un instrumento mediante el cual se garantiza el\nacceso a la información relacionada con la prestación del servicio público, que\npermite dar transparencia en la trazabilidad a los datos, reducir la asimetría\nde información necesaria para armonizar los intereses entre usuarios y\nprestadores, así como reducir la discrecionalidad del regulador en el ejercicio\nde sus labores regulatorias. Además, considerando que se trata de una fijación\na nivel de industria, el disponer de información real aportada por los\nprestadores permite realizar un análisis técnico más riguroso, valorando el\nnivel y la evolución de gastos y costos comunes.\n\n \n\nEn este contexto, la\nparte analiza la trazabilidad y respaldo de la información relacionada con el\ncálculo tarifario llevado a audiencia pública el pasado 11 de diciembre del\n2024, mediante el informe IN-0169-IE-2024, fundamentando que la IE indexó el\ncosto histórico de la inversión con los datos reportados por la empresa, para\nlo cual la IE incluye las adiciones del año 2023 en inversiones reportadas por\nla planta Aeroenergía en el documento denominado \"Anexo 2-5 Plan de cuentas\nuniforme generación privada (actualización RIE-132- 2017)AE2023\" sin embargo en\nel formulario aportado por la misma empresa el documento \" Anexo 6 Formularios\ncomplementarios a la CR-GP (actualización RIE-132-2017)¨AE2023\" la empresa no\njustificó en la hoja \"Mej-adic-ret PPE-INT\" el aumento por un monto de ₡173\n991 848,44.\n\n \n\nAl respecto, una vez\ncompletado el proceso de valoración y análisis técnico de la oposición\npresentada por el ICE, se indica que se reconoce únicamente el monto de ₡119\n924 774,29 (monto reconocido y justificado por la empresa en el estudio\nanterior).\n\n \n\n2.     \nOposición: Molinos de Viento del Arenal Sociedad\nAnónima, cédula jurídica 3-101-147592, representada por el señor Salomón\nLechtman Koslowski, cedula de identidad: 1-0527-0594, en su condición de\nvicepresidente y representante Judicial y Extrajudicial.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia\npública. Presenta escrito (visible a folio 060 al 065).\n\n \n\n3.     \nOposición: Aeroenergía Sociedad Antónima, cédula jurídica N°\n3-101-155347, representada por\nel señor Salomón Lechtman Koslowski, cédula de identidad N° 1-0527-0594, en su\ncondición de Vicepresidente, con facultades de representante judicial y\nextrajudicial.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia\npública. Presenta escrito (visible a folio 066 al 071)\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: salo@gecoenergia.com y info@gecoenergia.com\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: salo@gecoenergia.com y info@gecoenergia.com\n\n \n\nResumen:\n\n \n\nI. Tipo de Cambio\n\n \n\nLas empresas argumentan que\nsegún el archivo en Excel, anexo 16 del expediente ET-091-2024 para la\nconversión del costo de explotación a dólares estadounidenses por KWh, se toma\nde referencia un tipo de cambio de 522,02 cuyo valor es el resultado de obtener\nel promedio del mes de setiembre 2024.\n\n \n\nAdicionalmente las\nempresas indican que en concordancia con el criterio con respecto a la fijación\nanterior, solicita usar el tipo de cambio del día en que se realiza la\naudiencia.\n\n \n\nPetitoria:\n\n \n\n1.     \nCorregir\nel cálculo del tipo de cambio aplicado para definir el valor del costo de\nexplotación por kWh, para que se aplique el tipo de cambio de la fecha en que\nse llevará a cabo la audiencia pública; 11 de diciembre del 2024.\n\n \n\nRespuesta:\n\n \n\nCon relación al\nargumento de la opositora, se le indica a la empresa que al momento de\nformalizar el informe preliminar para ser sometido al proceso de audiencia\npública (el día 31 de octubre del 2024), se utilizó en efecto el tipo de cambio\npromedio del último mes completo disponible, esto debido que no se tenía certeza\nde la fecha de la audiencia pública y del tipo de cambio que regiría en ese\nmomento.\n\n \n\nEn virtud de lo\nanterior, se indica a los opositores que al momento de la formalización del\npresente informe final, la Intendencia de Energía actualizó la indexación de\nlos \"Costos de Explotación\" utilizando el tipo de cambio del día de la\naudiencia pública 11 de diciembre del 2024 publicado por el BCCR, de manera\nconsistente con la petitoria.\n\n \n\n[.]\n\n \n\nIII. Que de conformidad con lo señalado en los resultados\ny considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente\nes fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nexistentes que tengan un contrato firmado o que firmen un nuevo contrato\npara la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del\ncapítulo I de la Ley No. 7200 y para aquellas compraventas de energía\neléctrica provenientes de plantas eólicas privadas nuevas con\ncondiciones similares a las que establece la Ley 7200, tal y como se\ndispone:\n\n \n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA DE\nENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\n \n\nI.                \nFijar\nla siguiente banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nexistentes que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 y para aquellas\ncompraventas de energía eléctrica provenientes de plantas eólicas privadas\nnuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean\njurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep, en:\n\n \n\n. Banda inferior (límite inferior) de 0,02382 US$ por kWh.\n\n. Banda superior (límite superior) de 0,07284 US$ por kW.\n\n \n\nII.               \nPara\ntodas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas eólicas\nexistentes con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la\nLey 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por\nARESEP, se les aplicará la estructura tarifaria propuesta en la recomendación\nanterior.\n\n \n\nIII.             \nIndicar\na los generadores privados eólicos existentes a los que se apliquen las tarifas\nestablecidas mediante esta metodología tarifaria RE-0021-JD-2022, que están en\nla obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros\nauditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los\ngastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior\ndebe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación\ndel servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de\ngeneración, lo anterior según los lineamientos establecidos en la RE-0060-IE-\n2021.\n\n \n\nIV.             \nIndicar\na los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de\nla Ley 7200, que de no cumplir con las dos disposiciones anteriores (4. y 5.),\nse remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la\ndocumentación respectiva, con el propósito de que se apertura los\nprocedimientos administrativos correspondiente.\n\n \n\nV.              \nSeñalar\ncomo respuesta a las posiciones interpuestas en la audiencia pública lo\nexternado en el Considerando II de esta resolución, así como agradecer a los\nparticipantes por sus aportes.\n\n \n\nVI.             \nEstablecer\nque la banda tarifaria rige a partir de su publicación en el diario oficial La\nGaceta.\n\n \n\nDe conformidad con el\nacuerdo de Junta Directiva Nº 06-83-2021, del acta de la sesión extraordinaria 83-2021,\ncelebrada el 23 de setiembre de 2021 y ratificada el 28 de setiembre del mismo\naño, se incorporan a esta resolución, los anexos del informe técnico\nIN-0003-IE-2025 del 10 de enero de 2024, que sirve de base para el presente\nacto administrativo.\n\n \n\nEn cumplimiento de lo\nque ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración\nPública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los\nrecursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de\nrevisión. Los recursos ordinarios podrán interponerse ante la Intendencia de\nEnergía, de conformidad con los artículos 346 y 349 de la LGAP.\n\n \n\nDe conformidad con 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.\n\n \n\nPUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE\n\nANEXOS\n\n \n\nAnexo\n1\n\nCostos\nde explotación\n\nAnexo 4\n\nTasa libre de riesgo\n\n \n\nFuente: Elaboración de la\nIntendencia con datos de la Reserva Federal de Estados Unidos.\n\nAnexo 5\n\nPrima por riesgo\n\n \n\nPeriodo             Tasa\n\n| 2019 | 5,20% |\n| --- | --- |\n| 2020 | 4,72% |\n| 2021 | 4,24% |\n| 2022 | 5,94% |\n| 2023 | 4,60% |\n| Promedio | 4,94% |\n\n \n\nFuente: Elaboración de la\nIntendencia con datos de Aswath Damodaran\n\nAnexo 6\n\nRiesgo País\n\nPeriodo          Tasa\n\n| 2019 | 4,44% |\n| --- | --- |\n| 2020 | 5,33% |\n| 2021 | 5,44% |\n| 2022 | 9,49% |\n| 2023 | 6,58% |\n| Promedio | 6,26% |\n\nFuente: Elaboración de la\nIntendencia con datos de Aswath Damodaran\n\nAnexo 10\n\nFactor de planta\n\n \n\n| Periodo | FP Anual |\n| --- | --- |\n| 2019 | 1,00 |\n| 2020 | 1,00 |\n| 2021 | 1,00 |\n| 2022 | 1,00 |\n| 2023 | 1,00 |\n| Promedio | 100% |\n\nFuente: Elaboración de la Intendencia de Energía con datos de la\nIntendencia, ICE, DOCSE y generadores privados.\n\nAnexo 11\n\n| Periodo | Horas anuales |\n| --- | --- |\n| 2019 | 3 806,90 |\n| 2020 | 2 851,86 |\n| 2021 | 2 921,26 |\n| 2022 | 2 928,45 |\n| 2023 | 2 567,01 |\n| Promedio | 2 889,10 |\n\nFuente: Elaboración de la Intendencia de Energía con datos de la\nIntendencia, ICE, DOCSE y generadores privados.\n\n \n\nCálculo de horas en operación por año\n\nPonderación\ncon horas en operación (ajuste al modelo)\n\n \n\n| PLANTA | kW (contratada) | 2019 | Horas en operación | fp |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| kWh | | | | |\n| AEROENERGÍA | 6 400,00 | 24 939 880,00 | 3 896,86 | 1,00 |\n| TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 20 000,00 | 67 952 297,00 | 3 397,61 | 1,00 |\n| TILARÁN (PESA) | 19 800,00 | 81 699 329,00 | 4 126,23 | 1,00 |\n| TOTAL | 46 200,00 | | 3 806,90 | 1,00 |\n\n \n\n| PLANTA | kW (contratada) | 2020 | Horas en operación | fp |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| kWh | | | | |\n| AEROENERGÍA | 6 400,00 | 20 110 217,00 | 3 142,22 | 1,00 |\n| TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 20 000,00 | 53 307 546,00 | 2 665,38 | 1,00 |\n| TILARÁN (PESA) | 19 800,00 | 54 410 167,00 | 2 747,99 | 1,00 |\n| TOTAL | 46 200,00 | | 2 851,86 | 1,00 |\n\n \n\n| PLANTA | kW (contratada) | 2021 | Horas en operación | fp | | --- | --- | --- | --- | --- | | kWh\n| | | | | | AEROENERGÍA TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 6 400,00 20 000,00 | 19 515 459,00 67 952\n297,39 | 3 049,29 3 397,61 | 1,00 1,00 | | TOTAL | 26 400,00 3 223,45 1,00 | | | |\n\n \n\nFuente: Elaboración de la Intendencia de Energía con datos de la\nIntendencia, ICE, DOCSE y generadores privados.