{ "id": "norm-72476", "citation": "Resolución 796", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Banda tarifaria para generadores privados hidroeléctricos nuevos", "title_en": "Tariff band for new private hydroelectric generators", "summary_es": "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) fija una banda tarifaria de referencia para la compra de energía eléctrica por parte del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a nuevos generadores privados hidroeléctricos, en el marco del Capítulo I de la Ley Nº 7200. La resolución establece un límite inferior ($0,0798/kWh), uno promedio ($0,1080/kWh) y uno superior ($0,1363/kWh) aplicables a plantas con capacidad igual o menor a 20 MW. La metodología tarifaria, aprobada por la Junta Directiva de ARESEP (RJD-152-2011), se fundamenta en el principio de servicio al costo (artículo 3 inciso b de la Ley Nº 7593) y en criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental y eficiencia económica (artículo 31 de la Ley Nº 7593). La banda se calcula a partir de costos de inversión promedio de plantas hidroeléctricas centroamericanas y privadas nacionales, más/menos una desviación estándar. La estructura incorpora un componente ambiental que queda pendiente de definición mediante una metodología específica que deberá ser sometida a audiencia pública. La tarifa se expresa en dólares estadounidenses, se actualizará anualmente y los generadores deberán presentar información financiera auditada a ARESEP.", "summary_en": "The Public Services Regulatory Authority (ARESEP) sets a reference tariff band for the purchase of electricity by the Costa Rican Electricity Institute (ICE) from new private hydroelectric generators, under Chapter I of Law No. 7200. The resolution establishes a lower limit ($0.0798/kWh), an average ($0.1080/kWh), and an upper limit ($0.1363/kWh) applicable to plants with capacity equal to or less than 20 MW. The tariff methodology, approved by the Board of Directors of ARESEP (RJD-152-2011), is based on the principle of cost-of-service (Article 3(b) of Law No. 7593) and on criteria of social equity, environmental sustainability, and economic efficiency (Article 31 of Law No. 7593). The band is calculated from average investment costs of Central American and domestic private hydroelectric plants, plus/minus one standard deviation. The structure incorporates an environmental component that remains pending definition through a specific methodology that must be submitted to public hearing. The tariff is expressed in US dollars, will be updated annually, and generators shall submit audited financial information to ARESEP.", "court_or_agency": "", "date": "16/03/2012", "year": "2012", "topic_ids": [ "environmental-law-7554" ], "primary_topic_id": null, "es_concept_hints": [ "servicio al costo", "banda tarifaria", "generación privada hidroeléctrica", "CAPM", "sostenibilidad ambiental", "Plan Nacional de Desarrollo", "Ley 7200", "Ley 7593" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 17", "law": "Ley 8723" }, { "article": "Art. 16", "law": "Ley General de la Administración Pública" } ], "keywords_es": [ "ARESEP", "banda tarifaria", "generación privada hidroeléctrica", "Ley 7200", "ICE", "servicio al costo", "metodología tarifaria", "CAPM", "sostenibilidad ambiental", "energías renovables" ], "keywords_en": [ "ARESEP", "tariff band", "private hydroelectric generation", "Law 7200", "ICE", "cost of service", "tariff methodology", "CAPM", "environmental sustainability", "renewable energies" ], "excerpt_es": "III.-Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que utilicen el agua como insumo para generar energía eléctrica para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley Nº 7200 y sus reformas, tal y como se dispone.\n\nEL COMITÉ DE REGULACIÓN, RESUELVE:\n\nI.-Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que utilicen el agua como insumo para generar energía eléctrica para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas, compuesta por una tarifa inferior (límite inferior) de $0,0798, una tarifa promedio de $0,1080 y una tarifa superior (límite superior) de $0,1363 por kWh.\n\nII.-Establecer la estructura para la tarifa resultante ($/kWh) así:", "excerpt_en": "III.-In accordance with the foregoing recitals and considerations and the merit of the proceedings, it is appropriate to set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electricity for sale to ICE under Chapter I of Law No. 7200 and its amendments, as ordered.\n\nTHE REGULATORY COMMITTEE RESOLVES:\n\nI.- To set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electricity for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200 and its amendments, consisting of a lower tariff (lower limit) of $0.0798, an average tariff of $0.1080, and an upper tariff (upper limit) of $0.1363 per kWh.\n\nII.- To establish the structure for the resulting tariff ($/kWh) as follows:", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "The Regulatory Authority sets a reference tariff band for the purchase of electricity by ICE from new private hydroelectric generators, composed of a lower limit of $0.0798/kWh, an average of $0.1080/kWh, and an upper limit of $0.1363/kWh.", "summary_es": "La Autoridad Reguladora fija una banda tarifaria de referencia para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a nuevos generadores privados hidroeléctricos, compuesta por un límite inferior de $0,0798/kWh, uno promedio de $0,1080/kWh y uno superior de $0,1363/kWh." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando I, citando Artículo 31 de la Ley Nº 7593", "quote_en": "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.", "quote_es": "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." }, { "context": "Considerando I, sección 1.7", "quote_en": "The sale price of energy by private generators to ICE shall be regulated, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, through a tariff band.", "quote_es": "Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria." }, { "context": "Considerando I, sección 1.2", "quote_en": "The environmental cost would be incorporated into the price determined by the general formula, becoming an integral part of the final price. The approval of the mechanism and methodology for the environmental component, as well as its respective amount, must be processed in accordance with the procedures established in the current legal framework (call and holding of a public hearing).", "quote_es": "El costo ambiental estaría incorporado en el precio determinado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio final. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública)." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 31" }, { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I" }, { "target_id": "norm-65395", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 8723 Art. 17" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=72476&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "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": 2, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 796\n\n Banda tarifaria para los generadores privados hidroeléctricos nuevos que\nutilicen el agua como insumo para generar energía hidroeléctrica para la venta al Instituto\nCostarricense de Electricidad\n\nTexto Completo acta: ECC95\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS\n\nSERVICIOS PÚBLICOS\n\n (Nota\n de Sinalevi: Mediante el por tanto 3° de la resolución RJD 002-2013 del 18\n de febrero del 2013, se revoca parcialmente la presente norma únicamente\n en cuanto a la utilización del índice PCU221110221110, para la actualización\n del costo de inversión y en cuanto a los datos utilizados para calcular la\n desviación estándar con el fin de establecer la banda tarifaria)\n\n  tarifaria)\n\nResolución 796-RCR-2012.-San José, a las 16:00 horas del 16 de marzo de dos\nmil doce.\n\nConoce el Comité de\nRegulación de la fijación tarifaria de oficio en aplicación de la \"Metodología\nTarifaria de Referencia para Plantas de Generación Privadas Hidroeléctricas\nNuevas\", aprobada por la\n Junta Directiva mediante la resolución RJD-152-2011 del 10 de\nagosto de 2011, publicada en La\n Gaceta Nº 168 del 1° de setiembre de 2011 y corregida con\nla resolución RJD-161-2011 del 26 de octubre de 2011. Expediente ET-028-2011.\n\nResultando:\n\nI.-Que\nla Dirección de Servicios de Energía, mediante el\noficio 098-DEN-2011 del 11 de febrero de 2011, planteó entre otras cosas, una\npropuesta de \"Modelos para la determinación de tarifas de referencia de\ngeneración eléctrica privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas\"\n(Folios 78 y 79).\n\nII.-Que\nla Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación (CDR), de acuerdo con el oficio 015-CDR-2011 del\n11 de febrero de 2011, trasladó al Regulador General la propuesta de\nmetodologías señalada en el inciso anterior, las cuales, a su vez, fueron\ntrasladadas -por éste último- a\nla Junta Directiva mediante oficio 063-RG-2011 del\n11 de febrero de 2011 (Folios 77).\n\nIII.-Que\nla Junta Directiva\nmediante el acuerdo 004-012-2011, de la sesión ordinaria 012-2011 celebrada el\n16 de febrero de 2011, ordenó someter a audiencia pública los \"Modelos para la\ndeterminación de tarifas tope de referencia para plantas nuevas de generación\nprivada eólicas e hidroeléctricas\" y conformar los respectivos expedientes\nadministrativos. Para tales efectos se conformó el expediente OT-029-2011\n(Folios 1 al 75 del OT-029-2011) y para la respectiva fijación tarifaria el\nexpediente ET-028-2011.\n\nIV.-Que la convocatoria a audiencia\npública fue publicada en los diarios\nLa República y\nLa Prensa Libre del 9 de\nmarzo de 2011; y en La\n Gaceta Nº 51 del 14 de marzo de 2011 (folios 771 al 774).\n\nV.-Que la audiencia\npública se llevó a cabo el 6 de abril de 2011, según consta en el acta\nlevantada al efecto.\n\nVI.-Que de conformidad con\nlo indicado por la\n Dirección General de Participación del Usuario en el Informe\nde Instrucción, visible del folio 598 al 603 del expediente, se presentaron las\noposiciones y coadyuvancias siguientes (folio 97 al 539):\n\na) Asociación Costarricense de Grandes\nConsumidores de Energía\n\nb) El Lic. Rubén Zamora Castro,\n\nc) El señor Stephen Yurica,\n\nd) El señor Jorge Arturo Alfaro Fallas,\n\ne) Asociación Costarricense de Productores de\nEnergía (ACOPE),\n\nf)  El señor Esteban Lara Erramouspe,\n\ng) El señor José Daniel Lara Aguilar,\n\nh) Inversión\nLa Manguera S. A.,\n\ni)  Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada,\n\nj)  Compañía Eléctrica Doña Julia S. R. L.,\n\nk) El señor Federico Fernández Woodridge,\n\nl)  El señor Allan Broide Wohlstein,\n\nm) Empresa Hidroeléctrica Matamoros S. A.\n\nn) Aeroenergía S. A.,\n\no) Hidroeléctrica Platanares S. A. e\nHidroeléctrica del General S. R. L.,\n\np) Hidroeléctrica Aguas Zarcas S. A.,\n\nq) Hidroeléctrica Caño Grande S. A.,\n\nr)  El Embalse S. A.,\n\ns) El señor Claudio Volio Pacheco,\n\nt)  Hidrovenecia S. A.\n\nVII.-Que\nla Dirección de Servicios de Energía mediante los\noficios 427-DEN-2011 del 22 de junio de 2011 (folios 693-a 769 ET-028-11) y\n488-DEN-2011 del 21 de julio de 2011, (folios 923 a 970 del OT-029-11) se\npronunció sobre la propuesta de \"Modelo para la determinación de tarifas\ntope de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\".\n\nVIII.-Que\nla Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación mediante oficios 113-CDR-2011 del 15 de julio de 2011\n(folios 773 a\n845) y 118-CDR-2011 del 27 de julio de 2011, emitió su criterio sobre la\npropuesta de \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas\". Tales oficios fueron conocidos por\nla Junta Directiva en\nlas sesiones 43-2011 del 6 de julio de 2011, 46-2011 del 20 de julio de 2011 y\n48-2011 del 27 de julio de 2011.\n\nIX.-Que\nla Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación, mediante oficio 122-CDR-2011 del 5 de agosto de\n2011, remitió a la\n Junta Directiva, una propuesta de \"Metodología tarifaria\nde referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", y\nsu opinión sobre el oficio 427-DEN-2011.\n\nX.-Que\nla Junta Directiva en\nla sesión extraordinaria 050-2011 de 8 de agosto de 2011, conoció nuevamente la\npropuesta del CDR (oficio 122-CDR-2011) sobre la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\".\n\nXI.-Que\nla Junta Directiva en\nlos incisos primero y segundo de la parte dispositiva de\nla Resolución RJD-161-2011\ndel 26 de octubre de 2011, indicó: \"I) Rectificar el error material detectado\nen la parte dispositiva de la resolución RJD-152-2011, en su punto I para la\necuación 5 del apartado titulado \"costos fijo por capital \"se lea de la siguiente\nmanera: RI + r = M x FC, y para que en las referencias a los nombres de las\nvariables que se encuentran después de la línea en que se expresa la ecuación\nse incluya la referencia a la variables \"recuperación del capital\", de la\nsiguiente forma: RI = recuperación de la inversión (depreciación) y II) Indicar\nsobre el ajuste de la banda tarifaria que: \"En ningún momento los precios\npagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite\nsuperior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de\nesa banda\".\n\nXII.-Que\nla Junta Directiva de\nla Autoridad\n Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el\n30 de marzo de 2011, prorrogó la vigencia del Comité de Regulación y adicionó\nparcialmente sus funciones. Entre las que tiene asignadas está la de \"Ordenar\nla apertura de los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios\npúblicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten contra sus\nactuaciones\".\n\nXIII.-Que por oficio\n846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011 el Regulador General, atendiendo el\nVoto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en\nlo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria, cambió\na sus integrantes así: Titulares: Carlos Solano Carranza, Luis Fernando\nChavarría Alfaro y Luis Alberto Cubillo Herrera. Suplente: Álvaro Barrantes\nChaves y prorrogó su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2011.\n\nXIV.-Que\nla Junta Directiva\npor artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión ordinaria 75-2011,\ncelebrada el 14 de diciembre de 2011 dispuso prorrogar la vigencia del Comité\nde Regulación del 1° de enero al 30 de junio de 2012.\n\nXV.-Que el Comité de\nRegulación en su sesión número 180 de las 16:00 horas del 16 de marzo de 2012,\nacordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.\n\nXVI.-Que en los\nprocedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.\n\nConsiderando:\n\nI.-Que del oficio 237-DEN-2012 del 15 de marzo de\n2012, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo\nsiguiente:\n\nEl establecimiento de una metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas, encuentra\nsustento legal en las leyes, resoluciones y documentos de\nla Autoridad Reguladora\nde Servicios Públicos que se citan a continuación.\n\nLa Ley Nº 7593 transformó\nal Servicio Nacional de Electricidad en una institución autónoma denominada\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), con personalidad\njurídica y patrimonio propio, así como autonomía técnica y administrativa, cuyo\nobjetivo primordial es ejercer la regulación de los servicios públicos\nestablecidos en el artículo 5º de dicha Ley.\n\nDe esa forma,\nla ARESEP es el ente\ncompetente para fijar las tarifas y precios de conformidad con las metodologías\nque ella misma determine y velar por el cumplimiento de las normas de calidad,\ncantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los\nservicios públicos que enumera el artículo 5º de\nla Ley Nº 7593.\n\nDentro de los servicios\npúblicos que regula la\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, se encuentra\nel suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión,\ndistribución y comercialización, (artículo 5º inciso a) de\nla Ley Nº 7593).\n\nPara fijar tarifas y\nestablecer las metodologías,\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\ntiene competencias exclusivas y excluyentes. Así ha sido señalado por\nla Procuraduría General\nde la República,\nen el dictamen C-329-2002 y la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15 de\nabril del 2008, del Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.\n\nEn ese mismo sentido,\ntambién se tiene lo dispuesto por\nla Sala Primera de\nla Corte Suprema de\nJusticia, que en lo que interesa ha manifestado:\n\n\"[.] V.-Fijaciones tarifarias. Principios\nregulatorios. En los contratos de concesión de servicio público (dentro de\nestos el de transporte remunerado de personas), de conformidad con lo estatuido\npor los artículos 5º, 30 y 31 de la\n Ley Nº 7593, corresponde a\nla ARESEP fijar las tarifas\nque deben cancelar los usuarios por su prestación. Ese cálculo, ha de\nrealizarse conforme al principio del servicio al costo, en virtud del cual,\nsegún lo señalado por el numeral 3 inciso b) de\nla Ley Nº 7593, deben\ncontemplarse únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que\npermitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la\nactividad. Para tales efectos, el ordinal 32 ibidem establece una lista\nenunciativa de costos que no son considerados en la cuantificación económica. A\nsu vez, el numeral 31 de ese mismo cuerpo legal establece pautas que también\nprecisan la fijación, como es el fomento de la pequeña y mediana empresa,\nponderación y favorecimiento del usuario, criterios de equidad social,\nsostenibilidad ambiental, eficiencia económica, entre otros. El párrafo final\nde esa norma expresa que no se permitirán fijaciones que atenten contra el\nequilibrio financiero de las entidades prestatarias, postulado que cumple un\ndoble cometido. Por un lado, se insiste, dotar al operador de un medio de\nretribución por el servicio prestado que permita la amortización de la\ninversión realizada para prestar el servicio y obtener la rentabilidad que por\ncontrato le ha sido prefijada. Por otro, asegurar al usuario que la tarifa que\npaga por el transporte obtenido sea el producto de un cálculo matemático en el\ncual se consideren los costos necesarios y autorizados, de manera tal que se\npague el precio justo por las condiciones en que se brinda el servicio público.\nEste aspecto lleva a que el proceso tarifario constituya una armonía entre\nambas posiciones, al punto que se satisfagan los derechos de los usuarios, pero\nademás el derecho que se deriva del contrato de concesión, de la recuperación\ndel capital y una ganancia justa. Por ende, si bien un principio que impregna\nla fijación tarifaria es el de mayor beneficio al usuario, ello no constituye\nuna regla que permita validar la negación del aumento cuando técnicamente\nproceda, siendo que en esta dinámica debe imperar un equilibrio justo de\nintereses, lo que logra con un precio objetivo, razonable y debido. En su\ncorrecta dimensión implica un servicio de calidad a un precio justo. Con todo,\nel incremento tarifario dista de ser un fenómeno automático. Está sujeto a un\nprocedimiento y su viabilidad pende de que luego del análisis técnico, se\ndeduzca una insuficiencia económica. En este sentido,\nla ARESEP se constituye en la\nautoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos\npostulados que impregnan la relación de transporte público. Sus potestades\nexcluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que\nregularan (sic) el contrato, equilibrando el interés del operador y de los\nusuarios.\" (Véase sentencia Nº 577 de las 10 horas, 20 minutos del 10 de\nagosto de 2007). (Lo resaltado es nuestro).\n\nEn el ejercicio de esas competencias, se debe\nconsiderar lo dispuesto en la\n Ley Nº 7593, específicamente los artículos 1º, 3º, 4º, 5º,\n9º, 24, 25, 31, 32 y 45 y en el artículo 16 de\nla Ley General de\nla\n Administración Pública.\n\n    .\nLa Ley Nº 7593, Ley de\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos establece:\n\n    Artículo 1º-\"Transformación.\nLa Autoridad Reguladora\nno se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el cumplimiento de las\natribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante, estará sujeta al Plan\nnacional de desarrollo, a lo planes sectoriales correspondientes y a las\npolíticas sectoriales que dicte el Poder Ejecutivo.\"\n\n    Artículo 3º-\"Definiciones. Para\nefectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos: a) Servicio Público.\nEl que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado\ncomo tal por la\n Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las\nregulaciones de esta ley. b) Servicio al costo: principio que determina la\nforma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera\nque se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio,\nque permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de\nla actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31..\"\n\n    Artículo 4º-\"Objetivos: . e)\nCoadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente,\ncuando se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento\nde concesiones.\"\n\n    Artículo 5º-\"Funciones: En los\nservicios públicos definidos en este artículo,\nla Autoridad Reguladora\nfijará precios y tarifas. Los servicios públicos antes mencionados son: a)\nSuministro de energía eléctrica en las etapas de generación.\"\n\n    Artículo 9º-\"Concesión o permiso.\nLa Autoridad Reguladora\ncontinuará ejerciendo la competencia que\nla Ley Nº 7200 y sus reformas, del 28 de setiembre\nde 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad.\"\n\n    Artículo 24.-\"A solicitud de\nla Autoridad Reguladora,\nlas entidades reguladas suministrarán informes, reportes, datos, copias de\narchivo y cualquier otro medio electrónico o escrito donde se almacene\ninformación financiera, contable, económica, estadística y técnica relacionada\ncon la prestación del servicio público que brindan. Para el cumplimiento\nexclusivo de sus funciones,\nla Autoridad Reguladora tendrá la potestad de\ninspeccionar y registrar los libros legales y contables, comprobantes,\ninformes, equipos y las instalaciones de los prestadores.\"\n\n    Artículo 25.-\"\nLa Autoridad Reguladora\nemitirá los reglamentos que especifiquen las condiciones de calidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deberán\nsuministrarse los servicios públicos, conforme los estándares específicos existentes\nen el país o en el extranjero para cada caso.\"\n\n    Artículo 31.-\"Fijación de tarifas y\nprecios: Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos,\nla Autoridad Reguladora\ntomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público,\nsegún el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del\nservicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.