\n\nAnexo 12\n\nCálculo Banda Tarifaria de\nVenta de Energía\n\n \n\n| Variables | Mínimo | Promedio | Máximo |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Inversión ($/kW) | 4 263,34 | 4 263,34 | 4 263,34 |\n| Costo Explotación ($/kW) | 23,83 | 130,04 | 165,44 |\n| Factor de utilización remanente | 10,00% | 10,00% | 10,00% |\n| Rentabilidad | 10,55% | 10,55% | 10,55% |\n| Horas en operación | 2 889,1 | 2 889,1 | 2 889,1 |\n| Factor de Planta | 100,00% | 100,00% | 100,00% |\n| Precio $/kWh | 0,02382 | 0,06058 | 0,07284 |\n\n \n\nFuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía con datos del\nICE, Aresep, BCCR y Aswath Damodaran.\n\nAnexo 13\n\n \n\nCapacidad contratada de las plantas, información remitida por las\nempresas y el DOCSE, información sobre entrada en operación de las plantas.\n\nAnexo 14\n\n \n\nProducción de energía por planta, información DOCSE.\n\nAnexo 15\n\n \n\nConsulta con Damodaran por correo electrónico.\n\nRe 2019 Unlevered Betas Question Marginal or Effective.msg\n\nAnexo 16\n\nHerramienta de cálculo\n\nAnexo 17\n\n \n\nInformación de contabilidad regulatoria", "body_en_text": "IN THE FULL TEXT\n\n -\n\nFull Text of Regulation 0002\n\n Annual application of the \"Methodology for setting tariffs for private generators covered by Chapter I of Law 7200 that have renewed and that renew electricity purchase-sale contracts with ICE\" for existing wind plants\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRE-0002-IE-2025\n\nSAN JOSÉ, AT 12:36 HOURS ON JANUARY 10, 2025\n\n \n\nEX OFFICIO ANNUAL APPLICATION OF THE \"METHODOLOGY FOR SETTING TARIFFS FOR PRIVATE GENERATORS COVERED BY CHAPTER I OF LAW 7200 THAT HAVE RENEWED AND THAT RENEW ELECTRICITY PURCHASE-SALE CONTRACTS WITH THE COSTA RICAN ELECTRICITY INSTITUTE (ICE)\" FOR EXISTING WIND PLANTS, IN ACCORDANCE WITH THE PROVISIONS OF RESOLUTION RE-0021-JD-2022 OF MARCH 29, 2022.\n\n \n\nET-091-2024\n\n \n\nWHEREAS:\n\n \n\nI. That on March 29, 2022, through Resolution RE-0021-JD-2022, the Board of Directors of Aresep approved the \"Methodology for setting tariffs for private generators covered by chapter i of law 7200 that have renewed and that renew electricity purchase-sale contracts with the costa rican electricity institute (ice)\", which was published in Alcance 74 to Gaceta 70 of April 19, 2022, which repeals the previous methodology issued by means of resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010, and its amendments.\n\n \n\nII. That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the General Directorate of Taxation of the Revenue Area of the Ministry of Finance, it resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and regulatory specifications defined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same unit, where it should be mentioned that the unit price must consist of a number with 13 integers and 5 decimals.\n\n \n\nIII. That on June 18, 2024, through resolution RE-0046-IE-2024, the IE set the reference tariff for existing wind plants, which was published in alcance 115 to Gaceta 113 of June 17, 2024. (ET-030-2024 folio 152 to 191).\n\n \n\nIV. That on April 30, 2024, the company Aeroenergía S.A., sent to the IE the regulatory accounting information corresponding to the 2023 period. (OT-023-2024).\n\n \n\nV. That on April 30, 2024, the company Molinos de Viento del Arenal S.A., sent to the IE the regulatory accounting information corresponding to the 2023 period. (OT-023-2024).\n\n \n\nVI. That on July 29, 2024, through official letter OF-0681-IE-2024, the IE requested clarifying information from the company Molinos de Viento del Arenal S.A., and the company provided the requested information on August 13, 2024. (folios 120 to 125 of OT-023-2024).\n\n \n\nVII. That on August 27, 2024, through official letter OF-0809-IE-2024, the IE requested clarifying information from the company Aeroenergía S.A., and the company provided the requested information on August 30, 2024. (folios 378 to 381 of OT-023-2024).\n\n \n\nVIII. That on November 8, 2024, the call for a public hearing was published in La Gaceta 210 and on November 11, 2024, in the nationally circulated newspapers La Teja and La Extra, to be held on December 11, 2024 (folios 50 to 53 and 54 to 55 of ET-091-2024).\n\n \n\nIX. That on December 11, 2024, the public hearing was held virtually, via the Zoom platform, as recorded in minutes AC-0511-DGAU-2024 (folio 72 of ET-091-2024).\n\n \n\nX. That on December 13, 2024, through report IN-0771-DGAU-2024, the General Directorate of User Services (DGAU) sent to the IE the report of oppositions and co-adjuvancies (folio 74 of ET-091-2024).\n\n \n\nXI. That on January 10, 2025, through technical report IN-0003-IE-2025, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding and in said technical study recommended, among other things, setting the tariff band for all existing private wind generators that have a private contract or that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200 and for those purchases-sales of electric power from new private wind plants, with conditions similar to those established by Law 7200.\n\n \n\nCONSIDERING:\n\n \n\nI. That from the technical report IN-0003-IE-2025, cited above and which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\n \n\nII. LEGAL BASIS\n\n \n\nIn accordance with the provisions of Article 11 of the Political Constitution and Article 11 of the General Law of Public Administration, the acts of this Regulatory Authority for Public Services (Aresep), as a public entity, are governed by the principle of legality.\n\nIn this sense, in accordance with the provisions of Article 5 of Law 7593, the following is provided:\n\n \n\n[.] In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs; in addition, it shall ensure compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards, according to Article 25 of this law. The aforementioned public services are:\n\n[.]\n\na) Supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\n[.]\n\n \n\nFrom the foregoing, it follows that Aresep is the competent entity to set the prices and tariffs of public services, in accordance with the methodologies it determines, and must ensure compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards for such public services, among which is the supply of electricity in its generation stage. In this regard, the Office of the Attorney General of the Republic has stated:\n\n \n\n[.] In accordance with the provisions of Article 5 of the Law of the Regulatory Authority for Public Services, said Entity is the competent one to set the prices and tariffs of the public services listed in the Law. Said power has as its main objective to achieve prices that reflect the real costs of the service, do not distort competition, and are not excessive or unfair to the user; hence the importance of tariff setting being carried out by an independent organization, which decides based on technical studies and criteria that reflect the real costs of the service, but at the same time are equitable. [.]\n\n \n\n[.] The tariff-setting power is a power-duty, \"which undoubtedly implies that the institution that has a certain power in matters of its competence not only can, but must exercise it\" (Constitutional Chamber of the Supreme Court of Justice, resolution 6326-2000 of 18 hrs. on July 19, 2000). And within that power is included defining, according to the legal system, which elements must be considered to give due compliance to the provisions of Articles 3, 25, 29, and 31 of the Law of the Regulatory Authority for Public Services. So that, based on the power attributed by the legislator and according to the methodologies that have been regulatorily established, it is responsible for setting tariffs. This implies the issuance of administrative acts that, exercising the regulatory power, determine what tariff users must pay for a specific public service. A tariff that must take into consideration the necessary costs, a competitive return, and guarantee the investment necessary so that the service can continue to be provided under conditions of quality, reliability, continuity, and efficiency. Ergo, the tariff act shall express the elements that, according to the legal system and technique, determine the corresponding remuneration for the public service in question.\"[.]\n\n(Legal Opinion C-329-2011 of December 22, 2011).\n\n \n\nAlong the same lines, Article 6, subsections a) and d) of Law No. 7593 establish that Aresep has the obligation to [.] a) regulate and fiscalize, accounting-wise, financially, and technically, the providers of public services to verify the correct management of the factors that affect the cost of the service, whether investments made, the indebtedness incurred, the levels of income received, the costs and expenses made or income received, and the profitability or profit obtained, [.] d) set tariffs and prices in accordance with technical studies. [.]\n\n \n\nFor its part, Article 29 of Law 7593 and its amendments establishes:\n\n \n\n[.] ARTICLE 29.- Procedures for tariffs, prices, and fees\n\nThe Regulatory Authority shall formulate the definitions, requirements, and conditions to which the procedures for tariffs, prices, and fees of public services shall be subject. [.]\n\n \n\nFor its part, Article 30 of the same regulatory body states:\n\n[.]\n\nAccording to the circumstances, tariff settings shall be of an ordinary or extraordinary nature. Of an ordinary nature shall be those that contemplate cost and investment factors, in accordance with the provisions of subsection b) of Article 3 of this law. Providers must submit, at least once a year, an ordinary study. The Regulatory Authority may make, ex officio, ordinary modifications and must grant the respective hearing as mandated by law. (the underline is not part of the original)\n\n \n\nExtraordinary settings shall be those that consider important variations in the economic environment, due to acts of God or force majeure, and when the conditions of the automatic adjustment models are met. The Regulatory Authority shall make, ex officio, these settings.\n\n(As amended by Article 41, subsection a) of Law No. 8660 of August 8, 2008) [.]\n\n \n\nLikewise, Article 31 of Law 7593 establishes that:\n\n \n\nTo set tariffs and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the provider companies. In this last case, it shall seek to promote small and medium-sized enterprises. If there is proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.\n\n \n\nThe criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan must be central elements for setting tariffs and prices for public services. Settings that threaten the financial balance of the entities providing the public service shall not be permitted.