\nLa Autoridad\n Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas,\nen función de la modificación de variables externas a la administración de los\nprestadores de los servicios.\n\n    Los criterios de equidad social,\nsostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica\ndefinidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales\npara fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se\npermitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las\nentidades prestadoras del servicio público.\n\n   \nLa Autoridad Reguladora\ndeberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la\nmodificación de variables externas a la administración de los prestadores de\nlos servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios\nde hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y\ncualquier otra variable que\nla Autoridad Reguladora considere pertinente.\n\n    De igual manera, al fijar las tarifas de los\nservicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios,\ncuando resulten aplicables:\n\na) Garantizar el equilibrio financiero.\n\nb) El reconocimiento de los esquemas de costos de\nlos distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus\nformas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no\nlimitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y\ntransfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos\nfinancieros y cualesquiera otros que sean reglamentados.\n\nc) La protección de los recursos hídricos, costos\ny servicios ambientales.\n\n    Artículo 32.-Costos sin considerar. No se\naceptarán costos de las empresas reguladas:\n\na) Las multas que les sean impuestas por\nincumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.\n\nb) Las erogaciones innecesarias o ajenas a la\nprestación del servicio público.\n\nc) Las contribuciones, los gastos, las inversiones\ny deudas incurridas por actividades ajenas a la administración, la operación o\nel mantenimiento de la actividad regulada.\n\nd) Los gastos de operación desproporcionados en\nrelación con los gastos normales de actividades equivalentes.\n\ne) Las inversiones rechazadas por\nla Autoridad Reguladora\npor considerarlas excesivas para la prestación del servicio público.\n\nf)  El valor de las facturaciones no cobradas por\nlas empresas reguladas, con excepción de los porcentajes técnicamente fijados\npor la Autoridad\n Reguladora.\n\n    Artículo 45.-\"Órganos de\nla Autoridad Reguladora\nLa Autoridad\n Reguladora tendrá los siguientes órganos:\n\na) Junta Directiva.\n\nb) Un regulador general y un regulador general\nadjunto.\n\nc) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).\n\nd)\nLa Auditoría Interna.\n\n   \nLa Junta Directiva,\nel regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de\nla SUTEL, ejercerán sus\nfunciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo\nestablecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de\ncada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes. (.)\"\n\n.\nLa Ley General de\nla Administración\n Pública establece: Artículo 16. 1. En ningún caso podrán\ndictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a\nprincipios elementales de justicia, lógica o conveniencia. 2. El Juez podrá\ncontrolar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos\ndiscrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad.\n\n. Ley Nº 7200: Por su parte, en cuanto a la\ngeneración privada de electricidad, es importante considerar lo dispuesto en\nlos artículos 1º a 3º de la Ley\n Nº 7200, Ley que Autoriza\nla Generación\n Eléctrica Autónoma o Paralela y el artículo 17 de\nla Ley Nº 8723, que establecen:\n\nArtículo 1º-\"Definición. Para los efectos de esta\nLey, se define la generación autónoma o paralela como la energía producida por\ncentrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas\no cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional. La\nenergía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos\nmunicipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser\nadquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o\nla Compañía Nacional\nde Fuerza y Luz (CNFL S. A.), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio\nNacional de Electricidad (SNE)\" (Así reformado por el artículo 2º de\nla Ley Nº 7508 del 9 de mayo de\n1995).\n\nArtículo 2º-\"Son centrales de limitada\ncapacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas no convencionales que no\nsobrepasen los veinte mil kilovatios (20.000 kW)\".\n\nArtículo 3º-\"Interés público. Se declara de\ninterés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las\ncooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y\ncinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que\nestablezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el\npotencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean\nconvencionales. (Así reformado por el artículo 2º de\nla Ley Nº 17508 del 9 de mayo\nde 1995 y modificado por Resolución de\nla Sala Constitucional\nNº 6556-95 de las 17:24 horas del 28 de noviembre de 1995, que anuló su última\nfrase)\".\n\n.   Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el\nAprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para\nla Generación\n Hidroeléctrica: Artículo 17.-\"La regulación en cuanto al\nservicio público y las tarifas de venta de electricidad al ICE, que se aprueben\npara las empresas que tengan concesiones para el aprovechamiento de las fuerzas\nhidráulicas para la generación hidroeléctrica al amparo de esta Ley, se\nestablecerán de acuerdo con los principios, los criterios y las normas de\nla Ley Nº 7593, en particular\nlos preceptos de servicio al costo y de fijación de precios y tarifas\ncontenidos en los artículos 3º y 31, respectivamente. El criterio de costo\nevitado no podrá ser utilizado, bajo ninguna circunstancia, en la fijación de\nlos precios y las tarifas para la venta de energía al ICE u otros\ndistribuidores autorizados por ley\".\n\n    En\nla Resolución de\nla Junta Directiva de\nla Autoridad\n Reguladora de Servicios Públicos Nº RJD-009-2010, publicada\nen el Diario Oficial La\n Gaceta Nº 109 del lunes 7 de junio del 2010, en la cual\nse estableció lo siguiente:\n\nPunto II.-\"Que el Plan\nNacional de Energía en lo que concierne al sector de energía eléctrica, se\nestablecieron las siguientes políticas: a) Definir un modelo tarifario que\npromueva e incentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación\ndel servicio de suministro de energía eléctrica por parte de los actores del\nmercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de\nenergía. b) Diseñar un sistema de tarifas que considere, como mínimo, las\nrelaciones de las empresas generadoras que venden electricidad a las empresas\ndistribuidoras, empresas generadoras que venden electricidad entre sí y\nempresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica. c) Diseñar mecanismos\nnuevos que incentiven el desarrollo y diversificación de fuentes de energía\nrenovables y de actores del sector para la actividad de generación eléctrica.\nd) Corresponde a la\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos fijar las\ntarifas para el servicio público de suministro de electricidad en la etapa de\ngeneración\".\n\n    En el documento Política y Metodologías\nTarifarias del Sector Energía de la\n ARESEP se cita, sobre el principio de servicio al costo: \".el\nprincipio de \"tarifas al costo\", no específica que este costo debe ser de\nnaturaleza financiero-contable o similar, e incluso en el artículo Nº 31 se\nindica que deben tomarse en cuenta aspectos de equidad social, sostenibilidad\nambiental, conservación de la energía y eficiencia económica; por lo que en la\npráctica se han utilizado diversas alternativas tarifarias, todas las cuales\npodrían definirse como basadas en el costo (Ej. contable -financiero,\nmarginal-económico, etc.)\".\n\n      En\ncuanto al servicio público de generación de electricidad, el Plan Nacional de\nDesarrollo 2011-2014 \"María Teresa Obregón Zamora\", desarrolla un tercer\neje denominado \"Ambiente y ordenamiento territorial\", en el que\nse promueve, entre otras cosas, la carbono neutralidad y el uso de energías\nlimpias. Se establece como una meta nacional, en el capítulo 3 de dicho plan,\nel consolidar el posicionamiento ambiental del país con una matriz energética\nsostenible y un desempeño ambiental óptimo. Un pilar fundamental para ese\nobjetivo y que representa además un aspecto estratégico para la dinamización\nproductiva en un esquema de sostenibilidad, consiste en la garantía de una\nmatriz energética sustentada en fuentes renovables.\n\n      Esta\nmatriz energética pretende asegurar la sostenibilidad y competitividad para\natender las necesidades de la población y la producción, disminuyendo la\nfactura petrolera y la transferencia de costos al sector productivo y\nconsumidor.\n\n      Para\nello se definió como meta lograr una mayor \"consistencia entre su\ncrecimiento económico y su posicionamiento ambiental\", mediante el impulso\ndel aprovechamiento de las fuentes renovables de energía de que se dispone,\npara lograr que el 95% de la energía nacional se sustente en fuentes\nrenovables, cuyo indicador sea el porcentaje de la generación total de energía\nobtenido de fuentes renovables.\n\n      Este\neje contempla diversas líneas de acción que buscan aumentar la capacidad de\ngeneración de energía limpia, entre ellas destacan la generación de energía\n(625 MW) por medio de proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos en todo el\nterritorio nacional, los cuales entrarán en operación en los próximos cuatro\naños. Estos proyectos involucran tanto al Estado como la participación de\ngeneradores privados. Para completar iniciativas de generación energética, se\npromoverán acciones tendientes al uso racional de la misma, implementando el\nPrograma de Eficiencia Energética Nacional, por parte de entidades del\nsubsector energía y en beneficio de la población. (Objetivo estratégico 6.3.5\nEnergías Renovables).\n\n      Por\notra parte, el objetivo estratégico \"7.3.1 Aumentar la producción:\ninversiones en capital humano y físico y el incremento de la eficiencia\",\nespecíficamente en cuanto a desarrollo de infraestructura, se indica que\nrealizarán acciones tendientes a asegurar el suministro de energía eléctrica\nnecesario para el desarrollo del país en las próximas décadas, a partir de\nfuentes de energía limpia y renovable, para lo cual impulsarán proyectos\nrelacionados con la construcción de plantas hidroeléctricas y geotérmicas.\n\n      Entre\nlos objetivos de desarrollo del milenio, encontramos el \"9.2.7 Garantizar la\nsostenibilidad del medio ambiente\", en el que se pretende asumir plenamente\nlos principios de sostenibilidad, mediante los cuales una economía pujante debe\nser armonizada con el respeto a los recursos naturales y capaces de producir la\nenergía que se consume de forma eficiente y a partir de fuentes de energía\nlimpia.\n\n      Específicamente,\nen cuanto las políticas, metas sectoriales y acciones estratégicas, en el\nsector ambiental, lineamientos de políticas sectoriales, se encuentra la meta\n3. Generación de energía eléctrica a partir de un 100% de participación de\nfuentes renovables.\n\n      A la\nacción estratégica \"Impulsar las fuentes renovables de energía y su uso\nracional\", se le asignó el objetivo \"Garantizar el uso de fuentes limpias de\nenergía para satisfacer la demanda nacional, disminuyendo la utilización de\nhidrocarburos\", cuya meta para el periodo 2011-2014 es impulsar el programa\nde generación con energías renovables en 334 MW de energía limpia e impulsar el\nprograma de generación con energías renovables en 1500 nuevos sistemas\nfotovoltaicos.\n\n      Por\notro lado, el Plan Nacional de Energía establece los siguientes objetivos:\n\na.   Asegurar el aprovechamiento de la energía, con el fin de\nfortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo\ncostarricense.\n\nb.   Continuar el desarrollo de la generación basado en recursos\nrenovables.\n\nc.   Realizar un manejo ambiental y social de reconocida excelencia que\npermita el desarrollo sostenible.\n\n      La\nJunta Directiva de la\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de\nlo establecido en el artículo 6º, inciso 2), subinciso c) del Reglamento\ninterno de organización y funciones de\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada\npara dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos\nmercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a\nLa Gaceta Nº 69, del\n8 de abril del 2009 y sus reformas. El procedimiento para tal efecto, es el de\nla audiencia pública, establecido en el artículo 36 de\nla Ley Nº 7593, que dispone:\n\nArtículo 36.-\"Asuntos que se someterán a audiencia\npública. Para los asuntos indicados en este artículo,\nla Autoridad Reguladora\nconvocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan\ninterés legítimo para manifestarse. Con ese fin,\nla Autoridad Reguladora\nordenará publicar en el Diario Oficial\nLa Gaceta y en dos periódicos de circulación\nnacional, los asuntos que se enumeran a continuación:\n\na.   Las solicitudes para la fijación ordinaria de tarifas y precios de\nlos servicios públicos.\n\nb.   Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica\nde acuerdo con la Ley Nº\n7200, del 28 de setiembre de 1990, reformada por\nla Ley Nº 7508, del 9 de mayo\nde 1995.\n\nc.   La formulación y revisión de las normas señaladas en el artículo\n25.\n\nd.   La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y\ntarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.\n\nPara estos casos, todo aquel que tenga interés\nlegítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma\noral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar\nexacto o el número de fax, para efectos de notificación por parte de\nla ARESEP. En dicha\naudiencia, el interesado deberá exponer las razones de hecho y de derecho que\nconsidere pertinentes.\n\nLa audiencia se convocará una vez admitida la\npetición y si se han cumplido los requisitos formales que establece el\nordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará un extracto en el Diario\nOficial La Gaceta\ny en dos periódicos de circulación nacional, con veinte (20) días naturales de\nanticipación a la celebración de la audiencia.\n\nTratándose de una actuación de oficio de\nla Autoridad Reguladora,\nse observará el mismo procedimiento.\n\nPara los efectos de legitimación por interés\ncolectivo, las personas jurídicas organizadas bajo la forma asociativa y cuyo\nobjeto sea la defensa de los derechos de los consumidores o de los usuarios,\npodrán registrarse ante\nla Autoridad Reguladora para actuar en defensa de\nellos, como parte opositora, siempre y cuando el trámite de la petición\ntarifaria tenga relación con su objeto. Asimismo, estarán legitimadas las\nasociaciones de desarrollo comunal u otras organizaciones sociales que tengan\npor objeto la defensa de los derechos e intereses legítimos de sus asociados.\n\nLas personas que estén interesadas en interponer\nuna oposición con estudios técnicos y no cuenten con los recursos económicos\nnecesarios para tales efectos, podrán solicitar a\nla ARESEP, la asignación de un\nperito técnico o profesional que esté debidamente acreditado ante este ente,\npara que realice dicha labor. Esto estará a cargo del presupuesto de\nla Autoridad Reguladora.\nAsimismo, se faculta a\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\npara que establezca oficinas regionales en otras zonas del país, conforme a sus\nposibilidades y necesidades.\n\n      De\nconformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que\nla Junta Directiva de\nla Autoridad\n Reguladora es la competente para emitir las metodologías\ntarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo la generación de\nelectricidad, para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública\nen el que garantice la participación ciudadana y para la emisión de las mismas\ndeberá observar el principio de servicio al costo, las reglas de la ciencia y\nla técnica y las disposiciones generales emitidas en el Plan Nacional de\nDesarrollo, relativas al sector eléctrico.\n\n      El\nmarco legal citado anteriormente, provee la base que faculta a ARESEP para\nestablecer metodologías regulatorias que refleje la estructura de costos, de\nfinanciamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo con el principio de\nservicio al costo y los aspectos técnicos aplicables, de tal forma que se\nobtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la\ngeneración hidroeléctrica privada.\n\n    Contexto del sector eléctrico nacional.\n\n      El\nSector Eléctrico Nacional, se encuentra en una etapa en la que se requiere\nurgentemente de la incorporación de la mayor cantidad posible de energía,\nproveniente de plantas de generación de electricidad, que utilicen fuentes de\nenergía renovables y tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas.\nEstas últimas generan actualmente una cantidad apreciable de la energía\neléctrica disponible, a pesar de sus mayores costos económicos y ambientales.\n\n      En\neste sentido, y en concordancia con lo dispuesto en el Plan Nacional de\nDesarrollo 2011-2014 sobre la importancia de garantizar una matriz energética\nbasada en fuentes renovables, el sector electricidad debe aumentar su capacidad\nde generación con energías limpias, ya sea mediante proyectos estatales o con\nparticipación de generadores privados.\n\n      Actualmente\nse dispone de estudios técnicos que demuestran la existencia de suficiente\npotencial no utilizado de diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa,\nhidroeléctrico y geotermia). Para aprovechar oportunamente ese potencial, es\npreciso contar con políticas públicas adecuadas, y ello incluye las políticas\nde regulación que corresponde diseñar y ejecutar a\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos (ARESEP).\n\n      Entre\nlos esfuerzos estatales más significativos para incentivar la generación con\nfuentes renovables, se encuentra la determinación de esquemas tarifarios que\nincentiven la inversión privada en plantas de generación de electricidad con\ntales fuentes. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el principio de\nservicio al costo y los otros principios y criterios que establece\nla Ley Nº 7593.\n\n      La\nLey Nº 7200 del 13 de setiembre de 1990, brinda la oportunidad de promover el\naporte de los inversionistas privados y aumentar la oferta de generación de\nelectricidad basada en fuentes renovables de energía. Mediante esta Ley se\nautoriza la generación eléctrica autónoma o paralela y se permite al Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a las cooperativas de\nelectrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales\neléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20\n000 KW) y que utilicen fuentes de energía renovables. En la misma Ley se\nestablece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15%\nde la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el sistema\neléctrico nacional.\n\n      Según\nestimaciones recientes del ICE, esta empresa pública puede contratar en la\nactualidad hasta un máximo de 183 MW a generadores privados de electricidad, en\nel marco de la Ley Nº\n7200. Esa es una cantidad considerable de energía que se podría inyectar al\nSistema Eléctrico Nacional, para reducir la dependencia de generación térmica.\n\n      Para\nlograr el propósito mencionado, es necesario que\nla ARESEP establezca tarifas\nde referencia para las transacciones a efectuar en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\n      Uno\nde los principales obstáculos para definir las metodologías tarifarias antes\nmencionadas, ha sido la dificultad de acceso a información adecuada para\nestimar los costos asociados con la generación privada de electricidad, en las\ncondiciones establecidas por la\n Ley Nº 7200. Recientemente, esa limitación se ha podido\nsuperar en una medida considerable, con los análisis y datos aportados por el\nICE, con la consulta de fuentes de información nacionales e internacionales, y\ncon los aportes y comentarios recibidos durante el proceso de audiencia pública\norganizado por la ARESEP.\n\n      Los\nanálisis realizados por ARESEP han mostrado que no existe un único modelo\nestándar para la generación eléctrica con plantas hidroeléctricas en el marco\nde la Ley Nº 7200. A pesar de que los\nequipos empleados en esas actividades están muy estandarizados, la gran\ndiversidad de condiciones geológicas, topográficas e hidrológicas en los sitios\ndonde se ubican esas plantas, causa una considerable dispersión de costos de\nproducción. Tomando en cuenta esta situación, se ha optado por establecer una\nbanda de tarifas dentro de las cuales el ICE podrá recibir ofertas de una gama\namplia de generadores privados y escoger las que le resulten más atractivas.\nDentro de este esquema, se pone al ICE en condiciones de comprar energía de\nalgunas plantas cuyos costos de producción difieran de los costos promedio de\nla industria de generación privada, dentro de condiciones aceptables de costos\ny de eficiencia operativa. Ello se justifica, tomando en cuenta que la\nregulación de la generación privada de electricidad por parte de ARESEP\nresponde al objetivo de reducir la dependencia de la generación térmica y de\nesa forma, disminuir los altos costos económicos y ambientales, que ese tipo de\ngeneración implica.\n\n      La\nmetodología mediante la cual se determina la banda de tarifas antes mencionada\nestá basada en un procedimiento con el que se estiman los valores superior e\ninferior de esa banda, expresados en dólares por kWh. Esos límites están\ndefinidos a partir de la estimación del promedio y la desviación estándar de\nlos costos de inversión correspondientes a 23 plantas hidroeléctricas\ncentroamericanas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, los\ncuales están en poder de la\n ARESEP. A esos datos se les pueden agregar otros que se\nobtengan en el futuro, para ampliar la muestra de referencia. El límite\nsuperior está dado por la tarifa correspondiente a un costo de inversión igual\nal promedio más una desviación estándar; y el límite inferior está dado por la\ntarifa calculada con un costo de inversión igual al promedio menos la\ndesviación estándar.\n\n      Se\nespera que la presente aplicación de la \"Metodología tarifaria de referencia\npara plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\" aprobada por\nla Junta Directiva\nsegún la resolución RJD-152-2011 de las catorce horas con quince minutos del\ndiez de agosto de dos mil once y publicada en el Diario Oficial\nLa Gaceta Nº 168 del\n1º de setiembre del 2011, contribuya en beneficio de los compradores de energía\n(empresas y usuarios) y la economía nacional en su conjunto.