\n\n \n\nThe Regulatory Authority must apply models for the annual adjustment of tariffs, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary setting carried out by the Executive Branch, and any other variable that the Regulatory Authority deems pertinent.\n\n[.]\n\n \n\nFrom Article 31, it follows on the one hand that Aresep must apply models and annual adjustments of tariffs based on the modification of variables external to the administration of the service providers, and for said settings must take into account the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, the technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the provider companies.\n\n \n\nUnder that same understanding, Article 15 of Decree 29732 MP, which is the Regulation to Law 7593, provides that, to set tariffs, Aresep shall use models, which must be approved in accordance with the law. In this regard, Article 15 indicates the following:\n\n \n\n[.] Article 15.- Use of models to set prices, tariffs, and fees.\n\n \n\nTo set prices, tariffs, and fees, ARESEP shall use models that consider, as a whole, the industry in question. These models shall be approved by ARESEP in accordance with the law. [.]\n\n \n\nArticle 6, subsection 16 of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its deconcentrated body (RIOF) indicates that it corresponds to the Board of Directors of Aresep:\n\n \n\n[.] To approve the regulatory methodologies that shall be applied in the various regulated sectors under its competence. [.]\n\n \n\nIn this sense, for the purposes of this tariff study, the provisions of the \"Methodology for setting tariffs for private generators covered by chapter i of law 7200 that have renewed and that renew electricity purchase-sale contracts with the costa rican electricity institute (ice)\", issued by means of resolution RE-0021-JD-2022, shall be applied.\n\n \n\nIII. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n \n\n1. Accounting information from Regulatory Accounting\n\n \n\nIn relation to the use of information obtained from regulatory accounting, in accordance with the provisions of RIE-132-2017 and RE-0060-IE-2021, information as of December 2023, the IE received and validated, within the framework of the monitoring process carried out for such purposes, the information provided by the 2 existing wind plants that make up the sector, which responded in form, substance, and time.\n\n \n\nIn this context, once the valuation and technical analysis process of the information provided was completed, this information was used as input in the calculation of the methodological variables of operating costs (costos de explotación), investment, and leverage, the detail of which is presented later in the section corresponding to each variable.\n\n \n\nIt should be noted that the information included in the Regulatory Accounting is public and is available for consultation purposes in file OT-023-2024; in addition, said information is included in annex 17 \"Regulatory Accounting Information\" of this report.\n\n \n\n2. Ex officio annual application of the methodology\n\n \n\nThis section presents the detail of the application of the \"Methodology for setting tariffs for private generators covered by chapter i of law 7200 that have renewed and that renew electricity purchase-sale contracts with the costa rican electricity institute (ice)\", as established in resolution RE-0021-JD-2022.\n\n \n\nThe general formula for the tariff calculation, established in the aforementioned applicable current methodology, is as follows:\n\n \n\n2.1 Tariff Band\n\n \n\nTwo (2) tariff bands shall be calculated, one applicable to wind plants and one applicable to wind plants that meet the assumptions cited above, according to the following formulas:\n\n \n\nWhere:\n\n \n\nCa = Average unit operating costs (costos de explotación) per contracted kW.\n\nσ = Standard deviation of the operating cost (costo de explotación) of the group of electric generation plants to which the methodology is intended to be applied, with respect to their average operating cost, per contracted kW.\n\nX = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band for each group of hydroelectric and wind plants to which the methodology is intended to be applied. See section 3.2.4 called \"Definition of the tariff band\"\n\nI = Average unit investment per contracted kW.\n\nXu = Average plant age factor.\n\nKe = Cost of capital.\n\nH = Average number of annual hours that the group of plants was in operation generating energy for sale to ICE in the last 5 years.\n\nFp = Plant factor.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\n \n\nIt is important to highlight that the upper limit of the tariff bands (price cap) is determined considering the average operating cost (costo de explotación) plus one standard deviation, calculating the cap for the group of wind plants to which the methodology applies, with the information corresponding to each generation source.\n\n \n\nThe lower limit of the tariff bands (price floor) shall be determined based on the average operating cost (costo de explotación) minus the amount corresponding to the number of standard deviations defined for each group of hydroelectric and wind plants multiplied by the standard deviation estimated for each group of hydroelectric and wind plants respectively, with the information corresponding to each generation source.\n\n \n\nThe following table summarizes the update of the main variables of this ex officio annual application:\n\n \n\nTable 1\n\nTariff band for existing private wind plants\n\n \n\n \n\nBelow is the detail of how each of the variables was calculated according to the cited applicable current methodology.\n\n \n\n2.2 Calculation of model variables\n\n \n\n2.2.1 Annual operating cost (Ca)\n\n \n\nThe annual operating cost (costo de explotación) represents the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses and financial expenses, in accordance with the applicable current regulations and because according to the model's premises, this involves tariffing plants whose initial investment cost was already covered via tariffs through previous contracts.\n\n \n\nIn this regard, the methodology approved through resolution RE-0021-JD-2022, establishes:\n\n \n\n\"The calculation of this value shall be made through the use of the financial-accounting information of the group of plants to which this methodology applies, and only the costs necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service, shall be considered in the calculation.\n\n \n\nThat information must be justified in accordance with Article 33 of Law 7593; costs that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, indicated in the previous section, nor those defined in Article 32 of that same Law, shall not be contemplated, and it shall contemplate only the useful and utilizable costs necessary to provide the regulated public service, which is the sale of energy to ICE.\" \n\n \n\nThe calculation formula established in the tariff methodology, used in this study to calculate the annual operating cost (costo de explotación) is as follows:\n\n \n\nWhere:\n\nCai = Unit operating cost (costo de explotación) of plant i.\n\nCaTi = Total annual operating cost (costo de explotación) of each plant to maintain and operate the proportion contracted by ICE of the plant under normal conditions.\n\n \n\nPconi = Contracted power in kW, of plant i for the cut-off period (fiscal year-end).\n\ni = Each of the plants per group.\n\n \n\nFor the determination of operating costs (costos de explotación), this study used the information presented by private generators of existing wind plants, within the framework of the Regulatory Accounting process promoted by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of RIE-132-2017 and RE-0060-IE-2021, information as of December 2023.\n\n \n\nIn this context, said determination of tariff costs involved the review, analysis, and validation of the information and documentation presented by the companies with their traceable and reasonable justifications regarding the costs necessary to maintain and operate the plant in light of the cost principle and the guidelines established in Law 7593. It is important to mention that the information included in the Regulatory Accounting is public and is available in file OT-023-2024; it is also included in annex 17 \"Regulatory Accounting Information\" of this report.\n\n \n\nThus, data were collected from the mentioned regulatory accountings, from which the operating costs (costos de explotación) of 2 plants with current energy purchase-sale contracts with ICE were calculated, excluding those whose contracts are expired and for which ICE indicated its refusal to renew.\n\n \n\nThe plants considered in the calculation were: Aeroenergía S.A. and Molinos de Viento del Arenal S.A.\n\n \n\nBased on the regulatory accountings presented, and the subsequent clarifications and justifications submitted by the companies, the IE carried out the analysis and valuation of costs and expenses in strict adherence to the current legal framework presented below:\n\n \n\nIn accordance with the provisions of Article 4, subsection c) of the Aresep Law, Law 7593, fundamental objectives of Aresep are to ensure that public services are provided in accordance with the provisions of subsection b) of Article 3 of that Law. Said article determines the way to set tariffs and prices for public services, so that only the costs necessary to provide the service are contemplated, which allow for a competitive return and guarantee the adequate development of the activity (principle of service at cost), in accordance with the provisions of Article 31 of the same Law.\n\n \n\nFor its part, Article 6, subsections a) and d) of the Law under comment indicate respectively, that it corresponds to the Regulatory Authority to regulate and fiscalize, accounting-wise, financially, and technically, the providers of public services, to verify the correct management of the factors that affect the cost of the service, whether the investments made, the indebtedness incurred, the levels of income received, the costs and expenses made or the income received, and the profitability or profit obtained, having to set tariffs and prices in accordance with the respective technical studies.\n\n \n\nLikewise, Article 31 establishes a technical discretion in favor of the Regulatory Authority that empowers it so that the technical analyses of income, costs, and benefits of tariff settings are made with the model or methodology that best adapts to the needs of the service, in order for it to be provided under competitive conditions and at adequate costs for the user or consumer, having to contemplate, at the time of setting tariffs for public services, the financial balance in the provision of the service.\n\n \n\nIn this regard, Article 32 of Law 7593 establishes the following:\n\n \n\n\"Article 32.- Costs not to be considered\nThe following shall not be accepted as costs of regulated companies:\n\na) Fines imposed on them for non-compliance with the obligations established by this law.\n\n \n\nb) Unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service.\n\n \n\nc) Contributions, expenses, investments, and debts incurred for activities unrelated to the administration, operation, or maintenance of the regulated activity.\n\n \n\nd) Disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities.\n\n \n\ne) Investments rejected by the Regulatory Authority for being considered excessive for the provision of the public service.\n\n \n\nf) The value of billings not collected by the regulated companies, with the exception of the percentages technically set by the Regulatory Authority.\"\n\n \n\nAdditionally, Article 33 of the mentioned law and its regulation established by Decree 29732, indicate that the providers' petitions regarding tariffs must be duly justified with their corresponding supporting information.\n\n \n\nFrom the foregoing and from what is established in the current tariff methodology, it follows that, for tariff setting, expenditures that are unnecessary or unrelated to the provision of the service and disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities, among others, shall not be accepted as costs.\n\n \n\nPursuant to the cited provisions, Aresep has exclusive and exclusionary competence in the regulation, setting, and supervision of tariffs or prices of public services, including the tariffs for electric supply services, being under the obligation to carry out technical analyses of income, costs, and benefits to determine tariff settings, having to observe the principles of service at cost and financial balance, given that the exercise of such competencies has its constitutional basis in the provisions of Article 46 of the Political Constitution.\n\n \n\nIn this sense, the Office of the Attorney General of the Republic has stated:\n\nThe legislator defines not only how the tariff must be, what elements it must contemplate, but also which costs it cannot consider. It is a power attributed in Article 32, which authorizes the Authority to disregard as costs of regulated companies the expenditures it considers unnecessary or unrelated to the provision of the service, as well as to assess whether the operating expenses are proportional to the normal expenses of equivalent activities. (Legal Opinions Nos. C-329-2002 of December 4, 2002, and C-242-2003 of August 11, 2003), reiterated in C-1141-2016 of June 20, 2016.\n\n \n\nIn accordance with the provisions of the cited legal provisions (Articles 3 subsection b), 4 subsection c), 6 subsections a) and d), 14, 31, and 32 of Law 7593), the Regulatory Authority has full competence to carry out the respective reviews and valuations that lead it to determine the costs necessary for the provision of the public service.\n\n \n\nIn this context, below is the detail for each company of the cost and expense items not considered or excluded, for which the review of the additional information presented by the companies in their positions at the public hearing is contemplated. The foregoing, with due justification in light of the provisions of Article 32 of Law 7593:\n\n \n\nMolinos de Viento del Arenal, Sociedad Anónima (MOVASA): Expenses totaling ₡ 4,568,980.96 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-023-2024 and in annex 17 \"Regulatory Accounting Information\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n \n\n \n\nAeroenergía S.A.: Expenses totaling ₡ 3,316,545.76 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-023-2024 and in annex 17 \"Regulatory Accounting Information\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n \n\n| Description | Amount ₡ | Justifications for exclusion according to article 32 Law 7593 | | --- | --- | --- | | Membership Fees and Subscriptions | 2,566,190.63 | Although the annual fees to ACOPE may be necessary to comply with certain legal and operational requirements, they are not directly linked to the essential operating costs for wind energy generation. Being administrative in nature and not essential for the direct operation of the public service, they are justified as excluded in accordance with article 32 of Law 7593. | | Meals and Lodging | 12,000.00 | Although these expenses cover the meals of operational collaborators during necessary field trips related to the operation of the asset, they are not directly linked to the essential and continuous costs of wind energy generation. As such, these expenses are considered administrative and not essential for the provision of the public service, and are therefore justified as excluded in accordance with article 32 of Law 7593. | | Employee Services | 110,113.05 | These expenses, related to employee services through the rental of devices for drinking water control and a chiller, are not directly linked to the operation, maintenance, or administration of the wind energy generation asset. Therefore, not being essential for the provision of the public service, they are justified as excluded in accordance with article 32 of Law 7593. | | Surcharges and Fines | 628,242.07 | Fines and penalties, such as late payment to the municipality or the fine imposed by ICE, are not necessary expenses for the operation or maintenance of the wind energy generation asset. According to article 32 of Law 7593, these expenses are not accepted as costs, as they are not related to the provision of the public service and are considered unnecessary. Therefore, they are justified as excluded. | | Total | 3,316,545.76 | |\n\n \n\nOnce the above values of total costs per plant (CaTi) are obtained, each datum is divided by the contracted power corresponding to each plant to obtain the unit operating cost (costo de explotación) (Cai), and these values (which were in colones per kW) were converted to the currency of United States dollars by dividing by the simple average of the BCCR Reference Sale Exchange Rate for September 2024, the cut-off date of the data obtained from the regulatory accounting, as established in the tariff methodology. At the time of resolution, the most recent value of this index that was available on the day of the public hearing shall be used.\n\n \n\nSubsequently, these indexed values (which were in colones per kW) were converted to the currency of United States dollars divided by the BCCR Reference Sale Exchange Rate1 of December 11, 2024, the date of the public hearing, according to the methodology and the Board of Directors agreement AC-004-015-2004 which establishes the following:\n\n \n\n1https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\nb) Instruct the Reguladora General to direct the Technical Directorates to include the following procedures as part of their tariff calculation methodologies:\n\n- Update the following variables as of the date of the public hearing: Minimum wages, the selling exchange rate of the United States dollar against the colón, and the price of fuels.\n\n \n\nIn line with the foregoing, it is important to highlight that the regulatory accounting information of the companies used in the calculation is cut off as of the 2023 fiscal year-end, that is, as of December 2023, therefore it complies with what is indicated in the tariff methodology, which establishes that the cut-off date for the input data of the variables shall be the fiscal year-end date established at the national level, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff-setting procedure, or failing that, the national fiscal year-end established by Law.\n\n \n\nFinally, based on these data, the average annual exploitation cost (costo de explotación) for the group of wind plants is calculated; this is obtained as a simple average of the exploitation cost per contracted kW of each plant considered in the calculation.\n\n \n\nWhere:\n\nCaf = Average exploitation cost for each group of plants.\n\nCai = Annual unit exploitation cost of plant i.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\ni = Each of the plants per group.\n\nn = Number of plants per group.\n\n \n\nAdditionally, according to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme outliers using limits established by the standard deviation of the data series. In a range formed by two standard deviations above and two below the average, in this case no extreme values were determined. Therefore, the simple average procedure was calculated considering all plants.\n\n \n\nTherefore, the annual exploitation cost (Ca) resulting from the procedure described above for an existing private wind plant is US$130.04 per kW (see Anexo 1).\n\n \n\n2.2.2 Average investment per contracted kW\n\n \n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\n \n\nIn this regard, the tariff methodology established through resolution RE-0021-JD-2022, indicated:\n\n \n\n\"The calculation of this value shall be done using the financial-accounting information submitted by each plant to which this methodology applies and only the investment corresponding to the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service, shall be considered in the calculation.\n\n \n\nThis information must be justified in accordance with article 33 of Ley 7593 and investments that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power contracted by ICE indicated in the preceding section, nor those defined in article 32 of that same Law, shall not be contemplated.\n\n \n\nIn this case, the value at historical cost of the fixed asset of property, plant, and equipment of each plant shall be considered, proportional to the maximum power contracted by ICE, with its value updated to the present in accordance with the provisions of section 6.2 of this methodology.\n\n \n\nThe financial-accounting information of the investment from the latest annual report available as of the start date of the tariff-setting process shall be used, in accordance with the regulatory accounting provisions issued for this sector.\"\n\n \n\nThe calculation formulas established by the tariff methodology, used in this study to calculate the investment variable, are detailed below:\n\n \n\nIi = Amount of the unit investment of plant i.\n\nITi = Total investment proportional to the power contracted by ICE of plant i.\n\nPconi = Contracted power in kW, for plant i for the cut-off period (fiscal year-end).\n\ni = Each of the plants per group.\n\n \n\nIf = Average investment amount for each group of plants.\n\nIi = Amount of the unit investment of plant i.