\n\n      La\ntarifa resultante de este modelo sería la que se utilice para la compra de\nenergía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos\nque al amparo de la Ley Nº\n7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea hidráulica.\n\n1.   MARCO\nMETODOLÓGICO VIGENTE\n\nEn esta sección se incluye un resumen de la metodología aprobada por\nla Autoridad Reguladora\npor medio de la resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto del 2011 y publicada\nen el Diario Oficial La\n Gaceta Nº 168 del 1º de setiembre del 2011, en la cual\nconstituye la metodología que se debe aplicar en éste caso, según lo dispuesto\npor la Junta\n Directiva.\n\n1.1.  Nivel\nTarifario de Referencia para generadores privados hidráulicos nuevos\n\nEl modelo fijará el nivel tarifario para los generadores privados nuevos\nsegún la Ley Nº\n7200 y que permita incentivar nuevas inversiones en el sector eléctrico privado\nque utilicen como fuente primaria de energía el agua y cuya capacidad es menor\no igual que 20 MW, de tal manera que complemente la generación de energía\neléctrica actual, que sustituya la producción de energía térmica y sus elevados\ncostos.\n\n1.1.1.           Generalidades\n\nEl modelo que se presenta tiene como objetivo determinar las tarifas de\nreferencia para plantas nuevas de generación privada hidroeléctricas para la\nventa al ICE.\n\n1.1.2.           Objetivo\n\nEl objetivo último del modelo tarifario de referencia definido en este\ninforme consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios, para que, en\nel plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el\ncapítulo primero de la Ley Nº\n7200, para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con\nfuentes térmicas por energía generada con fuentes renovables. Las estimaciones\ndel ICE indican que puede contratar en la actualidad, a generadores privados de\nelectricidad que produzcan con fuentes renovables, hasta un máximo de 183 MW.\n\n1.2.  Formulación\ngeneral del modelo\n\nPara lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que\nestimula la inversión privada asociada con plantas de generación hidroeléctrica\ncon potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango\naceptable de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se establece una\nbanda tarifaria que permite al ICE ofrecer precios de compra de electricidad\ncon los cuales el oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir\nsus costos de operación, recuperar la inversión realizada y obtener una\nrentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de\ngeneración de electricidad.\n\nLas tarifas por kWh estimadas mediante el modelo\npropuesto incluyen los costos de operación y mantenimiento, los costos\nfinancieros y la rentabilidad neta del inversionista.\n\nEn general, se puede expresar la ecuación económica\ndel suministro de energía eléctrica a partir de igualar los costos más la\nrentabilidad con los ingresos, desde la perspectiva del generador privado. De\nesa forma, se obtiene la siguiente ecuación:\n\n \n\nCE + CFC + fa = IR       (Ecuación 1)\n\n \n\nEn donde:\n\nCE    =   Costos\nde explotación\n\nCFC  =   Costo\nfijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la\nrentabilidad (r). Así, CFC = RI + r\n\nRI     =   Recuperación\nde la inversión (depreciación)\n\nr       =   Rentabilidad\nsobre la inversión\n\nfa      =   Factor\nambiental total o unitario\n\nIR     =   Ingresos\nrequeridos, que son el resultado de multiplicar la tarifa \"p\" por las ventas de\nenergía \"E\", es decir, IR = p x E\n\np       =   Tarifa\nde venta\n\nE      =   Ventas\n(cantidad de energía)\n\nDespejando p:\n\np=    CE + CFC + fa\n\n  E\n\nDe lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa\ndepende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de\nexplotación, la recuperación del capital (depreciación), la rentabilidad y el\nfactor ambiental.\n\nEl costo ambiental estaría incorporado en el precio\ndeterminado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio\nfinal. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente\nambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los\nprocedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y\nrealización de audiencia pública). Actualmente, esta metodología y su valor no\nse han definido.\n\n1.3.        Expectativas\nde venta (E)\n\nLa producción de la planta también depende de la disponibilidad de la\ncapacidad instalada para generación, lo que a su vez depende de las\ncaracterísticas físicas del aprovechamiento, de la tecnología utilizada, la\nedad de las instalaciones, así como las prácticas de mantenimiento de la\nempresa. Por su parte, la distancia entre la planta y el punto de entrega\nresulta importante debido a las pérdidas asociadas con la transmisión.\n\nEn todo caso, es posible expresar todos estos\nfactores en términos de un factor de aprovechamiento de la capacidad instalada\n(Factor de Planta). Este es un factor de uso común y que es posible asociar con\ncada tipo de fuente primaria, se puede establecer un valor para este parámetro\naplicable a cada tipo de fuente, haciendo posible diferenciar la tarifa de\nventa según la fuente primaria.\n\nEn síntesis, para estimar la cantidad de energía que\nse tomará para determinar la tarifa aplicable se considera la siguiente\necuación:\n\n \n\nE = C x 8760 x fp         (Ecuación 2)\n\n \n\nEn donde:\n\nE      =   Ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\nC      =   Capacidad\ninstalada de la planta en MWh\n\n8760=    Cantidad de horas de un año\n\nfp      =   Factor\nde planta aplicable según la fuente\n\nSi bien existe un efecto de escala en las plantas de generación de\nelectricidad, especialmente en cuanto a los costos de instalación y los costos\nde explotación, es posible simplificar el modelo y realizar el análisis para\nuna planta de tamaño unitario (capacidad instalada unitaria), con lo que la\nfórmula anterior se reduce a:\n\n \n\nE = 8 760 x fp         (Ecuación3)\n\n \n\nEl factor de planta (fp) de una central eléctrica se define como el\ncociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un\nperíodo (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera\ntrabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme los valores\nnominales de planta identificados para los diferentes equipos.\n\nEl valor del factor de planta que se utilice en\neste modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas\nprivadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las\ncuales la ARESEP\nposea dicha información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del\ngrupo antes mencionado que generaron energía durante 10 ó más meses del\nrespectivo año. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. Con ese\npropósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual ARESEP\nposea información. El valor del factor de planta se calculará de la siguiente\nmanera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio\naritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el\npromedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato\nde factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria.\n\n1.4.        Costos\nde explotación (CE)\n\nEl costo de explotación incluye los costos necesarios para mantener y\noperar una planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos\nde depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las utilidades o\nganancias.\n\nEntre los costos de explotación se contemplan tanto\nlos costos variables de operación (aquellos gastos que se presentan\nexclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso productivo tales como\nimpuestos asociados a la producción, repuestos y otros materiales consumibles\ndurante el proceso productivo), como los costos fijos (aquellos gastos\ninevitables e independientes de si la planta opera o no, tales como pólizas de\nseguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas, gastos\nadministrativos, etcétera). Es importante señalar que corresponden a gastos que\nimpliquen erogaciones de efectivo y por tanto, no debe incluirse la\ndepreciación.\n\nEl método de cálculo será el siguiente:\n\na)    Se toman\nlos datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que\noperan en el país, de diferentes capacidades instaladas.\n\nb)    Se hace un ejercicio de regresión exponencial para estimar la\ncurva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo\nde explotación.\n\nc)    Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a\nuna planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo\n1 de la Ley Nº\n7200.\n\nd)    En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de\ncosto de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas\nhidroeléctricas que operen en el país.\n\nEl cálculo del valor del costo de explotación se actualizará en cada\nfijación tarifaria.\n\n1.5. Costos\nfijo por capital (CFC)\n\nMediante el componente denominado \"Costo Fijo por Capital\" (CFC) se\ngarantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían\nobtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer\natractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.\n\nEl CFC depende del monto de la inversión, del nivel\nde apalancamiento utilizado (relación deuda / aportes de capital), de las\ncondiciones de financiamiento (tasa de interés, modalidad de pago y plazo), de\nla tasa de retorno reconocida, del período de recuperación de la inversión\n(vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta\naplicable.\n\nEste rubro de Costo Fijo por Capital se determina\nmediante la siguiente ecuación:\n\nCFC = RI + r (Ecuación 4)\n\nCFC  =   Costo\nfijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la\nrentabilidad (r).\n\nRI     =   Recuperación\nde la inversión (depreciación)\n\nr       =   Rentabilidad\nsobre la inversión\n\nDonde:\n\nRI + r = M x FC (Ecuación\n5)\n\nEn donde:\n\nr       =   Rentabilidad\nsobre la inversión\n\nM      =   Monto\ntotal de la inversión unitaria\n\nFC    =   Factor\nque refleja las condiciones de la inversión\n\nRI     =   Recuperación\nde la inversión (depreciación)\n\nEl factor FC depende de las condiciones en que se establezca el\nfinanciamiento y de la edad de la planta.\n\nEl valor de cada variable que determina el CFC se\nactualizará en cada fijación tarifaria.\n\nEl factor FC se calcula mediante una ecuación que\npermite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la\nvida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión\ny obtener una rentabilidad razonable. La ecuación es la siguiente:\n\nEn donde:\n\nψ      =   Apalancamiento\n(relación de deuda) (%)\n\nρ       =   Rentabilidad sobre\naportes de capital (%)\n\nt       =   Tasa\nde impuesto sobre la renta (%)\n\ni        =   Tasa\nde interés (%)\n\ne       =   Edad\nde la planta (años)\n\nd       =   Plazo\nde la deuda (años)\n\nv       =   Vida\neconómica del proyecto (años)\n\nA continuación se definen los componentes de la fórmula del factor FC.\n\n1.5.1.     Apalancamiento\n(ψ)\n\nEl valor de apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación\nentre deuda y capital propio, la cual es parte de la fórmula del beta\napalancado que se define posteriormente.\n\nPara realizar el cálculo se utilizará un promedio\nde la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en\nla Autoridad Reguladora.\nEste valor se actualizará en cada fijación tarifaria.\n\n1.5.2.     Rentabilidad\nsobre aportes al capital (ρ)\n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes se determina mediante el\nmétodo denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido\ncomúnmente como CAPM (en inglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\nEl método CAPM se basa en considerar que los\ncambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a\néste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con\nel mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones\nespecíficas (riesgo específico).\n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio\npara cada industria, según la siguiente fórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nDonde:\n\nρ:         Rentabilidad sobre los aportes de\ncapital propio.\n\nPR:      Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa\nlibre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado. La tasa libre de riesgo\n(Kl) es la que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista. La tasa de rendimiento de mercado es la que corresponde\nal sector de actividad respectivo.\n\nRP:      Riesgo\npaís. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores\nespecíficos y comunes de un cierto país.\n\nβa:       Beta apalancada de la inversión. Es la\ncovarianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del\nmercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda.\n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\n\nDonde:\n\nβa     =   Beta apalancada\n\nβd     =   Beta desapalancada\n\nD/Kp\n=   Relación entre deuda y capital propio\n(estimada por medio del apalancamiento financiero).\n\nT =    Tasa de impuesto sobre la renta\n\nLos parámetros que se requieren para aplicar el método CAPM son los\nsiguientes: rentabilidad sobre los aportes de capital propio, beta\ndesapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación entre deuda y capital\npropio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de\nellos.\n\na. Prima por\nriesgo (PR): La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el\nDr. Aswath Damodaran, profesor de\nla Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente\ndirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.\nSe utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los\núltimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se\ncalcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá\na otra que sea pública y confiable.\n\nb. Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtendrá de la información\npublicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la\ndirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los\nvalores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el\nmomento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nc. Riesgo país: El riesgo país también se obtendrá de la información\npublicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet citada en el\npunto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles\ndentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el\nmomento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nd. Tasa de interés (i): Se utilizará el promedio mensual de los valores\nde los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa\nRica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\ne. Vida económica del proyecto (v): Para los efectos de este modelo, la\nvida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado\nen el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica\nes la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.\n\nf.  Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato: El plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo\ndel contrato de compra-venta de energía.\n\nLa duración del contrato\nde compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara\nla compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría\nasumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce,\nen la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico\nnacional y de creación del mercado eléctrico regional.\n\ng. Tasa de impuesto sobre la renta (t): La tasa de impuesto sobre la\nrenta se define con base en la legislación vigente.\n\nh. Edad de la planta (e): Dado que se trata de plantas nuevas, a esa\nvariable se le asigna el valor de cero.\n\n1.6.      Monto\nde la inversión unitaria (M)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para\nconstruir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.\n\nEl cálculo de este valor se efectuará a partir de\nlos datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades\ninstaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de tres fuentes de\ninformación:\n\na. Del documento\ntitulado \"Plan Indicativo Regional de Expansión de\nla Generación.\n Período 2011-2025. Diciembre 2010\", publicado por el\nConsejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación\nIndicativa Regional (GTPIR), la tabla \"Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos\nde inversión capitalizados y actualizados a enero 2010\".\n\nb. Los informes realizados por\nla Autoridad Reguladora\nsobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas\nhidroeléctricas privadas, en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\nc. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas\nhidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\nDe las dos fuentes de información mencionadas, se extraerán todos los datos\ndisponibles sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con\ncapacidades instaladas iguales o menores que 20 MW. Posteriormente, esos datos\nse someterán al siguiente tratamiento:\n\na. Se conformarán\ncinco grupos de plantas, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW\nde capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW á 8 MW,\nel de 8,1 MW á 12 MW, el de 12,1 MW á 16 MW, y el de 16,1 MW á 20 MW.\n\nb. Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas\nen cada uno de los grupos mencionados anteriormente.\n\nc. Se obtiene el promedio de los valores promedio de cada uno de los\ngrupos de plantas.\n\nd. Al valor antes citado se agrega el monto correspondiente al pago de\nintereses durante el período de gracia. Este se estima como el equivalente a\ndos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculado.\n\n1.7.      Definición\nde la banda tarifaria\n\nSe regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados\nal ICE, en el marco del capítulo I de\nla Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.\n\nLas principales consideraciones que se toman en\ncuenta al establecer un esquema de banda tarifaria son las siguientes:\n\n.   Se calcula la\ndesviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar\nel costo de inversión promedio.\n\n.   El límite superior se establece como el costo de producción promedio\nmás la desviación estándar. De esa forma se abre la opción de que entre los\noferentes a escoger por el ICE se encuentren algunos con costos diferentes al\npromedio. Esta opción se justifica, considerando que el objetivo principal de\nesta metodología es estimular inversiones en generación privada hídrica con\ncostos competitivos en relación con la generación térmica.\n\n.   Al determinarse una banda tarifaria, se reducen los riesgos de\neventuales estrategias de colusión por parte de los oferentes, que pudieran ser\ncontrarias al objetivo de contratar energía con precios que reflejen niveles\nrazonables de eficiencia.\n\n.   Al fijarse un límite inferior, se acota el margen de acción del\nICE para establecer el precio a contratar con los oferentes de energía\nhidroeléctrica. Esta restricción es conveniente, tomando en consideración el\nfuerte poder de mercado que tiene el ICE en las condiciones asociadas con la\ntarifa que se está proponiendo.\n\nDurante el proceso de diseño de la metodología que se propone en este\ninforme, se pudo observar que no existe un modelo estándar de generación\nhidroeléctrica con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW en Costa\nRica. A pesar de que los costos de equipamiento están bien establecidos y son\nestándar, la diversidad de condiciones geológicas, hidrológicas y topográficas\nincide en que los costos de infraestructura muestren diferencias sustanciales.\nEn consecuencia, se dificulta la opción de establecer una banda de precios con\nbase en niveles de eficiencia. Se optó entonces por definir esa banda con\ncriterio estadístico.\n\nEn particular, se propone definir la banda de\nprecios con base en la determinación de un valor máximo y uno mínimo de costo\nde inversión. Para ello, en primer lugar se calcula la desviación estándar\ncorrespondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión\npromedio. El límite superior de la banda de precios se define como el costo de\ninversión promedio más la desviación estándar. Y el límite inferior, como el\ncosto de inversión promedio menos la desviación estándar.\n\nLos valores de la banda tarifaria se revisarán al\nmenos una vez al año, de conformidad con lo que establece\nla Ley Nº 7593.\n\n1.8.      Estructura\nhorario-estacional\n\nLa tarifa tendrá una estructura monómica, de tal forma que solo se pagará\npor energía. La estructura horario-estacional es una diferenciación relativa\ndel precio de la energía, por horas de la semana y por estaciones hidrológicas.\nProcura representar los cambios cíclicos del valor de la energía en el sistema\neléctrico, debidos a la influencia estacional de la hidrología y al\ncomportamiento semanal de la curva de carga.\n\nLa estructura tarifaria horaria estacional que se\nutilizará es la siguiente:\n\n.   El período\nestacional alto (período alto) cubre los cinco meses comprendidos de enero a\nmayo, y el resto del año es la temporada o periodo bajo.\n\n.   Los períodos horarios se dividen en tres: punta, valle y noche. La\npunta está constituida por las cinco horas, separadas en dos bloques, de mayor\ndemanda de los cinco días laborales de la semana, de las 10:30 h a las 13:00 h\ny de las 17:30 h a las 20:00 h. El período nocturno abarca de las 20:00 h a las\n6:00 h del día siguiente, los siete días de la semana. El valle cubre las demás\nhoras, incluyendo de 6:00 h a 20:00 h los fines de semana, donde no hay punta.\n\nLos parámetros adimensionales que se aplicarán al nivel tarifario definido\nson los siguientes:\n\n \n\nEstos parámetros se actualizarán en cada fijación tarifaria, con base en\nlos informes del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) en los cuales se\ndefine un modelo de estructura horario-estacional en los precios de compra a\ngeneradores eléctricos.\n\n1.9       Moneda\nen que se expresará la tarifa\n\nLas tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y\nfacturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).\n\nLas condiciones en que se realicen los pagos se\ndefinirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y\ncon base en la normativa aplicable.\n\n1.10      Otras\nconsideraciones\n\nPara mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los\ngeneradores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas\nestablecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de\npresentar anualmente a la\n ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos\noperativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual) así como su debida justificación. De esta forma,\nla ARESEP podrá disponer de\nmejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas\nreales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los\nestados financieros auditados de la empresa.