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\ni = Each of the plants per group.\n\nn = Number of plants per group.\n\n \n\nThe information used to calculate the total investment costs per plant, for the generation of energy for sale to ICE, considers 2 existing wind plants with a current contract with ICE, which submitted this information within the 2023 regulatory accounting process in accordance with the cited resolution RE-0060-IE-2021.\n\n \n\nThe plants considered in the calculation are the following: Aeroenergía S.A. and Molinos de Viento del Arenal S.A.\n\n \n\nThe investment costs of the plants (ITi) were calculated from the historical values of the property, plant, and equipment assets associated with the provision of the public service of the existing wind plants from their respective regulatory accountings, to then convert them to dollars using the selling exchange rate at the time each plant entered operation.\n\n \n\nSubsequently, in accordance with the provisions of the tariff methodology, said values were indexed to December 2023 (fiscal year-end prior to the start of the tariff-setting procedure), using the United States Producer Price Index (IPP-EEUU) for new construction (\"Inputs to new construction, goods\") obtained from the \"Bureau of Labor Statistics\" (Series Id WPUIP2310001) and finally, to determine the variable Ii, it was divided by the contracted capacity at the date each plant entered operation using historical data provided by the DOCSE.\n\n \n\nRegarding the use of the United States Producer Price Index, the current methodology establishes its use, which meets the following characteristics: it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information.\n\n \n\nIn this regard, firstly, because the investment costs of the existing wind plants are recorded with dates close to the early nineties, it is therefore necessary to index said values with a representative price index with data available from that time.\n\n \n\nSecond, the United States Industrial Producer Price Index WPUIP2310001 comes from the United States Bureau of Labor Statistics; this index is updated every month and can be collected at any time via the internet, so it is considered a specialized public source of technical information and with the most recent information.\n\n \n\nThird, as has been done in this tariff application, the indexing was performed annually.\n\n \n\nFourth, by using this index once again in this tariff setting considering the indexings of past tariff settings, this representative index has therefore been applied consistently, considering that this is the same index that was used in tariff applications for existing plants since 2013.\n\n \n\nIt is demonstrated that, by using this index to index the investment costs in the present tariff setting, the methodology is being complied with.\n\n \n\nOn the other hand, the fact that the amounts of the investment costs are recorded in colones does not make the application of this foreign index to those data impossible, as long as a prior currency conversion treatment exists (from colones to United States dollars), just as the IE performs it.\n\n \n\nSubsequently, a simple average of the investment data of the plants obtained from the previous procedure was applied to calculate the average investment cost (If).\n\n \n\nAdditionally, according to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme outliers using limits established by the standard deviation of the data series. In a range formed by two standard deviations above and two below the average, in this case no extreme values were determined. Therefore, the simple average procedure was calculated considering all plants.\n\n \n\nThus, the weighted average investment cost resulting from following the described calculation method is $4,263.34 per kW (see anexo 2).\n\n \n\n2.2.3 Average remaining life (Xu)\n\n \n\nThe age factor measures the age of the plant, expressed in terms of its remaining value, given the time the plants have been in operation.\n\n \n\nIn accordance with the provisions of the tariff methodology, the calculation of this variable shall contemplate the remaining lives of each plant to which this methodology applies, considering the information available in the Autoridad Reguladora.\n\n \n\nIn that sense, the average remaining life that the plants of private generators for the sale of electricity to ICE have had is estimated by means of the following formula:\n\n \n\nWhere:\n\n \n\nVu = Average useful life of the plants for electricity generation (years).\n\nVof = Average operating life of the group of plants (years).\n\nVr = Residual value of the plants (10%).\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\n \n\nThe average operating life for the group of plants to which this methodology is applied is calculated as follows:\n\n \n\nWhere:\n\n \n\nVof = Average operating life of the group of plants (years).\n\nVoi = Average operating life of each plant.\n\ni = Each of the plants per group.\n\nn = Number of plants per group.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\n \n\nThe operating life (Voi) of each plant shall be estimated as the difference between the date on which each plant began operating and the date of the fiscal year-end established at the national level, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff-setting procedure (or failing that, the national fiscal year-end established by Law), according to the following formula:\n\n \n\n \n\nThe average operating life of the group of plants (Vof) is calculated as a simple average of the average operating lives of the different plants.\n\n \n\nNote: the maximum period to consider for Voi shall be the one corresponding to the source according to the preceding numeral (40 or 20 years, whether a hydroelectric or wind plant, respectively).\n\n \n\nTherefore, applying the described methods results in an average operating life of 20 years and an average remaining life factor of 10% (see anexo 3).\n\n \n\n2.2.4 Profitability (Ke)\n\n \n\nIn accordance with the methodology approved through resolution RE-0021-JD-2022, the calculation of profitability on capital contributions is determined by the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \n\nThe CAPM determines the cost of average equity capital for each industry, according to the following formula:\n\n \n\nWhere:\n\nKe = Profitability on equity capital contributions.\n\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\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 only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the market profitability. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nWhere:\n\nβa = Levered beta.\n\nβd = Unlevered beta.\n\nD/Kp = Relationship between debt and equity capital (estimated through financial leverage).\n\nt = Income tax rate.\n\n \n\nIn relation to the changes introduced in the current methodology (RE-0021-JD-2022), it is convenient to extract the following from resolution RE-0005-JD-2024:\n\n \n\n\"[.]\n\n \n\nThe value of the debt (D) shall be taken as zero (0) given that the methodology does not include financial expenses in accordance with the applicable current regulations and because according to the model's premises, it concerns pricing plants whose initial investment cost was already covered via tariffs through previous contracts. Given that the value of Debt (D) is zero (0), the unlevered beta and the levered beta are equal.\n\n \n\n(.)\n\n \n\n4. Relationship between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by contracted power of the most recent information regarding the level of financing of each type of private electricity generation plant, derived from regulatory accounting or that available in the Autoridad Reguladora, shall be used. For purposes of this methodology, a value of D=0 is considered.\n\n \n\n[.]\"\n\n \n\nThe parameters required to be calculated to estimate the profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, relationship between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is the following:\n\n \n\n. The risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated is used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nThe data from the last 5 years are averaged. For this case, the average risk-free rate for the last 5 years is 2.28%\n\n(see Anexo 4).\n\n \n\n. Risk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used, which is available on the internet page: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\n \n\nThe data from the last 5 years are averaged. For this case, the simple average risk premium for the last 5 years is 4.94% (see Anexo 5).\n\n \n\n. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called \"Risk Premiums for the other markets\" where the country risk is called \"Country Risk Premium\". The values for this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\n \n\nThe data from the last 5 years are averaged. For this case, the simple average country risk for the last 5 years is 6.26% (see Anexo 6).\n\n \n\n. Relationship between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by contracted power of the most recent information regarding the level of financing of each type of private electricity generation plant, derived from regulatory accounting or that available in the Autoridad Reguladora, shall be used. The foregoing is according to resolution RE-0021-JD-2022.\n\n \n\nIn this case, the relationship between debt and equity capital for this type of plant results in 0% (see Anexo 8). The leverage result is zero because, as of the report date, the information submitted by the companies has not justified the association and benefit for the public service of their liabilities with financial cost.\n\n \n\n. Unlevered beta: For the unlevered beta (βd) value, the \"Utility General\" values set in previous tariff settings are taken, and for the 2021 data, the value from the information published by Dr. Aswath Damodaran at: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html is taken. The data from the last 5 years are averaged. For this case, the unlevered beta value obtained is 0.4085 (see Anexo 7).\n\n \n\nUpon levering it in accordance with the provisions of the tariff methodology, the result is a levered beta level of 0.4085.\n\n \n\nIt is important to note that on this occasion the marginal unlevered beta from Damodaran's website Excel file was used, which contemplates the staggered corporate tax rate, more aligned with the reality of companies whose income tax rate is also staggered in our country and whose tax regulations contemplate a series of deductible expenses that mean the full rate is not ultimately paid. Furthermore, upon consulting the author of the information source, it was clarified to us that the marginal rate must be used since the payment of interest is tax-deductible (which generates a tax shield and saves taxes) (see Anexo 15).\n\n \n\n. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes —the highest marginal rate—, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda (30%).\n\n \n\nIn accordance with the foregoing, the level of profitability obtained is 10.55% (see anexo 9).\n\n \n\n2.2.5 Sales expectations\n\n \n\n2.2.5.1 Plant factor\n\n \n\nIn accordance with the current tariff methodology, the individual plant factor is calculated for each year of the last 5 years with available information and a simple average of the plant factor shall be calculated with them for each of those years, to obtain the average plant factor for the group of plants (Fpf).\n\n \n\nThe current tariff methodology established through RE-0021-JD-2022 establishes the following:\n\n\"The calculation of this value shall be done using the statistical information that this Autoridad Reguladora receives on the production of each plant and the hours in which it was in operation delivering energy to ICE during the last 5 available years.\n\n \n\nThe last year to be used corresponds to the year prior to the start of the tariff-setting procedure, which ends on the fiscal year-end date established at the national level, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff-setting procedure, or failing that, the national fiscal year-end established by Law.\"\n\n \n\nThe individual plant factor for each plant is calculated as follows:\n\n \n\nWhere:\n\n \n\nFpi,a = Plant factor of each plant i in each year a.\n\nEgi,a = Amount of energy in kWh that each plant i generated in each year.\n\nPconi,a = Contracted power in kW, for each plant i in each year a.\n\nHi,a = Number of hours the plant was in operation delivering energy for sale to ICE in each year.\n\ni = Each of the plants per group.\n\na = Each of the 5 years.\n\n \n\nThe average annual plant factor shall be calculated as follows:\n\n \n\n \n\nFpa = Average annual plant factor for each group of plants.\n\nFpia = Plant factor of each plant i in each year a.\n\ni = Each of the plants per group.\n\na = Each of the years.\n\nn = Index representing the number of plants per group.\n\n \n\nSubsequently, the average plant factor for the group of plants to be used within the model is calculated, calculated as follows:\n\n \n\nFpf = Average plant factor for each group of plants.\n\nQ = Number of years used to calculate the average.\n\na = Each of the years.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\n \n\nIn this context, consistently with what is established in the tariff methodology, the data from the plants of the aforementioned group that generated energy in the respective year were used. In accordance with the tariff methodology, the data from the last five-year period for which Aresep possesses real information were used. No tenders to acquire energy have been presented in the last five-year period (2019-2023). (Anexo 10).\n\n \n\nRegarding the information on the amount of energy generated per plant and the capacity contracted by ICE,[2] it was obtained from the data series of the Division Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE) for 2019, 2020, 2021, 2022, and 2023 published by the DOCSE. This information is tabulated in anexo 10.\n\n \n\n[2] https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchivo=3007\n\n \n\n \n\nAs for the installed and contracted capacity, within the framework of tariff file ET-095-2019, information was requested from all private generating companies and the DOCSE regarding their installed capacities, requiring them to submit photographs of the nameplates; these data were confirmed with the DOCSE for this study through official letter OF-0363-IE-2022 of May 13, 2022, and additionally they were asked to confirm if any change in the capacity contracted by ICE had occurred, obtaining the response from the DOCSE through official letter 0810-362-2022 of June 15, 2022, in which it indicated that there have been no changes in the nameplate capacities of the plants or in the capacities contracted by ICE. (Anexo 13).\n\n \n\nBased on the information detailed in the preceding paragraph, and according to the provisions of resolution RE-0021-JD-2022, the data corresponding to the contracted capacity in kW of each plant were taken. It is important to note that, according to said information, none of the plants considered in the tariff analysis presented changes in their capacities between 2019 and 2023. This information can be consulted in Anexo 13. For cases in which a nameplate change could occur during the year, the power is considered as the monthly average of the powers indicated in the DOCSE reports.\n\n \n\n2.2.5.2 Hours in operation\n\n \n\nIt is the average number of operating hours in which the group of plants per source was in operation delivering energy for sale to ICE during the last 5 years prior to the tariff calculation.\n\n \n\nIn this regard, the current tariff methodology established through RE-0021-JD-2022, establishes:\n\n \n\n\"The calculation of this value shall be done using the statistical information that this Autoridad Reguladora receives on the operating hours of each plant in the calculation year, that is, the hours in which each plant in the group was delivering energy for sale to ICE.\n\n \n\nThe last year to be used corresponds to the year prior to the start of the tariff-setting procedure, which ends on the fiscal year-end date established at the national level, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff-setting procedure, or failing that, the national fiscal year-end established by Law.\"\n\n \n\nThe operating hours of each plant are calculated as follows:\n\nWhere:\n\n \n\nHia = Number of hours each plant was in operation delivering\n\nenergy for sale to ICE in each year.\n\nkWha = Kilowatt-hours or energy sold to ICE by each plant i for each year a.\n\nPconia = Contracted power in kW, for each plant i for each year a.\n\ni = Each of the plants per group.\n\na = Each of the 5 years.\n\n \n\nThe average annual operating hours are calculated as:\n\n \n\n \n\nHa = Average number of annual hours delivering energy to ICE for each group of plants, for each of the 5 years.\n\nHia = Number of hours each plant i was in operation delivering energy for sale to ICE in each year.\n\ni = Each of the plants per group.\n\na = Each of the years.\n\nn = Index representing the number of plants per group.\n\n \n\nOnce the previous values are obtained, the average hours over the last 5 years delivering energy to ICE for the group of plants of each source are calculated; this is obtained as follows:\n\n \n\nThe operating hours of each plant are calculated as follows:\n\n \n\nHf = Average number of hours delivering energy to ICE for each group of plants.\n\nHa = Average number of annual hours for each group of plants, for each of the 5 years.\n\na = Each of the years.\n\nQ = Index representing the number of years.\n\nf = Subscript indicating the hydroelectric (h) or wind (e) source for which the band is calculated.\n\n \n\nIn relation to the actual operating hours that each plant was delivering to ICE, in the same way, through official letter OF-0363-IE-2022, the DOCSE was requested to indicate if it had data on the total annual hours in which the analyzed companies are in operation delivering energy for sale to ICE, to which said entity, through official letter 0810-362-2022, indicated that it does not keep a record of the number of operating hours in the manner required by the IE, as indicated in the tariff methodology.\n\n \n\nUnder this scenario, in accordance with the procedure established in said methodology (detailed previously), the actual operating hours were calculated as follows: for each of the years of the last five-year period (2019 to 2023), an arithmetic average of the actual operating hours of each individual plant was estimated for each year analyzed. In the case of the actual operating hours delivering energy to ICE per plant, they were determined from the total energy sold to ICE for each year, divided by the capacity contracted by ICE for the respective plant.\n\n \n\nSubsequently, the arithmetic average of the five resulting values was obtained for both the plant factor and the variable of actual operating hours delivering energy to ICE, thus determining the plant factor data and actual operating hours delivering energy to ICE to be used in the tariff setting.\n\n \n\nConsidering that, in accordance with the methodological calculation procedure, the actual operating hours delivering energy to ICE are calculated in relation to the contracted capacity and the energy generated for sale to ICE, upon applying the formula for determining the plant factor, its result is 1. In that sense, for the final calculation of sales expectations, the variable of actual operating hours in operation delivering energy to ICE for an existing wind plant, resulting from the previous procedure, is 2,889.10 hours (Anexo 11).\n\n \n\n2.2.6 Definition of the deviation for the tariff band\n\n \n\nAccording to the current methodology (RE-0021-JD-2022), to establish the tariff band, the following steps are performed:\n\na. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average exploitation cost was calculated, resulting in US$35.40 per kW (see Anexo 12).\n\n \n\nb. The upper limit is established as the updated average exploitation cost plus the standard deviation, that is, US$130.04 + US$35.40 per kW = US$165.44 per kW (see Anexo 12).\n\n \n\nc. Lower limit: it is obtained considering the changes introduced in this proposal with respect to the current methodology RE-0021-JD-2022.\n\n \n\n(.)\n\n \n\ni. Definition of the tariff band\n\nii.\n\n \n\n. The lower limit of the band is established with the value of the average annual exploitation cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations estimated to incorporate in the lower limit multiplied by the standard deviation for each group of hydroelectric and wind plants, respectively, to which the methodology is intended to be applied (Ca𝑓 - Xσ).\n\n \n\n(.)\n\n \n\nTaking into consideration the reform to the methodology RE-0005-JD-2024 proposed previously, the lower limit is established as the updated average exploitation cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations multiplied by the standard deviation, that is, US$130.04 - 3 * US$35.40 per kW = US$23.83 per kW (see Anexo 12).\n\n \n\nUnder no circumstances may the prices paid for the purchase of electrical energy be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band, as established by article 21 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200.