\n\n2.         APLICACIÓN\nFINAL DEL MODELO\n\nA continuación se detalla la aplicación del \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\" según\nla resolución RJD-152-2011 publicada en\nLa Gaceta Nº 168 del 1º de setiembre del\n2011.\n\nAntes de analizar los detalles de esta fijación\ntarifaria y los cálculos respectivos, es necesario indicar que estos difieren\nde los calculados y la tarifa sometida originalmente a audiencia pública,\ndebido precisamente a los cambios que aprobó\nla Junta Directiva en\nla metodología tarifaria.\n\nLa tarifa que se calculará tiene como norte,\nestablecer una banda tarifaria que permita incentivar nuevas inversiones en la\ngeneración de energía eléctrica mediante el uso del agua como insumo productivo\ny sustituir la generación térmica por sus altos costos y niveles de\ncontaminación y por otro lado, disminuir la posibilidad de colusión de los\nagentes económicos interesados, así como, proporcionar un marco de acción al\nICE como comprador para asignar un precio por la energía, siguiendo los\nprincipios de eficiencia asignativa y productiva.\n\nLa tarifa propuesta (rango tarifario) depende de las\nexpectativas de venta de electricidad, los costos de explotación, la\nrecuperación del capital (depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental.\nDe esta manera, el cálculo de las tarifas (límite superior e inferior) se\nobtienes de la siguiente manera:\n\n \n\nDonde:\n\nP      =   Tarifa\nde venta\n\nCE    =   Costos\nde explotación\n\nCFC  =   Costo\nfijo por capital, que es la inversión (M) multiplicado por el factor que las\ncondiciones de financiamiento (FC).\n\n             Así, CFC = M * FC\n\nfa      =   Factor\nambiental total o unitario\n\nE      =   Ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\n2.1.      Expectativas\nde venta (E)\n\nPara estimar la cantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas\naplicables se considera la siguiente ecuación:\n\n \n\nDonde:\n\nE      = Ventas anuales (cantidad de energía)\n\n8760 = Horas en un año (24*365)\n\nFp     = factor de planta\n\n2.2.      Factor\nde planta\n\nEl valor del factor de planta utilizado por este modelo se obtiene\nutilizando la información de las plantas hidroeléctricas bajo el marco legal de\nla Ley Nº 7200\nque la Autoridad\n Reguladora posee, es decir, plantas hidroeléctricas privadas\ncostarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW. Se utilizó la\ninformación de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas\ndel grupo que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año.\n\nPara obtener el valor del factor de planta se\ncalculó de la siguiente manera:\n\na.         Para\nlos últimos cinco años con información disponible, es decir, para el 2007,\n2008, 2009, 2010 y 2011, se estimó el promedio aritmético ponderado por\ncapacidad instalada de los valores de cada planta individual que cuente con 10\no más meses de producción en cada uno de esos años.\n\nb.         Una vez que se obtiene el promedio ponderado por capacidad\npara cada planta particular se obtiene el promedio anual ponderado por la\ncapacidad instalada de cada uno de los años mencionados anteriormente,\nobteniendo cinco datos, uno para cada año. En este caso, el factor de planta\ndel 2007 es 0,60, el del 2008 es de 0,63, el del 2009 es de 0,60, el del 2010\nes de 0,62 y para el 2011 es de 0,55.\n\nc.         El promedio ponderado por la capacidad anual de estos cinco\nvalores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. Con los datos\nanteriores, el promedio es de 0,60.\n\nEl anexo Nº 1 del informe técnico de\nla DEN con oficio 237-DEN-2012, muestra la\ninformación requerida para obtener el factor de planta, es decir, la cantidad\nde energía producida por planta y la capacidad instalada, la ponderación y el\nresultado para cada una de las plantas hidroeléctricas de generación privada\nbajo el marco de la Ley Nº\n7200. El cuadro siguiente muestra un resumen de los resultados.\n\n \n\n2.3.      Costos\nde explotación\n\nComo costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para\nmantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, sin\nincluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las\nutilidades o a las ganancias.\n\nEl costo de explotación se calculó de la siguiente\nmanera:\n\na.           La\nmuestra utilizada para obtener los costos de explotación se deriva del Informe\nde Costos del Sistema de Generación del 2010 final, específicamente los costos\nde operación y mantenimiento de las plantas hidroeléctricas del ICE y las\nfijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado\nla Autoridad Reguladora\nen los últimos años con diferentes capacidades instaladas; como lo son\nla Central\n Hidroeléctrica Sigifredo Solís (Et-161-2010, folios 620 y\n627), El Ángel (ET-169-2010, folios 857-858 y hojas de trabajo) y Vara Blanca\n(ET-185-2010, folios 327 y 328).\n\nLos costos de operación y\nmantenimiento de\nla Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís  S. A.,se calculan con datos del expediente\nET-161-2010 y el resultado es de $131,01 por kW. Este monto se obtiene de\nrestarle a los costos y gastos (folio 620), los gastos por depreciación y\ngastos financieros (folio 627), el monto resultante se dolariza (con el tipo de\ncambio promedio del 2011) para que sea comparable a los demás datos de la\nmuestra y se divide entre la capacidad de la planta que es de 26 MW (folio\n625). Para el caso de la planta hidroeléctrica El Ángel S. A., según el\nexpediente ET-169-2010 y el monto que se obtiene de costos de explotación es de\n$104,19 por kW, que es el resultado de restarle a los costos y gastos (folio\n858) los gastos financieros, los de depreciación y los impuestos y esto dividirlo\npor la capacidad instalada de la planta que es de 3,85 MW (folio 880). El\nestudio tarifario de Central Hidroeléctrica Vara Blanca S. A.,el cual se\ntramitó en el expediente ET-185-2010, sus costos de explotación son de $111,76\npor kW (los costos de operación se obtienen en los folios 327-328 y el de\ncapacidad instalada del folio 3).\n\nb.  La muestra se actualizó con el Índice de Precios al Productor\nIndustrial (IPPI), ya que es el índice que mejor se adapta al tipo de costo que\nse está tratando. Como la muestra de costos de operación y mantenimiento del\nICE es a diciembre del 2010, estos datos se actualizan con la variación entre\nel índice de enero 2012 y el de diciembre 2010, que da como resultado una\nvariación de 7,86%. Los datos de las fijaciones hechas por ARESEP son datos del\n2011, razón por la cual la variación es entre enero 2012 y el promedio anual\ndel 2011, que da como resultado un variación de 2,22%.\n\nc.  Luego se generó una curva de dispersión con la información de\ncapacidad de las plantas y de costo de explotación y se hace un ejercicio de\nregresión exponencial (como se indica en\nla RJD-152-2011) para estimar la función que mejor\naproxima la función. En este caso, con la información disponible, la ecuación\nque se obtiene es:\n\n \n\ndonde \"y\" son los costos de explotación que\ndependen de \"x\" que es la capacidad instalada.\n\nd.  Para la\nfunción anterior se utilizó el valor de una planta de 10 MW de capacidad, que\nes el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de\nla Ley Nº 7200. El monto por\ncosto de explotación es de $216,08 por kW, que es el monto que se utilizó para\nobtener la tarifa.\n\nEl anexo 2 y 3 del informe técnico de\nla DEN con oficio 237-DEN-2012, contiene la muestra\nutilizada para generar la ecuación y el gráfico con la curva de tendencia.\n\nEs importante señalar que la regresión que se\ndebería de utilizar es la que mejor se ajuste a la curva según la información\ndisponible, que en este caso es la potencial, la cual tiene un R2 de 72,56%\ncontra un R2 de 59,32% de la regresión exponencial. Con la ecuación de la\nregresión potencial el costo de explotación sería de $174,85 en lugar de los\n$216,08 que da como resultado utilizar la regresión exponencial, en la banda\ntarifaria esto se refleja en una variación de entre un once y un seis por\nciento más. A pesar de esto se utiliza la regresión exponencial pues así se\nindica en la resolución RJD-152-2011.\n\n2.4.      Costo\nfijo por capital (CFC)\n\nEl costo fijo por capital (CFC) refleja el monto de inversión y las\ncondiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de\ncapital, de las condiciones de financiamiento, de la edad de la planta y su\nvida útil, entre otros. Se determinó mediante la siguiente ecuación:\n\n \n\nDonde:\n\nCFC       =        Costo fijo por capital\n\nM           =        Monto total de la inversión unitaria\n\nFC         =        Factor que refleja las condiciones de la inversión\n\nEl factor FC se calcula mediante la ecuación que\npermite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la\nvida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión\ny obtener una rentabilidad razonable. La ecuación es la siguiente:\n\nEn donde:\n\nψ           =                                             Apalancamiento\n(relación de deuda)      (%)\n\nρ            =                                             Rentabilidad\nsobre aportes de capital    (%)\n\nt =          Tasa\nde impuesto sobre la renta (%)\n\ni =          Tasa\nde interés (%)\n\ne            =        Edad de la planta (años)\n\nd            =        Plazo de la deuda (años)\n\nv            =        Vida económica del proyecto (años)\n\n2.5.      Apalancamiento (ψ)\n\nEl apalancamiento es el porcentaje de la inversión que\nva a ser financiada con deuda. Para obtener este dato\nla Autoridad Reguladora\ncalculó el promedio de financiamiento con deuda de los proyectos eléctricos\npara los que contenga información.\n\nEn este caso, la\ninformación disponible es la de los oferentes de la licitación pública Nº\n2006LI-000043-PROV promovida por el ICE, los cuales son cinco: Consorcio Hidrotárcoles\n(P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los\nNegro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H.\nChucás). Además, la información contenida en los estudios tarifarios sobre el\napalancamiento, de las últimas fijaciones a generadores privados,\nespecíficamente para la P.H.\n El Ángel  S. A.,con un\napalancamiento del 65% según datos encontrados en el folio 855 del ET-169-2010\ny para P.H. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010.\n\nEl siguiente cuadro\nmuestra los valores específicos para cada proyecto:\n\n \n\n2.6.      Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes se determinó mediante el\nmétodo denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido\ncomúnmente como CAPM (en inglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio\npara cada industria, según la siguiente fórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nDonde:\n\nρ:         Rentabilidad sobre los\naportes de capital propio.\n\nKL:       Tasa libre de riesgo. Es la que 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 tasa libre de\nriesgo y la tasa de rendimiento del mercado.\n\nRP:       Riesgo país. Es el riesgo de una inversión\neconómica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país.\n\nβa:        Beta apalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un\nactivo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\"\ncuando parte de la inversión se financia con deuda.\n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\n\nDonde:\n\nβa              =          Beta apalancada\n\nβd              =          Beta desapalancada\n\nD/Kp         =          relación\nentre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento\nfinanciero).\n\nt                =          Tasa de impuesto sobre la renta\n\n \n\nA continuación se define el valor y la fuente de donde se obtiene cada uno\nde los parámetros que se calculan para obtener el CAPM:\n\na.  Tasa libre de\nriesgo. Se obtiene como el promedio aritmético de los últimos 60 meses de la\ntasa de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a 20 años,\nla cual está disponible en la página de internet de\nla Reserva Federal de\nlos Estados Unidos, en la siguiente dirección:\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. Se calcula de\nesta manera debido a que en la\n RJD-152-2011 no se define la forma de hacerlo y así es como\nse utiliza actualmente en todas las metodologías aplicadas por\nla Dirección de\nServicios de Energía que utilizan el modelo de CAPM. Si esta fuente dejara de\nestar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nLa tasa libre de riesgo de\nlos últimos 60 meses, es la de febrero 2007 a enero 2012, el promedio de estos valores\nes de 4,17. En el anexo Nº 4 del informe técnico de\nla DEN, oficio 237-DEN-2012, se\ndetalla cada uno de los valores mensuales.\n\nb.  Beta desapalancada. Se utilizó el promedio aritmético de los\nvalores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente\ninformación, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. El valor de\nla beta desapalancada (βd)\nse obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de\nla Universidad\nde Nueva York (EUA), en la dirección\nhttp://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html\n(diferente a la dirección señalada en\nla RJD-152-2011 debido a que no tiene la información\nque corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible,\nse recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nNo es posible utilizar un\npromedio de los últimos doce meses debido a que la fuente de información no\ntiene datos mensuales ya que sólo calcula un beta anual. Por esta razón, el\nbeta desapalancado se obtiene como el promedio aritmético de los betas\ndesapalancados del servicio de electricidad en los Estados Unidos de América\ndel sector, central, este y oeste para enero del 2012. El valor obtenido es de\n0,48. Ver anexo Nº 5 en el informe técnico con oficio 237-DEN-2012.\n\nc.  Prima por riesgo (PR). Se utilizó el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de\nlos últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la\nfijación tarifaria. La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Si esta fuente dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nLos últimos doce meses\ndisponibles a la fecha de la fijación son de febrero del 2011 a enero del 2012, con\nlos cuales el promedio aritmético es de 5,87. Ver anexo Nº 6 del oficio\n237-DEN-2012, informe técnico DEN.\n\nEl periodo a tomar en\ncuenta según la metodología es de doce meses, lo cual es un periodo muy corto\npara calcular la prima por riesgo. En varios documentos se señala la\nimportancia de considerar un horizonte de tiempo amplio de prima por riesgo\npara no utilizar tasas que contengan sesgos, esto se menciona en los oficios\n499-DEN-2000, 837-DEN-2000 y lo indica la fuente primaria de la información de\nprima por riesgo, es decir, Aswath Damodaran. A pesar de esto se utilizó el\nperiodo de referencia señalado (12 meses) pues así lo indica la resolución\nRJD-152-2011.\n\nd.  Riesgo país. Se utilizó el promedio aritmético de los valores\ndisponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente\ninformación, al momento del cálculo de la fijación tarifaria. El riesgo país se\nobtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de internet: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n(diferente a la dirección señalada en\nla RJD-152-2011 debido a que no tiene la información\nque corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible,\nse recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\nAl igual que con el beta\napalancado, no es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido\na que la fuente de información no tiene datos mensuales ya que sólo se calcula\nel riesgo país para periodos anuales.\n\nEl valor del riesgo país\nutilizado es de 3%, el cual es específicamente para Costa Rica. Ver anexo Nº 7\ndel informe técnico con oficio número 237-DEN-2012.\n\ne.  Tasa de impuesto sobre la renta (t). La tasa de impuesto sobre la\nrenta se define con base en la legislación vigente.\n\nLa tasa de impuesto sobre\nla renta vigente es de 30% según la\n Ley del Impuesto sobre\nla Renta, Ley Nº 7092.\n\nCon esta información el\ncosto de capital resulta ser de 15,42%, según el siguiente detalle:\n\n \n\n2.7.        Tasa\nde interés (i).\n\nSe utiliza el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses\nde la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al\nsector industrial en dólares, de los bancos privados. Se obtiene de la\ndirección: http://www.bccr.fi.cr/flat/bccr_flat.htm.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta\nmeses, es decir de febrero del 2007\n a enero del 2012 de la tasa de interés mencionada\nanteriormente es de 9,40%. Ver anexo Nº 8 en el oficio 237-DEN-2012.\n\n2.8.        Vida\neconómica del proyecto (v).\n\nSegún lo establecido en la\n RJD-152-2011, para los efectos del modelo, la vida económica\ndel proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el\nmodelo para definir la tarifa.\n\n2.9.        Plazo\nde la deuda (d) y plazo del contrato.\n\nSegún lo establece la resolución RJD-152-2011, el plazo de la deuda es de\n20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del\ncontrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por\nla Ley Nº 7200.\n\n2.10.      Edad\nde la planta (e).\n\nDado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor\nde cero.\n\n2.11.      Monto\nde la inversión unitaria (M).\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para\nconstruir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.\n\nEl cálculo de este valor se efectúa a partir de los\ndatos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades\ninstaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de tres fuentes de\ninformación:\n\na.           Del\ndocumento titulado \"Plan Indicativo Regional de Expansión de\nla Generación.\n Período 2011-2025. Diciembre 2010\", publicado por el\nConsejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación\nIndicativa Regional (GTPIR), la tabla \"Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de\ninversión capitalizados y actualizados a enero 2010\", página 39. De esta\nfuente se obtienen 21 proyectos de capacidad igual o menor a 20 MW y con\ninformación de costos de inversión disponible. Estos son proyectos que incluyen\nla capitalización durante el periodo de construcción.\n\nb.           Los informes realizados por\nla Autoridad Reguladora\nsobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas\nhidroeléctricas privadas, en el marco de\nla Ley Nº 7200. Durante los últimos años, las\nfijaciones individuales solicitadas que sirven para ser utilizadas en esta\nmuestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2011). Para\nestos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea\ncomparables con los datos del GTPIR.\n\nPara El Ángel se consideró\nuna inversión total de $10 324 715 según consta en el folio 882 del\nET-169-2010, con una capacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por\nla ARESEP a Vara Blanca fue de\n$ 7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de\n2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta\nrazón se estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor\npromedio de inversión calculado (se utilizó la tasa de interés que se obtiene\nde calcular el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de\nla tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector\nindustrial en dólares, de los bancos privados).\n\nc.           Información auditada sobre costos de inversión de nuevas\nplantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de\nla Ley Nº 7200. Esta\ninformación actualmente no se tiene disponible.\n\nDe la muestra obtenida con la información disponible de las fuentes\nanteriores, se realizó lo siguiente:\n\na.           La\nmuestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco grupos, cada uno\nde los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es,\nel grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW á 8 MW, el de 8,1 MW á 12 MW, el de 12,1\nMW á 16 MW, y el de 16,1 MW á 20 MW.\n\nb.           El costo de inversión para cada uno de los proyectos\nincluidos en la muestra se actualiza con el Índice de Precios al Productor\nIndustrial para Generación de Energía Eléctrica (PCU221110221110)(*), se utiliza\neste índice para ser consistentes con la metodología aprobada mediante la\nresolución RJD-163-2011, debido a que la metodología para plantas\nhidroeléctricas (RJD-152-2011) no especifica el índice a utilizar en la\nactualización. Los datos de la\n GTPIR son de enero del 2010, por esta razón, se calcula la\nvariación del índice de enero del 2010 a enero del 2012 y el resultado es de\nmenos 11,35%, mientras que los proyectos de las fijaciones realizadas por\nla Autoridad Reguladora\nson datos del 2011, razón por la cual se actualizan con la variación entre el\níndice de enero del 2012 y el promedio anual del 2011, que da como resultado\nuna variación de menos 11,03%.\n\n (*)\n (Nota de Sinalevi: Mediante el por tanto 3° de la resolución RJD\n 002-2013 del 18 de febrero del 2013, se revoca parcialmente la presente\n norma únicamente en\n cuanto a la utilización del índice PCU221110221110, para la\n actualización del costo de inversión y en cuanto a los datos\n utilizados para calcular la desviación estándar con el fin de\n establecer la banda tarifaria)\n\nSe obtiene el costo de\ninversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos. El\nprimer grupo tiene tres proyectos que en promedio tienen un costo de inversión\nde $2 361 por kW, el segundo grupo también contiene tres proyectos y el\npromedio de estos proyectos es de $1 979 por kW, el tercer grupo tiene nueve\nproyectos y el promedio $2 495 por kW, el cuarto grupo contiene tres proyectos\ny el promedio es de $2 269 kW y el quinto grupo tiene cinco proyectos con un\npromedio de $3 239 por kW.\n\nc.           Posteriormente, se obtiene el promedio aritmético de los\nvalores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es $2 469 por\nkW.\n\nd.           Por las características de la muestra, los intereses\ndurante el periodo de gracia se incluyen previamente a los proyectos que no los\nincluían.\n\nEn el anexo Nº 9 del informe técnico con número de oficio 237-DEN-2012 se\nobserva la muestra y los valores de inversión utilizados.\n\n2.12.      Factor\nambiental\n\nActualmente es factor ambiental es igual a cero. Según la resolución\nRJD-152-2011, este factor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la\nmetodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo\nmonto. La aprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos\nestablecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia\npública).\n\n2.13.      Definición\nde la banda\n\nPara establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\na.           Se\ncalculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados\npara estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado $1 041.\n\nb.           El límite superior se establece como el costo de inversión\npromedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $2 469 + $1 041 = $3\n510 por kW.\n\nc.           El límite inferior se establece como el costo de inversión\npromedio actualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en\notras palabras, $2 469 - $1 041 = $1 427 por kW\n\nSegún la RJD-152-2011,\nen ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden\nser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores\nque el límite inferior de esa banda.\n\n2.14.      Cálculo\nde la tarifa\n\nEl cálculo de la tarifa se obtiene de la siguiente manera:\n\n \n\nDonde:\n\np               =          Tarifa\nde venta\n\nCE            =          Costos\nde explotación\n\nCFC          =          Costo\nfijo por capital, que es la inversión\n\n                            (M) multiplicado por\nel factor que las condiciones de financiamiento (FC).\n\n                            Así, CFC = M * FC\n\nfa              =          Factor\nambiental total o unitario\n\nE               =          Ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\nUna vez que todas las variables de la fórmula para obtener la tarifa han\nsido calculadas, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa y el resultado\nes el siguiente:\n\n \n\n2.15.      Estructura\nhorario-estacional\n\nLa estructura tarifaria horaria estacional que se utilizó es la aprobada en\nla RJD-152-2011\nque indica lo siguiente:\n\n. El período\nestacional alto (período alto) cubre los cinco meses comprendidos de enero a\nmayo, y el resto del año es la temporada o periodo bajo.\n\n. Los períodos horarios se dividen en tres: punta, valle y noche. La\npunta está constituida por las cinco horas, separadas en dos bloques, de mayor\ndemanda de los cinco días laborales de la semana, de las 10:30 h a las 13:00 h\ny de las 17:30 h a las 20:00 h. El período nocturno abarca de las 20:00 h a las\n6:00 h del día siguiente, los siete días de la semana. El valle cubre las demás\nhoras, incluyendo de 6:00 h a 20:00 h los fines de semana, donde no hay punta.\n\nLos parámetros adimensionales que se aplicarán al nivel tarifario definido\nson los siguientes:\n\nSegún los parámetros adimensionales anteriores y las bandas tarifarias\ncalculadas, la estructura tarifaria a aprobar para el promedio y la banda\n($/kWh) es de:\n\n \n\n2.16.      Moneda\nen que se expresará la tarifa\n\nSegún lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de\nla metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los\nEstados Unidos de América (US$ o $).\n\nLas condiciones en que se realicen los pagos se\ndefinirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y\ncon base en la normativa aplicable.\n\n2.17.      Ajuste\nde los valores de la banda tarifaria\n\nLos valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de\nconformidad con lo que establece la\n Ley Nº 7593.\n\n2.18.      Obligación de presentar\ninformación\n\nLos generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las\ntarifas establecidas mediante esta fijación tarifaria, están en la obligación\nde presentar anualmente a la\n ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos\noperativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual) así como su debida justificación. Para estos efectos se deberá\npresentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la\nempresa.\n\n2.19.      Aplicación\nde metodología\n\nLa metodología aprobada mediante la resolución RJD-152-2011 establece que\nla aplicación es para plantas nuevas de generación privada para la venta al ICE\nque operen bajo el marco del capítulo primero de\nla Ley Nº 7200 que generen\nelectricidad con fuentes hidroeléctricas, una vez que sea publicada en el\nDiario Oficial La Gaceta.\n\nII.-Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en\nel Resultando VI de esta resolución y de conformidad con lo analizado por\nla Dirección de\nServicios de Energía, se indica lo siguiente:\n\nSe resumen algunos de los argumentos más recurrentes y que eventualmente\npodrían afectar más significativamente la tarifa. Sobre cada uno de ellos se\nexpone la posición de la\n ARESEP.\n\nEsta sección se basa en el análisis que se efectuó\ncuando fue sometida a audiencia pública la respectiva metodología\n(OT-029-2011). En nuestro caso, no es posible diferenciar cuando los argumentos\nexpuestos por los opositores a la metodología o a su respectiva aplicación. Sin\nembargo, se debe de tomar en cuenta que una vez definida la metodología por\nparte de la Junta\n Directiva, los argumentos expuestos pierden vigencia.\n\n\"(.)\n\n1.1.  Principales argumentos expuestos.\n\n       Las oposiciones versan sobre una\nconsiderable cantidad de temas específicos.\n\n       3.1.1 Esquema tarifario: ¿Tarifas\ntope, banda o tarifa única? Varias de las oposiciones expresadas en audiencia\nobjetaron el esquema de tarifas tope, y en particular el uso de una tarifa\nasociada con costos promedio para establecer ese tope.\n\n       El análisis de\nla ARESEP posterior a la\naudiencia coincide con la mayoría de los argumentos en contra de establecer una\ntarifa tope con base en costos promedio. Ese esquema tiene el inconveniente de\nque se deja sin posibilidad de participar como oferente de energía para el ICE\na los generadores privados con costos superiores al promedio que se llegue a\nestimar. Al respecto, hay que considerar, en primer lugar, que el promedio que\nse estimó en la propuesta remitida a audiencia no se corresponde con un nivel\neficiencia determinado, pues se trata simplemente de un promedio estadístico de\ndatos de costos disponibles. En segundo lugar, hay que tomar en cuenta que en\nel segmento industrial de generación de energía hidroeléctrica con potencias\niguales o menores que 20 MW, no existe un estándar de producción eficiente. A\npesar de que el equipo empleado en esa industria está muy estandarizado, la\ndiversidad de condiciones geológicas, topográficas e hidrológicas de los\nposibles sitios de proyecto implican la existencia de un rango amplio de costos\nde infraestructura. En tercer lugar, conviene tener presente que el objetivo\ndel esquema tarifario que se propone es reducir al mínimo el uso de generación\ntérmica, siempre y cuando la sustitución se realice con fuentes renovables y\ncostos significativamente menores.\n\n       Considerando los tres aspectos antes\nmencionados, se concluye que puede haber plantas con costos superiores al\npromedio que sin embargo producen con niveles de eficiencia muy superiores a\nlos de la generación térmica y con menor impacto ambiental negativo. Por esa\nrazón, el esquema tarifario debería establecer un límite superior por encima de\nlos costos promedio, dentro de un rango razonable para estimular la eficiencia\nen el segmento de generación hidroeléctrica privada transable en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\n       Por otra parte, el esquema de tarifa tope\ntiene el inconveniente de que no establece un límite inferior para el precio de\nla energía a comprar por el ICE. Ello provocaría que el ICE, en su condición de\noperador monopsónico, tendría un margen inconvenientemente amplio para fijar\nprecios por debajo del costo de muchos operadores que pueden ser considerados\neficientes.\n\n       De conformidad con lo expuesto\nanteriormente, se optó por parte de\nla Junta Directiva\naprobar un esquema de banda tarifaria. Dado que se carece de información\ndetallada sobre niveles de eficiencia en el segmento industrial de interés, se\nha empleado un criterio estadístico para definir la banda (en función del promedio\ny la desviación estándar de los costos de inversión).\n\n       Por otra parte, en algunas oposiciones se\nsolicitó establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la\nenergía a comprar por el ICE en el marco de\nla Ley Nº 7200. Al respecto, conviene tener presente\nque si se estableciera una tarifa única con un valor igual al límite superior\nde la banda tarifaria propuesta en este informe, el ICE quedaría sin ninguna\ndiscrecionalidad para dar preferencia a los oferentes que cotizaran menores\ntarifas. Por el contrario, se vería obligado a otorgar la misma tarifa a todos\nlos oferentes, y a adjudicar los contratos con base en criterios distintos al\nprecio ofrecido. Este eventual esquema entrañaría una desmotivación a la\neficiencia técnica y económica en la operación de las empresas hidroeléctricas\ndispuestas a vender su energía en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\n       3.1.2 Reconocimiento de la\nrentabilidad del capital: Aunque el método CAPM (Capital Assets Pricing\nModel, por sus siglas en inglés) presenta algunas desventajas y problemas\nprácticos de aplicación, es utilizable para las condiciones del segmento\ncostarricense de generación privada de energía hidroeléctrica, porque este\nopera en condiciones de mercado y está compuesto por un número significativo de\noperadores que no tienen restricciones para la movilidad de su capital. Para\nindustrias con condiciones como las mencionadas, el CAPM es un método adecuado\npara reconocer el rendimiento del capital. Entre sus ventajas, están que\npermite considerar las particularidades de un sector (como el eléctrico), es\nmás transparente que otras alternativas, permite tomar promedios de largo plazo\nde variables relevantes para evitar una gran volatilidad en los resultados, y\nadmite ajustes en razón del grado de apalancamiento o riesgo de cada sector.\n\n       En el caso concreto del valor del\nparámetro beta que forma parte del método CAPM, se acoge la recomendación\nexpresada en varias oposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la\ninformación proporcionada y publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran,\nprofesor de la Universidad\nde Nueva York, USA., la cual brinda información actualizada. En su defecto, se\nutilizaría una fuente alterna, pública y confiable.\n\n       3.1.3 El financiamiento: Las\ncondiciones del financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el\nplazo de amortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo\ndel contrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las\npublicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; iii) el apalancamiento\nfinanciero se estimará con base en los datos disponibles sobre proyectos\nhidroeléctricos privados que posee la\n ARESEP; y iv) otras variables que se utilizan para aplicar el\nmétodo CAPM se tomarán del sitio de Internet del profesor Aswath Damodaran.\n\n       3.1.4 La periodicidad de los contratos\ny de la tarifa: La propuesta original que se llevó a audiencia pública\ncontenía dos alternativas en cuanto al plazo de la tarifa: una con una única\ntarifa durante los 20 años del contrato; y otra segmentando el plazo en dos\nsub-plazos de 13 y 7 años, respectivamente. Esta última alternativa fue\nconsiderada en algunas oposiciones como causante de mayor incertidumbre, lo que\npodría implicar a su vez mayores costos y, potencialmente, no hacer bancables\nalgunos proyectos. Por esta razón, en la metodología aprobada se accedió a\ndejar solo la alternativa de una tarifa única durante todo el plazo del\ncontrato.\n\n       En la tarifa se reconoce un plazo\ncontractual de 20 años (máximo permitido por la legislación), aunque los proyectos\ntienen una vida útil que puede duplicar este plazo. Aunque se reconoce que esta\nrestricción crea incertidumbre al inversionista, al no poder estar seguro de\nque se le recontratará por un segundo periodo, es impuesta por el marco legal\nvigente. En todo caso, un contrato por 20 años es muy favorable para cualquier\ninversionista que opere en la industria de venta de energía hidroeléctrica.\nAdemás, se considera que la probabilidad de una nueva contratación después de\nexpirado el plazo del 20 años es alta, si se toma en cuenta la inminente\nintegración del mercado eléctrico centroamericano, la tendencia al incremento\nen el precio de los hidrocarburos y el crecimiento de la demanda nacional de\nelectricidad.\n\n       3.1.5 El factor ambiental:\nLa ARESEP está de acuerdo con\nestablecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos. La\nlegislación lo permite y es recomendable desde el punto de vista técnico. Sin\nembargo, para este reconocimiento es necesario formular una metodología\nconcreta, bien fundamentada, que deberá someterse al trámite previsto en la\nlegislación (audiencia pública).\n\n       3.1.6 La actualización de la tarifa:\nLos valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de\nconformidad con lo que establece la\n Ley Nº 7593. Todos los valores que determinan la tarifa se\nactualizarán en cada fijación tarifaria.\n\n       3.1.7 La inversión: Se han\nplanteado varias alternativas sobre el monto de la inversión a reconocer en\neste modelo tarifario. Algunas de las propuestas de los opositores solicitan\nreconocer información derivada de una base de datos de plantas de los Estados\nUnidos de América (EUA). Aunque esta base de datos contiene una gran cantidad\nde plantas, lo que en principio es atractivo desde el punto de vista\nestadístico y económico, la información contenida presenta varias dudas acerca\nde si el nivel de inversión promedio en EUA es representativo del que\ncorresponde a Costa Rica. Adicionalmente, hay que señalar que si se desea\nutilizar esta base de datos para establecer el costo de la inversión, también\nse debe utilizar para establecer el costo de explotación, para ser consistentes\nen su aplicación. Lamentablemente, los actores que participaron en la audiencia\nno brindaron información comparativa que permita revisar estos valores con mejores\nelementos de juicio, para garantizar consistencia en el modelo planteado.\n\n       Se optó por seleccionar una muestra de\ndatos de costos de inversión de plantas centroamericanas, provenientes de un\nestudio elaborado por un organismo regional: el Consejo de Electrificación de\nAmérica Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).\nEl informe del que provienen los datos de inversión tiene el siguiente título:\n\"Plan Indicativo Regional de Expansión de\nla Generación.\n Período 2011-2025\",\ny está fechado en diciembre del 2010.\n A los datos de esa fuente se agregaron los datos de\ncostos de inversión de plantas costarricenses provenientes de estudios\ntarifarios de la ARESEP. Se\nconsidera que estas fuentes de información son más adecuadas que la que\ncontiene los datos de inversión en EUA, porque se trata de proyectos\nhidroeléctricos con condiciones físicas y económicas de la región\ncentroamericana.\n\n       El costo de inversión unitario es en\nrealidad un promedio de los valores promedio correspondientes a cada uno de los\ncinco rangos de 4 MW comprendidos por debajo del límite superior del 20 MW que\nestablece la Ley Nº\n7200. Así se trata de dar igual representatividad en el promedio a los valores\nde la muestra asociados con cada rango de potencia. Como se puede notar, se\nestá estimando un valor promedio de todos los datos disponibles. Por tanto no\nse trata del valor de la inversión correspondiente a una planta de 10 MW, como\nse indicó en algunas oposiciones. Hay que agregar que, al valor de costo de\ninversión promedio, se le incluye la capitalización de dos años de intereses\ndel período de gracia. Además, hay que considerar que el modelo CAPM incorpora\nuna \"beta\" apalancada, que refleja el riesgo asociado al financiamiento.\n\n       3.1.8 Los costos de explotación:\nDe las fuentes disponibles, se ha considerado que la mejor es la\ncorrespondiente a los costos de las plantas del ICE, por tratarse de una\ncantidad medianamente significativa de plantas, ser estas nacionales y contarse\ncon información periódica sobre las mismas. Asimismo, deben hacerse los ajustes\ncorrespondientes en la información presentada para tener en cuenta el tipo de\ncostos en que se incurre y el tamaño de las plantas.\n\n       Tomando en cuenta lo expresado en algunas\noposiciones, se revisó la estimación del costo de explotación utilizando el\nprocedimiento antes indicado.\n\n       En este caso\nla Dirección de\nservicios de Energía aplicó estrictamente lo aprobado por\nla Junta Directiva de\nla ARESEP al\naprobar la respectiva metodología.\n\n       3.1.9 El pago de impuesto a los\ndividendos: Es criterio del ente regulador que dentro de la estructura de\ncostos de los servicios públicos solo se deben considerar aquellos impuestos\npropios de la actividad productiva empresarial correspondientes a la entidad\neconómica ejecutante y no los que deben pagar los accionistas por sus\nutilidades, los cuales deben ser asumidos por los inversionistas y no por los\nusuarios del servicio público. Como ocurre en todos los negocios, el impuesto\nsobre los dividendos debe ser cubierto por los beneficiarios de los mismos. No\ncorresponde al ente regulador decidir sobre el destino de tales réditos.\n\n       3.1.10 Vigencia de la resolución\nRJD-009-2010 (plantas existentes): La metodología que se aprobó para\ndefinir las tarifas de plantas existentes (Resolución RJD-0009-2010) se\naplicará solo a aquellas que ya han tenido un contrato con el ICE. La\nmetodología que ahora se propone es para plantas nuevas; por lo que no procede\ndesde el punto de vista jurídico que la metodología propuesta derogue la\nanterior.\n\n       3.1.11 Objetividad de la metodología:\nEn algunas oposiciones se expresó que el hecho de que el ICE haya contribuido\nal diseño de la metodología propuesta genera problemas de objetividad en su\nformulación. Al respecto, hay que precisar que la metodología que ha propuesto\nla Autoridad Reguladora\nse basa en varias fuentes de información, y fue propuesta, en su versión\noriginal, por funcionarios de\nla ARESEP. Posteriormente\nse ha enriquecido con el aporte de diferentes actores, en cuenta algunos de los\noperadores, no es una propuesta del ICE. Aunque éste contribuyó con valiosos\ninsumos; lo mismo se puede afirmar de otros actores.\n\n       Justamente, el proceso de audiencia\npública que se ha realizado, es para que todos los posibles interesados en el\nproceso externen su opinión técnica y su oposición, si eventualmente\nconsideraran que la propuesta adolece de problemas conceptuales o\nmetodológicos, o de sesgos a favor de una de las partes.\n\n       3.1.12 Promoción de la inversión\nprivada en generación hidroeléctrica: El modelo propuesto en este informe\nestá diseñado para estimular la inversión privada en generación hidroeléctrica,\norientada a aprovechar las oportunidades abiertas por el Capítulo I de\nla Ley Nº 7200. Dos de los\nprincipales elementos del modelo que permitirían el logro de ese objetivo, son\nlos siguientes: a) establecer un esquema de bandas tarifarias, mediante el cual\nse ofrece un margen considerable para que firmas con costos diferentes al\npromedio tengan posibilidades de vender energía al ICE; y b) abrir la\nposibilidad de incluir en la tarifa un componente ambiental, cuyo diseño será\nsometido a audiencia en su oportunidad. Otras mejoras con respecto a la\nformulación del modelo remitido a audiencia pública que permiten establecer\ntarifas más atractivas para los generadores privados, son las siguientes: a)\nreconocer, en el costo de inversión, los intereses correspondientes a dos años\ndel período de gracia cuando corresponda; y b) utilizar para la aplicación de\nla metodología CAPM los valores obtenidos de una fuente de información\ninternacionalmente reconocida, verificable y actualizable periódicamente.\n\n       3.1.13 Potestad de\nla ARESEP para fijar cualquier\nmodalidad de tarifa: Respecto de la potestad de\nla ARESEP para establecer\ncualquier tipo de metodología tarifaria, ya se ha pronunciado\nla Procuraduría General\nde la República,\nen varias ocasiones, por ejemplo en sus Dictámenes: C-348-2001, del 17 de\ndiciembre del 2001, y C-003-2002, del 7 de enero del 2002, así:\n\n       [...] conforme el artículo 3 de\nla Ley de\nla Autoridad Reguladora,\nel principio que rige la fijación de tarifas es el de servicio al costo.\nDispone dicho artículo en su inciso b) sobre el servicio al costo:\n\n       '... Principio que determina la forma de\nfijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se\ncontemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que\npermitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la\nactividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31'.\n\n       Y agrega que [...] 'Este último artículo\n[se refiere al artículo 31 de la\n Ley Nº 7593] obliga a\nla ARESEP a tomar en cuenta las estructuras\nproductivas modelo para cada servicio según el desarrollo del conocimiento, la\ntecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el\ntamaño de la empresa. Asimismo, señala como elemento para la fijación los\ncriterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía\ny eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo. Al mismo\ntiempo, se obliga a la Autoridad\na que sus tarifas respeten el equilibrio financiero de las entidades\nprestatarias. [...]'\n\n       En el cumplimiento de este principio [se\nrefiere al principio de servicio al costo],\nla Entidad Reguladora\npuede establecer diversas metodologías [la metodología -dice\nla Procuraduría General\nde la República\nen su Dictamen C-348-2001, del 17 de diciembre del 2001- es el conjunto de\noperaciones ordenadas, dirigidas a un resultado determinado, en este caso la\nfijación de las tarifas correspondientes al servicio público de que se trate],\nque serán válidas en tanto se funden en los costos necesarios del prestatario\ndel servicio. Señalamos, al efecto, que más allá del respeto de los principios\nque rigen la fijación tarifaria, la escogencia\nde la metodología más adecuada constituye un problema de carácter técnico.\nCarácter que también tiene la labor tendiente a determinar si la metodología\nseleccionada respeta el citado principio. (El original no está subrayado).\n\n       'Cabría ampliar lo anterior para sostener\nque en la escogencia y aplicación de cualquier metodología, el Ente Regulador\ndebe sujetarse a la Ley\ny a los criterios técnicos, que en todo caso pueden ser un elemento para\ndeterminar la regularidad de su actuación, conforme se deriva del artículo 16\nde la Ley General\nde la\n Administración Pública[']. (El original no está subrayado).