\n\n \n\n2.2.7 Calculation of the tariff band and tariff structure\n\n \n\nBelow, a summary of all the variables calculated in this tariff application is presented, where the price respects the technical specifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, in which the mandatory use of the electronic invoice system was resolved, in accordance with the technical and normative specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals:\n\n| Variable | Value | Unit | Source |\n| :--- | :--- | :--- | :--- |\n| Costo de Explotación Anual Promedio (Caf) | 130.04 | US$/kW | Anexo 1 |\n| Inversión Promedio por kW Contratado (If) | 4 263.34 | US$/kW | Anexo 2 |\n| Vida Remanente Promedio (Xu) | 10% | % | Anexo 3 |\n| Tasa Libre de Riesgo (KL) | 2.28% | % | Anexo 4 |\n| Prima por Riesgo (PR) | 4.94% | % | Anexo 5 |\n| Riesgo País (RP) | 6.26% | % | Anexo 6 |\n| Beta Desapalancada (βd) | 0.4085 | Número | Anexo 7 |\n| Relación Deuda/Capital Propio (D/Kp) | 0.00% | % | Anexo 8 |\n| Rentabilidad (Ke) | 10.55% | % | Anexo 9 |\n| Factor de Planta Promedio (Fpf) | 33.00% | % | Anexo 10 |\n| Horas en Operación Promedio (Hf) | 2 889.10 | Horas | Anexo 11 |\n| Desviación Estándar (σ) | 35.40 | US$/kW | Anexo 12 |\n| Límite Superior de la Banda | 165.44 | US$/kW | Anexo 12 |\n| Límite Inferior de la Banda | 23.83 | US$/kW | Anexo 12 |\n\n \n\n3. Tariff Structure\n\n \n\nIn accordance with the provisions of the current methodology (RE-0021-JD-2022), the tariff structure or the single annual tariff defined in the negotiation process of the addenda to the current renewed contracts or recontracting by ICE shall be applied; in the case of a time-of-day and/or seasonal tariff structure, ICE itself must establish the applicable parameters in the contracting terms or leave it open to the presentation of sale offers from private generators to which this methodology applies.\n\n \n\nFurthermore, ICE may define or request such a structure by energy blocks; all of the foregoing must be justified based on the detected needs of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional, SEN) and the optimization of the generation fleet available at all times.\n\nThe individual rate or prices resulting from the application of a rate structure, if so considered in the corresponding agreement, may not be lower than or exceed the established band, meaning that these prices must be within the corresponding band in effect at the time of the energy purchases.\n\nThe applicable rate structure shall be the one that considers only energy.\n\n4. Other Considerations\n\n. Currency in which the rate shall be expressed\n\nAs established by resolution RE-0021-JD-2022, the rates resulting from the detailed methodology shall be expressed and invoiced 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\n. Adjustment of the rate band values\n\nThe rate band values shall be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley 7593.\n\n. Obligation to submit information\n\nAs established by RE-0021-JD-2022 and in resolution RE-0060- IE-2021, existing private wind generators to which the rates established through this rate methodology are applied are obligated to submit annually to Aresep the Audited Financial Statements corresponding to the completed fiscal year-end, no later than the last business day of the fourth month following the respective fiscal year-end. In turn, they must comply with the submission of regulatory accounting in the terms established by resolution RIE-132-2017 of December 22, 2017, its update resolution RE-0060-IE-2021 of September 21, 2021, and other resolutions issued for the purpose of collecting any information necessary to perform the corresponding regulatory tasks.\n\n. Application of the methodology\n\nThe model presented is applicable to the rate settings for energy sales to ICE by private generators producing with existing wind plants, within the framework of the provisions of Chapter 1 of Law No. 7200, and for those purchases and sales of electric energy from existing private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law No. 7200, that are legally feasible and must be regulated by Aresep.\n\nAny other electricity generation plant under special laws that does not have specific applicable rate methodologies may use the established bands, provided that the premises and considerations established in the model are met, especially regarding that these are plants with wind sources, that they have renewed and renew their electricity purchase and sale contract with ICE or other companies permitted by current regulations, and with the investment already amortized.\n\n. Regulatory Accounting\n\nIt must be indicated to new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200, that they must comply with resolutions RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Generators under Chapter I of Law 7200, Consortia of Public Companies, Municipal and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017, and its update RE-0060-IE-2021 of September 21, 2021.\n\n[.]\n\nIII. CONCLUSIONS:\n\n1. From the application of the approved rate methodology for existing private wind generators, it is obtained that the expected sale hours in real operation are 2,889.10, the profitability is 10.55%; the operating cost is 130.04 US$ per kW and the average investment cost is 4,263.34 US$ per kW.\n\n2. From the update of the variables that make up the rate methodology for existing private wind generation plants, a lower band (lower limit) of US$ 0.02382 per kWh and an upper band (upper limit) of US$ 0.07284 per kWh are obtained.\n\n[.]\n\nIII. That, regarding the public hearing, it is convenient to extract the following from the cited report IN-0003-IE-2025:\n\n[.]\n\nAccording to official letter IN-0771-DGAU-2024 of December 13, 2024, corresponding to the report on oppositions and coadjuvancies (folio 74) and the hearing record AC-0501-DGAU-2024 sent by the Dirección General de Atención al Usuario (folio 72), three oppositions were filed and admitted.\n\nA summary of each of the oppositions is presented below, as well as its respective analysis and response:\n\n1. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Kenneth Lobo Méndez, identity card number 2-0555-0804, in his capacity as Special Administrative Attorney-in-Fact, to represent the institution before Aresep at all stages of this proceeding.\n\nObservations: Did not take the floor at the public hearing. Submits a written brief via official letter number 610-304-2024 (visible at folio 059)\n\nNotifications: To the email addresses: fcordero@ice.go.cr, ehernandezp@ice.go.cr, mvalverdea@ice.go.cr, jsalashi@ice.go.cr\n\nSummary:\n\nI. Regarding the investment amount.\n\nThe company argues that, the unit investment amount as established by resolution RE-0021-JD-2022 on page No. 65: \"The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\"\n\nIt also indicates that, for the calculation of the unit investment amount, said resolution states the following:\n\n\"The calculation of this value shall be done using the financial-accounting information submitted by each plant to which this methodology applies, and only the investment corresponding to the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service, shall be considered in the calculation.\n\nIn this case, the historical cost value of the fixed assets, property, plant, and equipment of each plant shall be considered, proportional to the maximum power contracted by ICE, with its value updated to the present in accordance with the provisions of section 6.2 of this methodology. The cut-off date for the data to perform the rate calculation shall be the national fiscal year-end, that is December 31 of the year prior to the start of the rate-setting procedure, or failing that, the national fiscal year-end established by Law.\"\n\nIn this regard, the report with official letter No. IN-0169-IE-2024 on page No. 21, cites:\n\n\"The investment costs of the plants (ITi) were calculated from the historical values of the property, plant, and equipment assets associated with the provision of the public service of the existing wind plants from their respective regulatory accounts, and then converted to dollars using the selling exchange rate at the time each plant began operation.\" (Highlighting does not correspond to the original)\n\nNext, the calculation of the investment costs carried out by ARESEP is presented:\n\nP.E. Aeroenergía: according to the information sources, the historical cost of the investment contained in the spreadsheets \"Anexo 16 Aplicación Tarifaria Eólicas Existentes AP.xlsx\", tab \"CR2-INV-EÓ\", \"Anexo 2-5 Plan de cuentas uniforme generación privada (actualización RIE- 132-2017) AE2023\" tab \"a. Plan de cuentas Ley7200\", as well as in \"Anexo 6 Formularios complementarios a la CR-GP (actualización RIE-132-2017)AE2023\", showed an increase in account 1.2.4.05.01 historical cost of computer equipment for an amount of 173,991,848.44 CRC; however, with the available regulatory accounting information and on the ARESEP website (SISTEMA DE CONSULTA DE EXPEDIENTES (aresep.go.cr)), it was not possible to corroborate the increase.\n\nPetition:\n\nThat the IE clarify the calculation of account 1.2.4.05.01 of the regulatory accounting of the Aeroenergía S.A. wind plant, historical cost of computer equipment for an amount of 293,916,622.73 CRC, which showed an increase of 173,991,848.44 CRC compared to the year 2022, because with the information available in the file it was not possible to validate the indicated increase.\n\nCalculate the rate band considering the previous point if it proceeds.\n\nResponse:\n\nIn response to the arguments presented by the opposing company regarding the rate recognition of the investment amount, it is necessary to clarify that, in all rate settings, the IE performs a rigorous technical analysis of the information provided by public service providers, in accordance with the provisions of Ley 7593, so that only the costs necessary to provide the service are contemplated, allowing a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with Article 31 of the same Law; aiming for the harmonization of the interests of users, consumers, and public service providers.\n\nIn this regard, it is worth remembering that the supply of electric energy by private generating companies, in the generation stage, is a public service, in accordance with subsection a) of Article 5 of Ley 7593 and Article 3 of Ley 7200. Therefore, it is vested with a public interest, and the information corresponding to the public service, for regulatory purposes, must be traceable, transparent, and accessible to the users of public services, and must provide the necessary inputs so that the rate applications for private generators are, to the greatest extent possible, adjusted to the reality of their sector.