\n\n       De lo anterior puede concluirse, que\nla ARESEP tiene amplias\npotestades para establecer y utilizar las metodologías que considere\nconvenientes, en tanto se respete el principio de servicio al costo, no se\natente contra el equilibrio financiero de los prestadores de los servicios\npúblicos, sujetos a las regulaciones de\nla Ley Nº 7593 y, sean conformes con lo estipulado\nen el artículo 16 de la citada Ley General. Esas potestades incluyen la\nfijación de tarifas puntuales o bandas tarifarias. Téngase en cuenta que una\nbanda tarifaria no es otra cosa que una secuencia posible de tarifas\nautorizadas. Se debe tener presente que es frecuente la fijación de tarifas\nmediante bandas por parte de los entes reguladores de servicios públicos en\ntodo el mundo.\n\n       Por último, conviene citar la reciente\nResolución 000506-F-S1-2010 -dictada por\nla Sala primera de nuestra Corte Suprema de\nJusticia, a las 9:45 horas del 30 de abril del 2010-, en lo que interesa:\n\n       [...]\n\n       CONSIDERANDO\n\n       [...]\n\n       III. [...]\nLuego, pese a alegar infringidos los principios de legalidad, razonabilidad,\nproporcionalidad y seguridad jurídica, no indica cómo se produce, sino que se\nlimita a señalar que el sistema de bandas configura una delegación de\npotestades. Para esta Sala, es claro, según el precepto 5 de\nla Ley Nº 7593 de\nla ARESEP, entre sus\ncompetencias se encuentra la de fijar precios y tarifas de los servicios\npúblicos [...] De ahí, para este Órgano Colegiado, la accionada, sin exceder\nsus potestades en la resolución RRG-9233-2008, cuya nulidad se pretende en este\nproceso, creó un sistema de bandas para la determinación del precio de los\ncombustibles en puerto y aeropuertos [...] De conformidad con las\nestipulaciones del numeral 31 ibídem,\nla ARESEP puede habilitar o crear modelos de cálculo\nde precios para servicios regulados, pudiendo tomar en cuenta variables\nexternas a los prestadores [...] Así, en la especie la demandada [se refiere a\nla ARESEP] no delegó su\ncompetencia a RECOPE, sino que estableció la fórmula que técnicamente estimó\nresulta más adecuada e idónea para regular el mercado específico [...]\nConsecuentemente, lo único que hace\nla Refinadora [se refiere a RECOPE S. A.] es\naplicarla [...], pero es la\n ARESEP quien continúa determinando la tarifa para ese\nmercado, mediante la metodología dispuesta. [...] V. De acuerdo con lo\nexpuesto, no se han dado las ilegalidades que invoca la casacionista, por lo\ncual, deberá rechazarse el recurso.\n\n1.2.  A continuación se presenta un resumen de los\nprincipales argumentos de las oposiciones y coadyuvancias admitidos en su\nmomento para la metodología tarifaria sobre generación hidroeléctrica y que\npueden tener incidencia en la definición del nivel tarifario.\n\n1.2.1.  Asociación Costarricense de Grandes\nConsumidores de Energía, ACOGRACE, representada por Carlos Roldán Villalobos,\ncédula 4-138-436, folios 87-95 del ET-028-2011:\n\n          Los modelos propuestos\nefectivamente fijan un tope en las tarifas de generación hidroeléctrica y\neólica para proyectos nuevos, pero se basan en datos de inversión y costos de\noperación de tasas de referencia efectivamente, el problema es que no tenemos\ncerteza de que esas plantas que está usando\nla ARESEP para definir esos\ntopes hayan sido proyectos hidroeléctricos o eólicos que hayan sido\ndesarrollados de una manera eficiente. Y el problema de esto es que se usa como\nreferencia plantas que fueron ineficientes a la hora de hacer su ejecución.\n\n          Se coincide con lo expresado en el\ntexto citado, en cuanto a que no hay certeza de que los valores promedio de\ninversión y explotación que se estimaron correspondan a procesos productivos\neficientes. La opción planteada en este informe, de establecer una banda\ntarifaria alrededor del promedio de inversión, permite superar esta incertidumbre,\ndentro de límites razonables. En relación con este tema, véase el punto 3.1.1\nde esta sección.\n\n         \nLa ARESEP debe iniciar la fiscalización\nfinanciera de los proyectos de generación eléctrica privada, solicitando y\nrevisando los estados financieros correspondientes para que se reflejen, para\nrevisar si se están reflejando las inversiones reales y que los modelos\npropuestos de inversión. Y deberían de considerar datos de inversión y de\noperación regionales, ajustados a la situación nacional.\n\n          Se coincide con lo expresado en el\ntexto citado, en cuanto a la importancia de contar con información financiera\nde las operaciones de generación privada en el marco de\nla Ley Nº 7200, como insumo\npara la fijación adecuada de tarifas. En la actualidad, se cuenta con poca\ninformación de ese tipo. En este informe se propone que los operadores se\nseleccionen para venderle energía al ICE, deban presentar a\nla ARESEP informes financieros\nperiódicos sobre sus operaciones.\n\n1.2.2.  Jorge Arturo Alfaro Vargas, cédula 2-306-651:\n\n          La objeción es con respecto al\nconcepto de tarifa tope, ya que se está en una condición donde se está haciendo\nun análisis muy detallado, muy a costo real, donde no es posible disminuir ese\nprecio que se está usando en el modelo y que el usar un concepto de tarifa tope\npone en desventaja al inversionista en ese concepto.\n\n          Se está de acuerdo con lo expresado en\nel texto anterior. Véase al respecto lo expresado en el punto 3.1.1 de esta\nsección.\n\n1.2.3.  Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273, folios\n97-102 del ET-028-2011:\n\n          Porque el modelo no incentiva, o sea,\nse plantea que hay que incentivar y el modelo desincentiva. Se plantea que hay\nque hacer un esfuerzo en esa incentivación y no se ve ningún esfuerzo\nplanteado.\n\n          Sobre este tema, véase lo expresado en\nlos puntos 3.1.1, 3.1.5 y 3.1.12 de esta sección.\n\n          Porque el modelo en primer término\nplantea tarifas tope, es decir, ese es el máximo que se le va a fijar. Se\nplantean tarifas tope, con información que casi no se tenía, mucha información\nque viene precisamente del único comprador que es el ICE, lo que puede generar\nun conflicto de intereses, porque al final es el único que va a comprar y los\ngeneradores lo que saben que ese es el máximo al que van a aspirar.\n\n          Desde el punto de vista del contenido\ndel acto también hay un problema y es que en principio el contenido, dice la\nley, tiene que ser también lícito, o sea, no se trata solo de que\nmatemáticamente o económicamente suene bien. El contenido también tiene que ser\nlícito. Y cuando vamos a analizar si el contenido es lícito lo que hay que\nestablece el ordenamiento jurídico, siendo un derecho fundamental del ambiente.\nResulta que además la Ley\nde la Autoridad\n Reguladora en el artículo 31, que se refiere precisamente a\nlas tarifas, establece que se tiene que considerar a la hora de fijar las\ntarifas las sostenibilidad ambiental, entonces tenemos que en\nla Constitución,\nen la Ley e\nincluso en el mismo informe que se menciona un factor ambiental, está\nestableció a todo rango que tiene que haber una parámetro ambiental, que ese es\nparte del contenido lícito de ese acto. Sin embargo, en el modelo no hay ningún\nfactor ambiental. Omisión que puede ser incluso una inconstitucionalidad por\nomisión, porque lo tiene\nla Constitución, lo tiene\nla Ley y está en el propio informe\ninicial.\n\n          Sobre lo planteado en el texto transcrito a propósito de\nlos inconvenientes de establecer un esquema de tarifa tope basada en costos\npromedio, véase lo expresado en el punto 3.1.1. En relación con la necesidad de\nincluir un componente ambiental en la tarifa, véase el punto 3.1.5.\n\n          Tenemos que distinguir jurídicamente\ntambién la diferencia que existe entre una concesión de obra pública y un\nservicio público. Porque en una concesión de obra pública, hay un activo, pero\nese activo es propiedad del Estado y es antes, durante y después. Pero cuando\nestamos en un caso como este, que tenemos una planta de generación eléctrica y\nes propiedad de X sociedad, eso está enmarcado por el derecho de propiedad\nprivada y no se le puede dar el mismo trato, que es lo que sucede en algunos\ncasos exactamente el mismo trato que si fuera una concesión donde el Estado le\ndio el bien.\n\n          Eso es muy peligroso porque puede ser\nuna violación también constitucional del derecho de propiedad privada, ¿Por\nqué? Porque uno de los elementos del derecho de propiedad privada, que es\nfundamental en cualquier país democrático, es el valor económico que tiene la\npropiedad privada. Si yo dejo a una propiedad supuestamente privada sin el\nvalor económico que tiene la estoy desnaturalizando y me estoy convirtiendo en\nun país totalitario donde a todos los bienes yo no les asigno ningún valor ni\nles doy ningún tipo de importancia.\n\n          Se coincide con lo expresado en esta\nposición, en cuanto a que las condiciones contractuales propias de la venta de\nelectricidad al ICE en el marco de la\n Ley Nº 7200 son distintas a las de los contratos de concesión\nde servicio público. Dentro de la metodología se está incluyendo la\nactualización de todas las variables en cada fijación tarifaria, incluido el\nrubro de inversión, lo que permite es que se actualice el valor del proyecto en\ncada fijación tarifaria.\n\n1.2.4.  P.H. Don Pedro S. A. y P.H. Río Volcán  S. A. Representada por José Antonio Benavídez\nSancho, cédula 1-0478-0037, folios 113-172 del ET -028-2011:\n\n         \nLa ARESEP está llamando a audiencia tarifaria para\ndeterminar las \"tarifas tope de referencia\" y lo hace con una metodología\n(CAPM) que minimiza el cálculo de rentabilidad del inversionista considerando\nel principio de servicio al costo. Pretende\nla ARESEP que con esa señal\nlos generadores privados compitan en un marco legal que no está diseñado para\nesos fines, ofreciendo precios distintos y menores al tope, contradiciendo\nampliamente varios preceptos fundamentales de\nla Ley Nº 7593.\n\n          Con el paso del esquema de tarifa tope\nbasada en costos promedio a uno de banda tarifaria alrededor de estos, y con el\ncambio en los valores de varios parámetros de la metodología CAPM, se amplían\nlas posibilidades de incentivar la inversión privada orientada a vender energía\nal ICE en el marco de la Ley Nº\n7200. Véase al respecto los puntos 3.1.1, 3.1.2 y 3.1.5 de esta sección.\n\n          El CAPM utilizado por ARESEP, lo que\nimplica es una rentabilidad mínima que exigirían los inversionistas\npotenciales, pero en concreto el método propuesto debería considerar al menos\nla existencia de una prima por el riesgo adicional asociado al pequeño tamaño\nde las inversiones, y de una prima por el riesgo adicional asociado a otros\nfactores, como la poca o nula liquidez que tienen dichas inversiones al no\nestar cotizadas en los mercados de valores eficientes. Por las razones\nanteriormente expuestas, se solicita a\nla ARESEP que no establezca una tarifa tope de\nreferencia, sino que, como lo indica\nla Ley Nº 7593, fije una tarifa para la compra y\nventa de energía entre los generadores privados y el ICE al amparo del I\ncapítulo de la Ley Nº\n7200, misma que debe considerar las fuentes de riesgo asociadas al tamaño y a\nlas características de la inversión.\n\n          Con la metodología de CAPM se\nconsideran los principales elementos de riesgo asociados a la actividad para la\nque se requiere fijar tarifa. De todas maneras, con el establecimiento de una\nbanda tarifaria se ofrece un margen para dar cabida a proyectos que enfrenten\nsituaciones particulares. Véase lo indicado en los puntos 3.1.1, 3.1.2 y 3.1.5\nde esta sección.\n\n          En cuanto a los inconvenientes de\nestablecer una tarifa única para fijar el precio de energía a comprar por el\nICE en el marco de la Ley Nº\n7200, véase el último párrafo del punto 3.1.1 de esta sección.\n\n          No parece haber evidencia, dentro del\nmodelo de la ARESEP,\nsobre la inclusión de una variable que represente el criterio de sostenibilidad\nambiental, indicado en la Ley Nº\n7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente de\neste tema. En cuanto a la conveniencia de incluir en la tarifa un componente\nambiental,\n\n          Véase el punto 3.1.5 de esta sección.\n\n          No está clara la forma en que este\nmodelo pretende \"atraer\" inversión para el desarrollo de electricidad con\nrecursos renovables y participación del capital privado, pues el documento de\nARESEP no explica como el modelo logra dicho objetivo.\n\n          En el punto 3.1.12 de esta sección se explica sobre los\nprincipales aspectos del modelo tarifario propuesto en este informe que tienden\na estimular la inversión privada para la generación de energía hidroeléctrica,\nen el marco de lo que establece la\n Ley Nº 7200.\n\n          Es inadmisible que el modelo y los\nparámetros de cálculo hayan sido elaborados por funcionarios del ICE, quien es\nuna de las partes en la relación de compra venta de energía del capítulo 1 de\nla Ley Nº 7200. No parece\nequilibrada esta posición, especialmente cuando no hay evidencia de que,\ndurante el proceso de formulación del modelo, se haya tomado en cuenta la\nopinión de los generadores privados o de ACOPE.\n\n          Sobre lo expresado en el texto citado en el párrafo\nanterior, véase el punto 3.1.11 de esta sección.\n\n          Es necesario resolver la situación del\nexpediente tarifario ET-135-2008, su resultado, la resolución RJD-009-2010\npublicada en La Gaceta Nº\n109 del 7 de junio del 2010, siendo ésta\nla Metodología de\nfijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que\nfirmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE. Además no\ntiene sentido la permanencia de una metodología para generadores privados\nexistentes cuando el trámite actual de los expedientes ET-028-2011 y\nOT-029-2011.\n\n          En relación con el tema planteado en el texto del párrafo\nanterior, véase el punto 3.1.10 de esta sección.\n\n          Sobre el modelo presentado, no\nincluye: el impuesto del 15% sobre dividendos que establece\nla Ley del Impuesto sobre\nla Renta en su artículo 18,\ninciso \"a\" (Ley Nº 7092). Debe considerarse dicho impuesto dentro de la carga\nimpositiva, lo cual se refleja usando una tasa impositiva global de 40,5%, que\nconjuga el impuesto de la renta y el impuesto a la distribución de dividendos.\n\n          En lo que respecta al impuesto del 15% sobre los\ndividendos, al igual que sucede con todos los negocios, estos impuestos deben\nser cubiertos por los beneficiarios de dichos dividendos. El destino de los\nexcedentes o réditos tarifarios (pago de dividendos, impuestos, etc.) no son\ntemas que deben ser tratados por el ente regulador.\n\n          Como la tarifa se establece en dólares\nestadounidenses, se debe aclarar que debe ser convertible al tipo de cambio de\nventa correspondiente.\n\n          En este informe se establece que las condiciones en que se\nrealicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes\nestablezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.\n\n          En relación con el ajuste de la\ntarifa, se debe establecer que el valor al que se contrató la venta de energía,\ndebe regir para toda la vigencia del contrato, ajustándose periódicamente por\nvariables de inflación interna y externa, así como por la devaluación del\ncolón. Dicho ajuste debe realizarse al menos anualmente, o con la frecuencia\nque se requiera si el nivel de los indicadores de la fórmula de ajuste muestran\nun comportamiento que lo justifique.\n\n          En lo que respecta a la actualización de las variables que\ndefinen la tarifa, véase el punto 3.1.6 de esta sección.\n\n          Para los costos de inversión, se\npropuso utilizar una base de datos de los EEUU, conformada por 1634 datos que\ncorresponden a plantas hidráulicas iguales o menores del 20 MW, hidroeléctricas\na filo de agua o con embalse para estos tamaños. La actualización de los costos\nde inversión a valor presente se efectuó utilizando el índice de precios al\nproductor industrial de los Estados Unidos (IPPI-EEUU), para el año 2011\n(febrero). El resultado que se obtiene para el costo de inversión es $3 396/kW.\nCabe señalar que el valor podría estar subestimado, ya que no considera los\ncostos locales de internamiento (impuesto de ventas), que para el caso de\nplantas EEUU representan costos locales.\n\n          Sobre lo expresado en el párrafo anterior, véase el punto\n3.1.7 de esta sección.\n\n          Es necesario revisar a futuro la\ninformación sobre plazos, tasas y condiciones del financiamiento bancario\nutilizados en el cálculo de la tarifa.\n\n          Respecto a las condiciones financieras incluidas en el\nmodelo propuesto, se procedió a solicitar información a los entes financieros\nde tal manera que ésta sea precisa y corresponda con las condiciones actuales\npara proyectos de este tipo. Además, para atender éste punto, la metodología\nconsidera una \"beta\" apalancada, que incorpora implícitamente el riesgo\nderivado del financiamiento del proyecto.\n\n          El modelo CAPM con el cual se calcula\nla rentabilidad, debe ser ajustado de tal manera que permita reflejar la\nrealidad del sector de generación eléctrica privada en CR. Ante esto, lo que se\npropone es incluir en la fórmula una variable adicional que se denomina Riesgo\nEmpresa, y que considera que la liquidez de las acciones de una empresa de\ngeneración de menos del 20 MW es significativamente menor que la liquidez de\nuna canasta de acciones de empresas de energía como el mismo tamaño y\ndiversificación de las de EEUU pero ubicadas en CR. De igual forma con este\nvalor también se puede considerar riesgo geológico, hidrológico, ambiental y de\nconstrucción, con lo cual la fórmula quedaría: Ke = Kl + βa *(Km-Kl) + RP + Remp,\ndonde se propone utilizar un β = 0,48 según base de datos compilada por el Dr. Aswath Damodaran\n(http://pages.stern.nyu.edu/-adamodar/), una tasa impositiva de 40,5% para\nreflejar el efecto del impuesto a la distribución de dividendos y un Riesgo\nempresa (Remp) de 3% que es 2 veces la desviación normal de la rentabilidad de\nun proyecto hidroeléctrico, financiado 100% con capital, según proyecto\nhidroeléctrico Cubujuquí del 2008 de Coopelesca, R.L. y el P.H. San Joaquín de\nCoopesantos, R.L. para un costo de capital de 13,41% para un contrato de 13 y\n20 años y 9,46% para un contrato renovado de 7 años.\n\n          Ante las limitaciones del mercado de\nvalores costarricense, lo que se cita como riesgo empresa es recogido por el\nriesgo país (que es la diferencia entre el mercado interno y el mercado de los\nEstados Unidos de América). Además, se debe considerar que en general los\nmercados regulados tienen un riesgo menor que los mercados competitivos.\n\n          En cuanto a la definición del\nparámetro β, se está de acuerdo con\nla fuente que se propone, u otra similar que sea pública y confiable. Véase el\npunto 3.1.2 de este informe.\n\n          Sobre los otros temas, ya\nla Junta Directiva\nestableció la metodología y fuentes de información respectivas.\n\n          En relación con el reconocimiento del\nimpuesto a los dividendos, refiérase el punto 3.1.9.\n\n          Respecto al ajuste de la tarifa, se\npropuso que sea sólo sobre los costos de explotación, siendo esto inadecuado\ndebido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que\ncorresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que sumarles el\nperiodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la totalidad de la\ntarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y la\ndevaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar el parámetro del\nÍndice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente el Bureau of\nLabor Statistcs de los Estados Unidos de América, para el resto de los\ncomponentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de cambio del\ncolón costarricense frente al dólar, tal y como se muestra: P1 =\nPi-1*((0,6*(IPPi/IPPi-1)+0,4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))).\n\n          En relación con lo prolongado de los\ncontratos y los costos que conlleva el periodo constructivo, se considera\nconveniente incorporar los gastos financieros incurridos durante el período de\ngracia, como parte integral del costo de la inversión cuando corresponda.\nRespecto a la actualización de los diferentes costos, véase lo expresado en el\npunto 3.1.6.\n\n1.2.5.  Oposiciones presentadas por: Asociación\nCostarricense de Productores de Energía (ACOPE), representada por Mario\nAlvarado Mora, cédula 4-129-640, folios 367-406 del ET-028-2011; Empresa\nEléctrica Matamoros  S. A., representada\npor Juan Carlos Madrigal Matamoros, cédula 1-0771-0693, folios 251-283 del\nET-028-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, representada por José Jonathan Zúñiga\nPrado, cédula 1-890-593, folios 195-237 del ET-028-2011; e Inversiones\nLa Manguera S. A.,\nrepresentada por Mauricio López Cedeño, cédula 1-869-512, folios 330-365 del\nET-028-2011.\n\n          El concepto de tarifa tope, no tiene\nasidero legal ni técnico y por lo menos en el análisis que se hizo solo\npromovería una competencia de precios en contra de la rentabilidad de los\ninversionistas.\n\n          Es una competencia que además no tiene\nun marco legal, pues la 7200 ni ninguna otra Ley que conocemos está diseñada\npara este fin, para eso se está discutiendo precisamente la comisión especial\nde electricidad de la\n Asamblea Legislativa, el proyecto de Ley General de\nElectricidad que va a establecer ese tipo de competencias. Pero los marcos\nactuales no la contienen y además contradice el concepto de tarifa tope algunos\nprincipios de la Ley Nº\n7593. Exige al inversionista una rentabilidad menor que la establecida por una\nmetodología como el CAPM, promoviendo un negocio potencialmente ruinoso y en\ncontra del equilibrio financiero de la empresa, tema establecido en\nla Ley Nº 7593.\n\n          En este informe se sustituye el\nesquema de tarifa tope por uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto\n3.1.1 de este informe. En relación con la aplicación de la metodología CAPM,\nvéase el punto 3.1.2. En cuanto al marco legal que permite al ICE establecer\ncontratos para compras de electricidad en el marco de\nla Ley Nº 7200, con base en un\nesquema de banda tarifaria definido por\nla ARESEP, véase el punto 3.1.13 de este informe.\n\n          No hay evidencia en el modelo del\ncriterio de sostenibilidad ambiental que se establece en\nla Ley Nº 7593, hay elementos\nimportantes que deberían considerarse para valorar este criterio, costo de\noportunidad y externalidad de las fuentes térmicas y el costo de oportunidad me\nrefiero a que si no se instalan plantas térmicas y el país ocupa plantas\nrenovables. Se tendría que hacer instalación de plantas térmicas, con la\ndiferencia de costos, con la diferencia en cuanto a emisiones, con la\ndiferencia en cuanto salida de divisas, con la diferencia en cuanto a los\nproblemas de imagen de un país.