\n\nIn this sense, regulatory accounting is an instrument through which access to information related to the provision of the public service is guaranteed, allowing transparency in data traceability, reducing the information asymmetry necessary to harmonize the interests between users and providers, as well as reducing the regulator's discretion in the exercise of its regulatory tasks. Furthermore, considering that this is an industry-level setting, having real information provided by the providers allows for a more rigorous technical analysis, assessing the level and evolution of common expenses and costs.\n\nIn this context, the party analyzes the traceability and support of the information related to the rate calculation brought to the public hearing on December 11, 2024, through report IN-0169-IE-2024, arguing that the IE indexed the historical cost of the investment with the data reported by the company, for which the IE includes the 2023 additions in investments reported by the Aeroenergía plant in the document called \"Anexo 2-5 Plan de cuentas uniforme generación privada (actualización RIE-132- 2017)AE2023\"; however, in the form provided by the same company, the document \"Anexo 6 Formularios complementarios a la CR-GP (actualización RIE-132-2017)¨AE2023\", the company did not justify the increase of ₡173,991,848.44 in the sheet \"Mej-adic-ret PPE-INT\".\n\nIn this regard, once the assessment and technical analysis process of the opposition filed by ICE is completed, it is indicated that only the amount of ₡119,924,774.29 (amount recognized and justified by the company in the previous study) is recognized.\n\n2. Opposition: Molinos de Viento del Arenal Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-147592, represented by Mr. Salomón Lechtman Koslowski, identity card: 1-0527-0594, in his capacity as Vice President and Judicial and Extrajudicial Representative.\n\nObservations: Did not take the floor at the public hearing. Submits a written brief (visible at folios 060 through 065).\n\n3. Opposition: Aeroenergía Sociedad Antónima, legal identification number N° 3-101-155347, represented by Mr. Salomón Lechtman Koslowski, identity card N° 1-0527-0594, in his capacity as Vice President, with powers of judicial and extrajudicial representative.\n\nObservations: Did not take the floor at the public hearing. Submits a written brief (visible at folios 066 through 071)\n\nNotifications: To the email addresses: salo@gecoenergia.com and info@gecoenergia.com\n\nNotifications: To the email addresses: salo@gecoenergia.com and info@gecoenergia.com\n\nSummary:\n\nI. Exchange Rate\n\nThe companies argue that according to the Excel file, Annex 16 of file ET-091-2024, for the conversion of the operating cost to US dollars per KWh, a reference exchange rate of 522.02 is used, whose value is the result of obtaining the average for the month of September 2024.\n\nAdditionally, the companies state that in accordance with the criterion regarding the previous setting, they request to use the exchange rate of the day on which the hearing is held.\n\nPetition:\n\n1. Correct the calculation of the exchange rate applied to define the value of the operating cost per kWh, so that the exchange rate of the date on which the public hearing took place, December 11, 2024, is applied.\n\nResponse:\n\nRegarding the opponent's argument, the company is informed that at the time of formalizing the preliminary report to be submitted to the public hearing process (on October 31, 2024), the average exchange rate of the last full month available was indeed used, because there was no certainty of the date of the public hearing and the exchange rate that would be in effect at that time.\n\nBy virtue of the foregoing, the opponents are informed that at the time of formalizing this final report, the Intendencia de Energía updated the indexation of the \"Operating Costs\" using the exchange rate of the day of the public hearing, December 11, 2024, published by the BCCR, consistent with the petition.\n\n[.]\n\nIII. That in accordance with the findings and preceding recitals and the merits of the case record, it is appropriate to set the rate band for all existing private wind generators that have a signed contract or sign a new contract for the sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200 and for those purchases and sales of electric energy from new private wind plants with conditions similar to those established by Ley 7200, as provided:\n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Set the following rate band for all existing private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200 and for those purchases and sales of electric energy from new private wind plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by Aresep, at:\n\n. Lower band (lower limit) of 0.02382 US$ per kWh.\n\n. Upper band (upper limit) of 0.07284 US$ per kW.\n\nII. For all those purchases and sales of energy from existing wind plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP, the rate structure proposed in the preceding recommendation shall be applied to them.\n\nIII. Indicate to the existing private wind generators to whom the rates established by this rate methodology RE-0021-JD-2022 are applied, that they are obligated to submit annually to Aresep the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of the expenses and costs, as well as the total cost of the investment made; the above must be accompanied by the due justification linking them to the provision of the public electricity supply service in its generation stage, according to the guidelines established in RE-0060-IE-2021.\n\nIV. Indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Ley 7200 that, if they fail to comply with the two preceding provisions (4. and 5.), the respective documentation will be referred to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of initiating the corresponding administrative procedures.\n\nV. State as a response to the positions raised at the public hearing what was expressed in Considerando II of this resolution, as well as to thank the participants for their contributions.\n\nVI. Establish that the rate band is effective from its publication in the official gazette La Gaceta.\n\nIn accordance with the agreement of the Junta Directiva 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 the technical report IN-0003-IE-2025 of January 10, 2024, which serve 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 Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby informed that the ordinary remedies of reconsideration (revocatoria) and appeal (apelación), and the extraordinary remedy of review (revisión) may be filed against this resolution. The ordinary remedies may be filed before the Intendencia de Energía, in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGPA, the remedies of reconsideration and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following the notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nPUBLISH AND NOTIFY\n\nANNEXES\n\nAnexo 1\n\nOperating costs\n\nAnexo 4\n\nRisk-free rate\n\nSource: Prepared by the Intendencia with data from the United States Federal Reserve.\n\nAnexo 5\n\nRisk premium\n\nPeriod Rate\n| 2019 | 5.20% |\n| --- | --- |\n| 2020 | 4.72% |\n| 2021 | 4.24% |\n| 2022 | 5.94% |\n| 2023 | 4.60% |\n| Average | 4.94% |\n\nSource: Prepared by the Intendencia with data from Aswath Damodaran\n\nAnexo 6\n\nCountry Risk\n\nPeriod Rate\n| 2019 | 4.44% |\n| --- | --- |\n| 2020 | 5.33% |\n| 2021 | 5.44% |\n| 2022 | 9.49% |\n| 2023 | 6.58% |\n| Average | 6.26% |\n\nSource: Prepared by the Intendencia with data from Aswath Damodaran\n\nAnexo 10\n\nPlant factor\n\n| Period | Annual FP |\n| --- | --- |\n| 2019 | 1.00 |\n| 2020 | 1.00 |\n| 2021 | 1.00 |\n| 2022 | 1.00 |\n| 2023 | 1.00 |\n| Average | 100% |\n\nSource: Prepared by the Intendencia de Energía with data from the Intendencia, ICE, DOCSE, and private generators.\n\nAnexo 11\n\n| Period | Annual Hours |\n| --- | --- |\n| 2019 | 3,806.90 |\n| 2020 | 2,851.86 |\n| 2021 | 2,921.26 |\n| 2022 | 2,928.45 |\n| 2023 | 2,567.01 |\n| Average | 2,889.10 |\n\nSource: Prepared by the Intendencia de Energía with data from the Intendencia, ICE, DOCSE, and private generators.\n\nCalculation of hours in operation per year\n\nWeighting with hours in operation (adjustment to the model)\n\n| PLANT | kW (contracted) | 2019 | Hours in operation | pf |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| kWh | | | | |\n| AEROENERGÍA | 6,400.00 | 24,939,880.00 | 3,896.86 | 1.00 |\n| TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 20,000.00 | 67,952,297.00 | 3,397.61 | 1.00 |\n| TILARÁN (PESA) | 19,800.00 | 81,699,329.00 | 4,126.23 | 1.00 |\n| TOTAL | 46,200.00 | | 3,806.90 | 1.00 |\n\n| PLANT | kW (contracted) | 2020 | Hours in operation | pf |\n| --- | --- | --- | --- | --- |\n| kWh | | | | |\n| AEROENERGÍA | 6,400.00 | 20,110,217.00 | 3,142.22 | 1.00 |\n| TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 20,000.00 | 53,307,546.00 | 2,665.38 | 1.00 |\n| TILARÁN (PESA) | 19,800.00 | 54,410,167.00 | 2,747.99 | 1.00 |\n| TOTAL | 46,200.00 | | 2,851.86 | 1.00 |\n\n| PLANT | kW (contracted) | 2021 | Hours in operation | pf | | --- | --- | --- | --- | --- | | kWh\n| | | | | | AEROENERGÍA TIERRAS MORENAS (MOVASA) | 6,400.00 20,000.00 | 19,515,459.00 67,952\n297.39 | 3,049.29 3,397.61 | 1.00 1.00 | | TOTAL | 26,400.00 3,223.45 1.00 | | | |\n\nSource: Prepared by the Intendencia de Energía with data from the Intendencia, ICE, DOCSE, and private generators.\n\nAnexo 12\n\nCalculation of the Rate Band for Energy Sales\n\n| Variables | Minimum | Average | Maximum |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Investment ($/kW) | 4,263.34 | 4,263.34 | 4,263.34 |\n| Operating Cost ($/kW) | 23.83 | 130.04 | 165.44 |\n| Remaining utilization factor | 10.00% | 10.00% | 10.00% |\n| Profitability | 10.55% | 10.55% | 10.55% |\n| Hours in operation | 2,889.1 | 2,889.1 | 2,889.1 |\n| Plant Factor | 100.00% | 100.00% | 100.00% |\n| Price $/kWh | 0.02382 | 0.06058 | 0.07284 |\n\nSource: Prepared by the Intendencia de Energía with data from ICE, Aresep, BCCR, and Aswath Damodaran.\n\nAnexo 13\n\nContracted capacity of the plants, information submitted by the companies and DOCSE, information on the plants' entry into operation.\n\nAnexo 14\n\nEnergy production per plant, DOCSE information.\n\nAnexo 15\n\nEmail consultation with Damodaran.\n\nRe 2019 Unlevered Betas Question Marginal or Effective.msg\n\nAnexo 16\n\nCalculation tool\n\nAnexo 17\n\nRegulatory accounting information" }