\n\n          En cuanto a la conveniencia de incluir\nen la tarifa un componente ambiental, véase el punto 3.1.5 de esta sección.\n\n         \nLa ARESEP también cita la posibilidad de que estas\ntarifas que se decidan a través de este proceso se apliquen a generadores\nprivados que venden a otros agentes autorizados, pero realmente no conocemos que\nhayan otros agentes autorizados o bajo qué normativa jurídica podría hacerse\neso porque la única posibilidad que conocemos es\nla Ley Nº 7200 para los\ngeneradores privados. Si pudiera ilustrarnos\nla Autoridad Reguladora\nen este tema realmente podríamos valorar ese asunto porque no consta en el\nexpediente cuáles son esas otras opciones.\n\n          Respecto a este punto, al presente\nfijación tarifaria será aplicable solo a aquellas plantas hidroeléctrica nuevas\nque vendan energía eléctrica sólo al ICE, ya que su marco de acción quedó\ndefinido en la metodología aprobada por\nla Junta Directiva\n(resolución RJD-0152-2011).\n\n          Los modelos y los parámetros de\ncálculo, según indica el mismo expediente de esta audiencia pública fueron\nhechos por el ICE que es el comprador, lo que evidencia el conflicto de\ninterés.\n\n          Sobre el tema abordado en el párrafo\nanterior, véase lo expuesto en el punto 3.1.11 de esta sección.\n\n          El 7 de mayo del 2010, según la\nresolución RJD-009-2010, publicada el 7 de junio del 2010, establece una\nmetodología para fijar tarifas a los generadores existentes. El trámite\ntarifario actual contempla el caso de una tarifa para la recontratación y\nademás el trámite que estamos discutiendo ahora hace diferencia en casos\nhidroeléctricos y casos eólicos, lo cual es digamos un elemento adicional a\ndiferencia de lo que se estableció en la anterior resolución de\nla Junta Directiva y\nconsideramos muy prudente para evitar confusiones, para evitar contradicciones\ny para evitar errores solicitarle a\nla ARESEP la derogatoria y archivo de esta\nresolución publicada el 7 de junio del 2010.\n\n          Los modelos tarifarios que se\ndiscutieron en la audiencia pública del 6 de abril del 2011 solamente son\naplicables a plantas hidroeléctricas nuevas.\n\n          Sobre este tema, véase lo expresado en\nel punto 3.1.10 de esta sección.\n\n          El modelo no incluye el impuesto del\n15% a los dividendos que establece la\n Ley del Impuesto sobre\nla Renta en su artículo 18, inciso a. Lo cual\nrefleja usando una tasa impositiva global de 40,5%, que conjuga el impuesto de\nla renta y el impuesto a la distribución de dividendos.\n\n          Sobre lo expresado en el párrafo\nanterior, véase el punto 3.1.9 de esta sección.\n\n          La tarifa de venta de energía debe\nregir por toda la vigencia del contrato, esto es algo muy importante porque de\nlo contrario no vamos a tener ninguna posibilidad de lograr financiamientos\nbancarios y los ajustes deben ser periódicos por las variables de inflación\ninterna y externa y así como por devaluación, porque realmente la parte\nfinanciera también es variable. Las tasas son variables, es muy difícil\nencontrar tasas fijas a nivel del sector financiero, entonces se propone una\nfórmula que se anexa en el estudio que hemos entregado en documentación aquí a\nla entrada de esta audiencia para que sea valorada por\nla Autoridad Reguladora.\n\n          Sobre la duración de los contratos,\nvéase lo expresado en el punto 3.1.4 de esta sección. Y sobre el tema del\nfinanciamiento, véanse los puntos 3.1.2 y 3.1.3.\n\n          Para el costo de inversión para\nplantas hidroeléctricas, la\n ARESEP básicamente descarta una base de datos importante y la\ndescarta porque la actualización de sus datos alcanza un valor de 4 500 dólares\npor kilovatio instalado y lo considera muy alto. ACOPE actualizó la base de\ndatos, pero no toda la base, tomando los proyectos que realmente competen a\nesta fijación tarifaria que son plantas menores a 20 Megavatios a filo de agua\no con embalses para esos tamaños con el promedio ponderado usando el índice del\nProductor Industrial de los Estados Unidos, que es el que recomienda\nla ARESEP y da como resultado\nun valor de 3.396 dólares por kilovatio instalado.\n\n          Sobre lo expresado en el párrafo\nanterior a propósito de la estimación de los costos de inversión, véase el\npunto 3.1.7 de esta sección.\n\n          En el caso de costos de explotación\npara plantas hidroeléctricas a los datos aportados por\nla ARESEP le hemos sumado los\ndatos que se incluyeron en el expediente tarifario 135-2008, que son de\nnuestros asociados. Se incluyen también los costos administrativos que fueron\nomitidos por la ARESEP\ny son muy importantes, pues no solo es operación y mantenimiento, si no la\nadministración de esa operación y mantenimiento. Y se actualizan con el índice\nadecuado y se calcula la nueva curva de ajuste. Para seleccionar el valor del\ntamaño promedio de la planta se consideran potencias de plantas básicamente que\nestán en ese grupo, pero que son iguales o menores a 20 Megavatios y con el\ndato promedio de estas potencias de obtiene el costo de explotación, que es de\n146 dólares por kilovatio por año.\n\n          En el rubro de costos de explotación,\nestán incluidos los costos administrativos, de operación y mantenimiento, los\ncuales fueron tomados de una muestra representativa de plantas, actualizada a\nvalor presente.\n\n          Sobre este tema véase además lo\nexpresado en el punto 3.1.8 de esta sección.\n\n          En el tema de rentabilidad (CAPM),\nhaciendo un análisis del proceso para el caso de Costa Rica, según información\naportada no solo por asociados de ACOPE, si no académicos del Tecnológico,\ntenemos un efecto de ajustar este proceso al caso costarricense y los valores\nque da, están explicados en el documento. Primero están dentro del rango del 15\ny 18 y del 27 y 96 el valor de los señores académicos del Tecnológico y los que\nnosotros calculamos para los casos específicos en contratos nuevos, son 15, 81\ny 9.45 para el tema de la rentabilidad del costo de capital del inversionista.\n\n          En la propuesta que se presenta en\neste informe se modificaron varios de los parámetros utilizados para aplicar la\nmetodología de CAPM según la metodología aprobada por\nla Junta Directiva.\nVéase al respecto el punto 3.1.2 de este informe.\n\n          Respecto al ajuste de la tarifa, se\npropuso que sea sólo sobre los costos de explotación, siendo esto inadecuado\ndebido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que\ncorresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que sumarles el\nperiodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la totalidad de la\ntarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y la\ndevaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar el parámetro del\nÍndice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente el Bureau of\nlabor Statistics de los Estados Unidos de América, para el resto de los\ncomponentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de cambio del\ncolón costarricense frente al dólar, tal y como se muestra: P1 =\nPi-1*((0,6*(IPPi/IPPi-1)+0,4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1)))\n\n          En relación con el tema del período\nconstructivo, se indica que en la propuesta de este informe se está incluyendo,\ncomo parte del costo de la obra, la capitalización de dos años de gracia cuando\ncorresponda. Respecto a la actualización de los diferentes costos, véase el\npunto 3.1.6 de este informe.\n\n1.2.6.  Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994,\n407-540 de ET-028-2011:\n\n          La tarifa establecida por\nla ARESEP no da una\nrentabilidad adecuada para la actividad que se realiza. El modelo tarifario de\nla ARESEP es metodológicamente\ncorrecto, pero la información aplicada al mismo es incorrecta y las señales que\nestá dando la ARESEP\nal mercado no incentivan para nada la participación de la empresa privada.\n\n          En el punto 3.1.12 de esta sección se\nexplica sobre los principales aspectos del modelo tarifario propuesto en este\ninforme que tienden a estimular la inversión privada para la generación de\nenergía hidroeléctrica, en el marco de\nla Ley Nº 7200.\n\n          Sobre la estructura tarifaria, la\nestacionalidad concentra demasiado los ingresos en 5 meses del año, lo cual\ndigamos financieramente a veces no es lógico para los que tienen cargas\nfinancieras. Ya que se observa que el 66% de los ingresos se generan en 5 meses\ndel año, mientras que los restantes 7 meses sólo ingresa el 34%, lo cual crea\nun desbalance importante para cubrir el gasto corriente de una empresa\nendeudada.\n\n          La estructura tarifaria está diseñada\npara que se generen todos los recursos financieros que el proyecto requiere. La\ngestión de los fondos a lo largo del año se encuentra en el ámbito de la\ngestión administrativa por parte del inversionista.\n\n          En cuanto a la producción real de una\ncentral, vemos que el método utilizado por ARESEP es muy simplista, inclusive\nhacen sus cálculos a la hora de hacer la aplicación con una eficiencia de 0,91,\nme imagino que es una tecnología muy nueva y nosotros hicimos un análisis operativo\nreal de una planta, o sea, introduciendo la parte de los factores hidrológicos,\nlas eficiencias de los equipos reales a sus diferentes niveles de operación y\nnos arroja que en vez de ser un 14,35 Gigavatios por año en el caso de una\nplanta del 2,5 daría como a 14,7 Gigavatios y aunque la variación pareciera\npositiva el valor en la fórmula está en el índice inferior, lo cual reduce otra\nvez la tarifa.\n\n          La determinación del factor de planta\n(Fp) se efectúa a partir del promedio de los valores de factores de planta de\nvarios años, correspondientes a plantas hidroeléctricas privadas nacionales con\ncapacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, que hayan estado generando\ndurante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más meses). Se\ntrata, por tanto, de una estimación basada en una cantidad grande de datos\nreales de plantas similares a las que pueden vender energía al ICE en el marco\ndel Capítulo 1 de la Ley Nº\n7200.\n\n          No es comprensible cómo la\nrentabilidad de una inversión debe bajar al vencerse el plazo del contrato, ya\nque lo que incentiva en un ambiente real de inversión es a vender esas plantas\ny buscar nuevas inversiones que generen más rentabilidad. Esta diferenciación\nviola los principios de igualdad de trato en un mercado abierto, y al único que\nbeneficiaría sería al intermediario (ICE) que reduciría sus costos de compras\nde energía y no necesariamente lo trasladaría a sus consumidores (por lo menos\na la fecha no lo ha hecho con las plantas que renovaron contratos bajo los\ntérminos de la Ley Nº\n7200).\n\n          En relación con el tema tratado en el\npárrafo anterior, véase el punto 3.1.4 de esta sección.\n\n          En el caso de la inversión y plazo del\ncontrato, se debe aclarar si el financiamiento es el inicial al suscribir el\nfinanciamiento o la forma en que debe aplicarse. En la parte impositiva, solo\nse prevé la aplicación de los impuestos de renta y no se están contemplando los\nimpuestos a los dividendos. La legislación existente aplica una tasa impositiva\ndel 15% a las utilidades que se reparten entre los socios de las empresas.\n\n          En relación con el tema del\nreconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto 3.1.9 de esta\nsección.\n\n          La tasa de interés aplicada a la\ninversión debe ser la efectiva, es decir, que incluya los costos de\nformalización y comisiones, a menos que los mismos sean incluidos como parte de\nlos costos de la inversión total.\n\n          La tasa de interés se estimó con la\ntasa que calcula periódicamente el Banco Central de Costa Rica para préstamos\nen dólares al sector industrial. Sobre este tema, véase el punto 3.1.3.\n\n          En el cálculo de la rentabilidad del\ncosto, el ARESEP plantea utilizar un beta un poco desactualizado y, o sea, un\napalancamiento medio de proyectos que no necesariamente es la realidad para\ncada uno de los proyectos.\n\n          En este informe se acoge la\nrecomendación expresada en varias oposiciones y aprobado en la metodología, en\nel sentido de utilizar como fuente la información proporcionada y publicada en\nInternet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de\nla Universidad de Nueva York.\nVéase al respecto el punto 3.1.2.\n\n1.2.7.  José Daniel Lara Aguilar, cédula 1-1326-0817:\n\n          El problema comienza que a pesar de\nque ARESEP pretende estimular la inversión al utilizar términos de referencia\nque brinda el ICE siendo el único comprador no logra reflejar las actividades\nde los costos de la energía ni los mercados de inversión y, bueno, eso ya se ha\nmencionado anteriormente, pero lo que sucede es que al fallar en esta tarea\nhace que el modelo, si bien matemáticamente correcto, carezca de aplicabilidad\nreal y vamos a tocar muy claramente el concepto de ganancia razonable que choca\ncon el concepto de una tarifa tope sea puesto en marcha, pues que una tarifa\ninferior de resultado de una ganancia no razonable. Entonces si decimos que es\nuna tarifa tope para una ganancia razonable, pues una tarifa inferior sería una\nganancia no razonable.\n\n          En este informe se propone un esquema\nde banda tarifaria, no una tarifa tope. Véase el punto 3.1.1 de esta sección.\n\n          El valor del parámetro \"beta\" del\nmodelo CAPM utilizado en el presente informe, dice que son basados en los\ninformes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000, que no son sencillos de encontrar, puesto\nque son del año 2000, pero después de un esfuerzo casi que de biblioteca,\nencontrándolos aquí en la\n ARESEP, veamos un par de detalles y de frases que están en\nlos mismos informes. Lo primero que podemos ver que aquí se estableced que\ndesde el año 2000 esas limitaciones que don Álvaro menciona son conocidas.\n\n          Estamos en el 2011, no se ha resuelto\ncon certeza el conocimiento de los Betas para los réditos de capital. Eso hace\npensar mucho de si esas ganancias razonables que pretenden estos informes se\npueden lograr con información que no se ha tratado de actualizar y veamos aquí\nlo primero y es que las fuentes, dice muy claramente y lo voy a leer, \"las\nlimitaciones se originan en el caso de las Betas, debido a que el consultar en\nInternet la probable fuente de información se debe indicar que debe digitarse\nun número de tarjeta de crédito para continuar con la consulta\". Eso quiere\ndecir que entonces los procedimientos para la elaboración tarifaria están\nbasados en información gratuita de Internet y que no se han hecho ni las\ninversiones necesarias para adquirirlas de fuentes que sean un poco más serias\no un poco más confiables.\n\n          En relación con el valor de la beta se\nacoge la recomendación expresada en varias oposiciones, en el sentido de\nutilizar como fuente la información proporcionada y publicada en Internet por\nel Dr. Aswath Damodaran, profesor de\nla Universidad de Nueva York. Véase al respecto el\npunto 3.1.2.\n\n1.2.8.  Tobías Cossen, cédula 1267600140826:\n\n          Lo que ARESEP con esa tarifa y con ese\nmodelo con una tarifa tope de 9,4 centavos hace es impedir la inversión privada\nde proyectos. Porque con esa tarifa no hay proyecto que se pueda realizar\nclaramente.\n\n          Las mejoras introducidas en el modelo\ntarifario que se propone en este informe permiten elevar su capacidad para\nestimular la inversión privada orientada a vender energía hidroeléctrica al ICE\nen el marco de la Ley Nº\n7200.\n\n1.2.9.  Compañía Eléctrica Doña Julia, representada\npor Ronald Álvarez Campos, cédula 2-530-396, folios 284-329 del Et-028-2011:\n\n          Lo relacionado con los plazos\ncontractuales que el modelo plantea. En el expediente\nla ARESEP hace hincapié que lo\nque se busca es incentivar la participación de entes privados en la generación,\nesto no solo se incentiva gracias a una buena tarifa o a un buen marco legal,\nhay un factor que estamos dejando de lado y es la continuidad del negocio.\nTodos sabemos y en el mismo expediente consta que los proyectos hidroeléctricos\ntienen una vida útil no de 20 años, no de 13 años, tienen vidas útiles de 40\naños o hasta más. ¿Qué pasa con estos proyectos luego de sus contratos, dónde\nestamos garantizando la continuidad del negocio de estos inversionistas?\n\n          Véase lo que se expresa a propósito de\nla periodicidad de los contratos en el punto 3.1.4.\n\n          En el modelo del 2008, la tarifa\nresultante con los parámetros que utilizaba\nla ARESEP, era tasar la tarifa\npara plantas existentes en 5,74 centavos de dólar por kilovatio/hora generado.\nEsto evidentemente es más bajo que los 6 centavos que están establecidos en la\nresolución del 2002 y claramente es más bajo que los 7,72 centavos que hoy 2011\nse están plasmando como la tarifa aceptable para recontratar una planta. Se\nsolicita la derogatoria de la resolución RJD-009 del 2010, que se aplique a los\ngeneradores existentes el modelo propuesto para esta audiencia y no solo que se\naplique, si no que realmente se actualicen los valores de tal forma que reflejen\nla realidad que permita a un inversionista ver atractivo traer una planta a\neste país.\n\n          En relación con el tema de la\nmetodología tarifaria para plantas existentes, véase el punto 3.1.10 de esta\nsección.\n\n1.2.10.        Federico Fernández Woodbridge, cédula\n1-844-157:\n\n          Una tarifa fija, lo que ARESEP está\nproponiendo es ajustar los costos de explotación, o sea, posiblemente los\nempleados puedan seguir comprando su canasta básica y yo pueda comprar\nrepuestos y ese tipo de cosas, pero qué pasa con los dividendos. En otras\npalabras, el inversionista entra a un proyecto para ganar dinero y ese dinero\ntiene que por lo menos guardar su poder adquisitivo y lo que está pasando con\nel dólar hoy día es muy preocupante.\n\n          La actualización de los costos en la\npropuesta de este informe permite recuperar su poder adquisitivo, dado que\néstos están sujetos a fluctuaciones a lo largo del tiempo, generadas por la\nevolución de los macroprecios (inflación local, tipo de cambio e inflación\nexterna).\n\n          La tasa de rentabilidad justa del\n11,43% que la ARESEP\nestá planteando es muy interesante porque el banco financista de la región por\nexcelencia es el Banco Centroamericano y la tasa de corte del Banco\nCentroamericano es un 12, o sea, cualquier proyecto que cualquiera de las\npersonas que esté aquí lo lleve al BCIE a financiar le van a decir, no, mire yo\nno le puedo financiar este proyecto, porque yo tengo una tasa de corte del 12%.\n\n          Con base en el método de estimación de\nla rentabilidad establecido en este informe, se proyecta que será superior al\n12% y que por lo tanto facilita que los proyectos serán bancables. Véase el\npunto 3.1.2 de esta sección.\n\n1.2.11.        Allan Broide Wohlstein, cédula\n1-1110-0069:\n\n          Si se pone una tarifa tope se\npierde el concepto del incentivo, se cae en un problema que se llama el\n\"winners curse\" o la maldición del ganador, que es un fenómeno que se da en\nsubastas o en procesos de licitación y uno de los ejemplos es el proyecto que\nganó en la licitación pasada y además lo pone en una posición de negociación\nasimétrica con el comprador único, como mencionaron los otros, es decir, no hay\nclaridad de cómo se determinaría el precio final.\n\n          En caso de poner una tarifa tope, no\ndeberían usar el precio promedio, si no el precio en el margen, verdad,\ndeberían usar los costos más altos y la eficiencia más baja con el fin de\nincluir todos los proyectos y no caer en los vicios digamos o en los problemas\nque eso implica.\n\n          Dado el tiempo que se quiere para\ntraer los nuevos proyectos, lo mejor es definirlo de una vez. Si ustedes fijan\nel precio, ya no tenemos que entrar a un proceso de año y medio con el ICE para\ndeterminar cuál va a ser el precio nuevo.\n\n         \nLa Junta Directiva de\nla ARESEP\ncoincide con lo expresado en el texto anterior, en relación con las desventajas\nasociadas a establecer una tarifa tope por lo que decidió aprobar una\nmetodología basada en bandas de precios. Por otra parte, en cuanto a los\ninconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de\nla energía a comprar por el ICE en el marco de\nla Ley Nº 7200, véase el punto\n3.1.1 de esta sección.\n\n1.2.12.        Hidroeléctrica Caño Grande, representada\npor Alonso Núñez Quesada, cédula 4-160-063, folios 251-283 del ET-028-2011:\n\n          Este objeto o esta filosofía\nexistente en el modelo matemático tiene serios roces con lo establecido en\nla Ley Nº 7593, Ley de\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos. La potestad tarifaria, como bien se indica y lo ha\nindicado en sendos votos\nla Sala Constitucional es un poder deber, pero más\nque eso es una potestad de imperio que\nla Ley le atribuyó a una entidad descentralizada\npara que estos funcionarios como funcionarios y acogidos al principio de\nlegalidad puedan entonces aplicar la legislación existente. Las pautas de esa\npotestad tarifaria claramente se establecen en los artículos 3, 5, 25 a 29 y 31 de\nla Ley Nº 7593. Y resulta que\nal ser una potestad de imperio, porque efectivamente incide dentro de la esfera\njurídica de los particulares y eso de incidir dentro de la esfera jurídica de\nlos particulares tiene sus vicisitudes porque significa la facultad de imperio\nque tiene el Estado de venir a restringir, de venir a limitar o de venir a\neliminar las situaciones jurídicas consolidadas que existen en una relación\ncontractual.\n\n          Eso quiere decir que de acuerdo con lo\nque se quiere en el método matemático y si se puede observar, es que existe una\nfalta de competencia finalmente en el momento en que se haga la respectiva\nfijación del precio entre el generador y el Instituto Costarricense de\nElectricidad, ¿por qué? Porque no existe ninguna norma que autorice a\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos a establecer una tarifa que determine un tope de\nreferencia y que permita al generador y el ICE establecer precios de la\nrelación contractual. Eso implicaría una delegación de esa potestad tarifaria y\nno existe una norma que establezca esa potestad de delegación de parte de\nla Ley para que un particular\npueda establecer un precio, que es público, y precisamente ahí es donde existe\nun roce sobre el concepto de la reserva de ley. Y el por qué debe existir una\nnorma jurídica que establezca esa posibilidad de delegar, de delegar esa\nfacultad. El modelo remite a que el precio sea determinado entre el generador y\nel ICE, quienes fijan la tarifa son ellos y no\nla ARESEP. Van definir una\ntarifa a los proveedores.\n\n          Donde precisamente el eje transversal\nque tiene la Ley\nde la Autoridad\n Reguladora de Servicios Públicos es que como entidad\nla ARESEP venga a ser el ente\nimparcial que venga a determinar esa tarifa, esa potestad, esa contraprestación\neconómica que es la justa que debe de dársele al prestado de ser servicio\npúblico, pues efectivamente he incluido acá que si se da un concepto de un\nsistema de banda, porque del tope a cero hay una banda. Y entonces eso\nimplicaría desconocer efectivamente las competencias que tiene a favor\nla ARESEP por la falta de la\naplicación, que es un vicio, la falta de competencia es uno de los vicios más\ngraves que tiene la conducta administrativa. Y entonces se violan por esa falta\nde aplicación los artículos 3, 5, 29, 30 y 31 de\nla Ley Nº 7593.\n\n          El Estado recientemente en el año 2009\npor opinión jurídica 0J-66-2009\n ha dicho que el establecimiento de un sistema de bandas\nen una tarifa es ilegal y es una conducta ilegítima que desplegaría el ente\nregulador. Creo que aunque la opinión jurídica no es vinculante, sí se debe de\ntener en mente, que es una fuente de derecho administrativo como\njurisprudencia. Y esto efectivamente tiene un resabio de que se de valorar en\neste instante procesal, de que por estar en la etapa preparatoria deben de\nobservarse estos temas atinentes con las facultades, con esa facultad de\nimperio, con la reserva de Ley Nº 7593 que tiene el ente regulador, en donde se\nestablece que no puede delegar esa competencia a los particulares en la relación\nde la concesión.\n\n          Otro efecto que se puede producir con\nuna tarifa de referencia un tope y es que puede darse un efecto de\nliberalización del servicio porque efectivamente puede existir una\nliberalización de las potestades de fijación tarifaria cuando exista una\nliberalización del servicio público, como bien lo establece el artículo 50 de\nla Ley General de\nTelecomunicaciones, donde se dice que las tarifas de los servicios de\ntelecomunicaciones disponibles al público solo son fijadas por\nla SUTEL en un inicio, pero\nconforme el mercado sea más eficiente y que pueda garantizarse una competencia\nefectiva las tarifas serán fijadas por los proveedores.\n\n          Es claro que si no existe una\nliberalización del servicio público de generación, no puede darse una traslación\ndel ejercicio de la potestad de imperio en la fijación tarifaria a ese\ngenerador y el ICE. Porque de lo contrario entonces entraríamos en una\nliberalización del servicio público contenida en el artículo 5 de\nla Ley Nº 7593.\n\n          En cuanto al marco legal que permite\nal ICE establecer contratos para compras de electricidad en el marco de\nla Ley Nº 7200, con base en un\nesquema de banda tarifaria definido por\nla ARESEP, véase el punto 3.1.13 de este informe.\n\n1.2.13.        Manrique Rojas Araya, cédula 1-893-107:\n\n          Se usa un listado de proyectos de\npapel, no son proyectos construidos y operando, ninguno de ellos que yo sepa,\nentonces son meramente expectativas y hemos visto que muchos de esos proyectos\nse hacen con estudios de ingeniería muy pobres en que la proyección de costos\nno se ajusta a la realidad. Y no entiendo por qué se omite usar datos que sí\nexisten y algunos de ellos constan en la misma Autoridad Reguladora, por\nejemplo, en el ET-161-2010, consta cuál fue el costo de\nla Central\n Hidroeléctrica Sigifredo Solís, que si bien es de más del 20\nMegavatios, consta de una central del 24 y una del 2 Megavatios.\n\n          Para estimar los costos de inversión\nse utilizó la mejor información disponible. Al respecto, véase el punto 3.1.7\nde esta sección.\n\n          En base a qué se define calcular el\nvalor en 10 Megas. ¿Por qué 10 Megas, por qué no 8, por qué no 5, por qué no 4?\n\n          No se establecieron los valores de los\ncostos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la\ninformación disponible, se estimaron los costos promedio para todo el rango de\ncapacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta\nsección y el anexo 2 de este informe. En cuanto al cálculo del costo de\nexplotación, en efecto se estimó un valor correspondiente al valor medio del rango\nde capacidad instalada que permite la\n Ley Nº 7200. Dado que se cuenta con muy pocos datos de costo\nde explotación para ese rango, se optó por usar un criterio conservador al\nestimar ese valor.\n\n          La tasa libre de riesgo es un poco\ndiferente, pero es simplemente porque se está usando una base más amplia. Ya el\nBeta desapalancado, ya en una presentación anterior se habló bastante de eso.\nSe usan datos totalmente desactualizados de hace 11 años y esos informes el\nDEN-499 y 837 no estaban en el expediente, uno de los expositores sí los pudo\nubicar, yo no los encontré en el expediente por lo menos. Y, por qué si en el\n2008 se usaba una base de datos que es bastante prestigiosa, la del profesor\nDamodaran de la\n Universidad de Nueva York, por qué ahora no se está usando,\npor qué si en el 2008 se usó una base de datos actualizada en ese momento en el\n2011 nos devolvemos al 2000.\n\n          El valor del parámetro \"beta\" que se\nestá utilizando es el que proviene del sitio de Internet del profesor\nDamodaran. Véase al respecto el punto 3.1.2 de esta sección.\n\n          El costo de inversión. Se debería de\nusar datos de menos del 20 Megas, con las plantas ya construidas, no de papel.\nSi vamos usar plantas de otro lado, no importa, pero hagamos los ajustes\ncorrespondientes, hay plantas que tienen un tratamiento fiscal muy preferente\nen otras latitudes. En cuanto al costo de explotación, incluyamos todos los\ncostos, incluyamos las plantas privadas, la información que ya se les dio en el\n2008, en las del ICE incluyamos todos los costos, no solo parte y eso sí\nsugerimos que el valor de referencia para el cálculo no son 10 Megavatios, si\nno es el punto donde comienza a tener inflexión la curva.\n\n          No se establecieron los valores de los\ncostos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la\ninformación disponible, se estimaron costos promedio para todo el rango de\ncapacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta\nsección.\n\n          Además las condiciones financieras no\nse pueden establecer constantes en el día 1 para toda la vida del contrato, hay\nuna variabilidad. Los impuestos. Se deben incluir todos los impuestos, no solo\nparte. La rentabilidad. Se debe ser consistente, se deben usar fuentes\nindependientes, verificables y ajustar la metodología CAPM a la realidad del\nsector y del país.\n\n          En relación con el tema de las\ncondiciones financieras, véase el punto 3.1.3 de esta sección. En relación con\nel tema del reconocimiento de impuestos, véase el punto 3.1.9 de esta sección.\nY en relación con la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2 se esta sección.\n\n          Sobre\nla Tarifa tope, debe ser una\ntarifa definitiva. Y en cuanto a la fórmula de ajuste debe ser completa, no\nparcial, no solo ajustar la operación y mantenimiento, eso no me permite que el\nproyecto sea bancable.\n\n          En relación con el esquema tarifario a\nemplear, véase el punto 3.1.1 de esta sección. En cuanto al tema de la\nactualización de los costos, véase el punto 3.1.6.\n\n1.2.14.        Claudio Volio Pacheco, cédula 1-302-793:\n\n          Y sin la financiación es\nindispensable que hayan tarifas adecuadas y pliegos tarifarios bancables, o\nsea, las tarifas tienen que ser predecibles y como se dijo anteriormente tienen\nque darle tranquilidad a los bancos y entre esos costos que existen y que no\naparecen en el modelo, existen costos como los intereses durante la\nconstrucción y otra serie de costos, las reservas que hay y demás, por lo cual\nhay que poner los pies en el suelo y saber lo que cuesta financiar una planta\nque como digo si no hay financiación no hay plantas.\n\n          En relación con el tema del financiamiento,\nvéase el punto 3.1.3 de esta sección.\n\n1.2.15.        Hidro Venecia S. A., representada por\nRafael Rojas Rodríguez, folios 173-193 del ET-028-2011:\n\n          Para utilizar el modelo CAPM es\nnecesario emplear el modelo desarrollado por\nla Escuela de Administración\nde Negocios del Instituto Tecnológico de CR, para el contexto de una economía\nemergente.\n\n          En relación con el uso de la\nmetodología CAPM, véase el punto 3.1.2 de esta sección.\n\n          El costo de inversión por KW\ninstalado, utilizado en la propuesta de ARESEP son con base en proyectos\nhidroeléctricos, muchos no construidos, principalmente de Panamá (10 de 15\nproyectos), motivo por el cual no se tiene un panorama que refleje en forma\nfidedigna el costo de inversión para proyectos costarricenses de generación hidroeléctrica,\nya que los costos financieros son menores, no se paga el impuesto a los\ndividendos (15%), además de sólo utilizar tres referencias de centrales\nhidroeléctricas costarricenses para sustentar el costo de un modelo de\ngeneración, además de que fue ajustado por medio del índice Bureau Composite\nTrend de EEUU no refleja el incremento en el costo de mano de obra local.\n\n          Se estimaron los costos de inversión\ncon la mejor información disponible en la actualidad. Al respecto, véase el\npunto 3.1.7 de esta sección. En relación con el reconocimiento del impuesto a\nlos dividendos, véase el punto 3.1.9 de esta sección.\n\n          Sobre el costo financiero, el modelo\nde ARESEP propone una tasa de interés con base en ofertas presentadas en la\nlicitación 2006LI-00043-PROV del BOT hidroeléctrica que promovió el ICE y de\nlos proyectos hidroeléctrica Vara Blanca y El Angel  S. A. Para este costo debe considerarse no\nsolo la tasa de interés, las comisiones de formalización y de desembolso, las\nreservas de liquidez que exija el ente financiero y cualquier otro costo\nrelacionado con la obtención del financiamiento.\n\n          Como se indicó en el punto 3.1.3, la\nforma de estimar la tasa de interés fue variada con respecto a la que se\nplanteó en la propuesta sometida a audiencia pública.\n\n          Indexación de la cuota fija de\ncapital, es necesario indexar semestralmente, lo anterior con el fin de\nmantener el poder adquisitivo de los pagos correspondientes, bajo las\nsiguientes ecuaciones: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) y Mn =\nMn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1) y también debería de aplicarse en el periodo de\nconstrucción.\n\n          En relación con la forma de indexar la\ntarifa, véase el punto 3.1.6 de esta sección.\n\n          En lo que respecta a la vida económica\ndel proyecto, para incentivar la inversión en proyectos hidroeléctricos lo\nrecomendable es que los plazos de contratación igualen la vida económica del\nproyecto.\n\n          En relación con la periodicidad de los\ncontratos, véase el punto 3.1.4 de este informe.\n\n          El concepto de tarifa tope, ya que no\nes procedente establecer una tarifa tope de referencia, El artículo 6, inciso d\nde la Ley Nº\n7593 de la\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establece la\npotestad de fijar tarifas pero el artículo 31 señala que no se permitirán\nfijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades\nprestadoras del servicio público. Por lo cual, ARESEP no puede delegar su\nfunción en otros entes, cosa que haría si establece una tarifa tope.\n\n          No se establece un esquema de tarifa\ntope, sino uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 3.1.1 de esta\nsección. En cuanto a la legitimidad de establecer una banda y no una tarifa\npuntual, véase el punto 3.1.13 de esta sección. (.)\n\nIII.-Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos\nprecedentes y el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria\npara todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que utilicen el agua\ncomo insumo para generar energía eléctrica para la venta al ICE al amparo del\nCapítulo I de la Ley Nº\n7200 y sus reformas, tal y como se dispone. Por tanto,\n\nCon fundamento en las facultades conferidas en\nla Ley Nº 7593 y sus reformas,\nen la Ley General\nde la\n Administración Pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP,\nReglamento a la Ley Nº\n7593, en el Reglamento Interno de Organización y Funciones y, en lo dispuesto\npor la Junta Directiva\nde la Autoridad\n Reguladora mediante artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la\nsesión ordinaria 75-2011, celebrada el 14 de diciembre de 2011;\n\nEL COMITÉ DE REGULACIÓN, RESUELVE:\n\nI.-Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados\nhidroeléctricos nuevos que utilicen el agua como insumo para generar energía\neléctrica para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo\ndel Capítulo I de la Ley\n7200 y sus reformas, compuesta por una tarifa inferior (límite inferior) de\n$0,0798, una tarifa promedio de $0,1080 y una tarifa superior (límite superior)\nde $0,1363 por kWh.\n\nII.-Establecer la estructura para la tarifa resultante\n($/kWh) así:\n\n \n\nIII.-Establecer que las condiciones a aplicar para esos generadores\nprivados serán las señaladas en las Resoluciones RJD-152-2011 y RJD-161-2011,\nasí como lo indicando en el Considerando I de este acto.\n\nIV.-Agradecer a todas las personas físicas y\njurídicas que han presentado su coadyuvancia u oposición, por su valiosa\nparticipación.\n\nV.-Solicitar a las personas físicas y jurídicas que\npresentaron oposiciones o coadyuvancias, que se sirvan tener como respuesta lo\nindicado en el Considerando II de este acto.\n\nVI.-Indicar a todas las empresas de generación\nprivada afectadas por esta fijación tarifaria, que para mejorar la metodología\nen el futuro, los generadores privados hidroeléctricos tendrán la obligación de\npresentar anualmente a\nla Autoridad Reguladora la información financiera\nauditada, de lo contrario se harán acreedores de las sanciones establecidas en\nlos artículos 24, 38, inciso g) y 41 de\nla Ley Nº 7593 y sus reformas.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245\ny 345 de la Ley\ngeneral de la administración pública, se informa que contra esta resolución\npueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el\nextraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Comité\nde Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión\npodrán interponerse ante la\n Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de\nla Ley general de la\nadministración pública, 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\nNotifíquese y\npublíquese.-", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 796\n\n Tariff band for new private hydroelectric generators that\nuse water as an input to generate hydroelectric energy for sale to the Instituto\nCostarricense de Electricidad\n\nComplete Text of record: ECC95\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS\n\nSERVICIOS PÚBLICOS\n\n (Note\n from Sinalevi: By means of the 3rd \"por tanto\" of resolution RJD 002-2013 of the 18th\n of February, 2013, the present norm is partially revoked solely\n regarding the use of the index PCU221110221110, for updating\n the investment cost and regarding the data used to calculate the\n standard deviation for the purpose of establishing the tariff band)\n\n tariff band)\n\nResolution 796-RCR-2012.-San José, at 4:00 p.m. on the 16th of March of two thousand\ntwelve.\n\nThe Comité de\nRegulación de la fijación tarifaria de oficio hears this matter in application of the \"Metodología\nTarifaria de Referencia para Plantas de Generación Privadas Hidroeléctricas\nNuevas\", approved by the\n Junta Directiva through resolution RJD-152-2011 of the 10th of\nAugust, 2011, published in La\n Gaceta No. 168 of the 1st of September, 2011 and corrected by\nresolution RJD-161-2011 of the 26th of October, 2011. File ET-028-2011.\n\nResultando:\n\nI.-That\nthe Dirección de Servicios de Energía, through\nofficial communication 098-DEN-2011 of the 11th of February, 2011, proposed, among other things, a\nproposal for \"Modelos para la determinación de tarifas de referencia de\ngeneración eléctrica privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas\"\n(Folios 78 and 79).\n\nII.-That\nthe Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación (CDR), in accordance with official communication 015-CDR-2011 of the\n11th of February, 2011, forwarded to the Regulador General the proposal for\nmethodologies indicated in the preceding paragraph, which, in turn, were forwarded -by the latter- to\nthe Junta Directiva through official communication 063-RG-2011 of the\n11th of February, 2011 (Folios 77).\n\nIII.-That\nthe Junta Directiva\nthrough agreement 004-012-2011, of ordinary session 012-2011 held on the\n16th of February, 2011, ordered that the \"Modelos para la\ndeterminación de tarifas tope de referencia para plantas nuevas de generación\nprivada eólicas e hidroeléctricas\" be submitted to public hearing and that the respective administrative\nfiles be created. For such purposes, file OT-029-2011 was created\n(Folios 1 to 75 of OT-029-2011) and for the respective tariff setting, file\nET-028-2011.\n\nIV.-That the notice of public\nhearing was published in the newspapers\nLa República and\nLa Prensa Libre of the 9th of\nMarch, 2011; and in La\n Gaceta No. 51 of the 14th of March, 2011 (folios 771 to 774).\n\nV.-That the public\nhearing was held on the 6th of April, 2011, as recorded in the minutes\ndrawn up for that purpose.\n\nVI.-That in accordance with\nwhat was indicated by the\n Dirección General de Participación del Usuario in the Informe\nde Instrucción, visible from folio 598 to 603 of the file, the following\noppositions and coadjuvancies were filed (folio 97 to 539):\n\na) Asociación Costarricense de Grandes\nConsumidores de Energía\n\nb) Lic. Rubén Zamora Castro,\n\nc) Mr. Stephen Yurica,\n\nd) Mr. Jorge Arturo Alfaro Fallas,\n\ne) Asociación Costarricense de Productores de\nEnergía (ACOPE),\n\nf) Mr. Esteban Lara Erramouspe,\n\ng) Mr. José Daniel Lara Aguilar,\n\nh) Inversión\nLa Manguera S. A.,\n\ni) Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada,\n\nj) Compañía Eléctrica Doña Julia S. R. L.,\n\nk) Mr. Federico Fernández Woodridge,\n\nl) Mr. Allan Broide Wohlstein,\n\nm) Empresa Hidroeléctrica Matamoros S. A.\n\nn) Aeroenergía S. A.,\n\no) Hidroeléctrica Platanares S. A. and\nHidroeléctrica del General S. R. L.,\n\np) Hidroeléctrica Aguas Zarcas S. A.,\n\nq) Hidroeléctrica Caño Grande S. A.,\n\nr) El Embalse S. A.,\n\ns) Mr. Claudio Volio Pacheco,\n\nt) Hidrovenecia S. A.\n\nVII.-That\nthe Dirección de Servicios de Energía through official\ncommunications 427-DEN-2011 of the 22nd of June, 2011 (folios 693 to 769 ET-028-11) and\n488-DEN-2011 of the 21st of July, 2011, (folios 923 to 970 of OT-029-11) issued\nits opinion on the proposal for \"Modelo para la determinación de tarifas\ntope de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\".\n\nVIII.-That\nthe Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación through official communications 113-CDR-2011 of the 15th of July, 2011\n(folios 773 to\n845) and 118-CDR-2011 of the 27th of July, 2011, issued its criterion on the\nproposal for \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas\". Such official communications were heard by\nthe Junta Directiva in\nsessions 43-2011 of the 6th of July, 2011, 46-2011 of the 20th of July, 2011 and\n48-2011 of the 27th of July, 2011.\n\nIX.-That\nthe Dirección General\nCentro de Desarrollo de la\n Regulación, through official communication 122-CDR-2011 of the 5th of August,\n2011, sent to the\n Junta Directiva, a proposal for \"Metodología tarifaria\nde referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", and\nits opinion on official communication 427-DEN-2011.\n\nX.-That\nthe Junta Directiva in\nextraordinary session 050-2011 of the 8th of August, 2011, heard again the\nproposal of the CDR (official communication 122-CDR-2011) on the \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\".\n\nXI.-That\nthe Junta Directiva in\nthe first and second paragraphs of the operative part of\nResolution RJD-161-2011\nof the 26th of October, 2011, indicated: \"I) To rectify the material error detected in\nthe operative part of resolution RJD-152-2011, in its point I for equation 5 of the section titled \"costos fijo por capital\" so that it reads as\nfollows: RI + r = M x FC, and so that in the references to the names of the\nvariables that are found after the line in which the equation is expressed\nthe reference to the variable \"recuperación del capital\" is included, in the\nfollowing form: RI = recuperación de la inversión (depreciación) and II) To indicate\nregarding the adjustment of the tariff band that: \"At no time may the prices\npaid for the purchase of electric energy be greater than the upper limit\nof the tariff band in force, nor less than the lower limit of\nthat band\".\n\nXII.-That\nthe Junta Directiva of\nthe Autoridad\n Reguladora, by article 3 of session 021-2011, held on the\n30th of March, 2011, extended the term of the Comité de Regulación and added\npartially to its functions. Among those assigned is that of \"Ordering\nthe opening of tariff files, setting the tariffs for public\nservices, and resolving the appeals for revocation filed against its\nactions\".\n\nXIII.-That by official communication\n846-RG-2011 of the 1st of December, 2011 the Regulador General, attending to\nVoto 16591-2011, ordered the resumption of functions of the Comité de Regulación in\nregard to setting tariffs and resolving appeals for revocation, changed\nits members as follows: Titulares: Carlos Solano Carranza, Luis Fernando\nChavarría Alfaro and Luis Alberto Cubillo Herrera. Suplente: Álvaro Barrantes\nChaves and extended its term until the 31st of December, 2011.\n\nXIV.-That\nthe Junta Directiva\nby article 6 of agreement 05-075-2011 of ordinary session 75-2011,\nheld on the 14th of December, 2011 resolved to extend the term of the Comité\nde Regulación from the 1st of January to the 30th of June, 2012.\n\nXV.-That the Comité de\nRegulación in its session number 180 at 4:00 p.m. on the 16th of March, 2012,\nagreed unanimously and with the character of firm, to issue this resolution.\n\nXVI.-That in the\nproceedings, the time limits and prescriptions of law have been observed.\n\nConsiderando:\n\nI.-That from official communication 237-DEN-2012 of the 15th of March,\n2012, which serves as the basis for the present resolution, it is appropriate to extract the\nfollowing:\n\nThe establishment of a reference tariff methodology\nfor private hydroelectric generation plants finds\nlegal support in the laws, resolutions, and documents of\nthe Autoridad Reguladora\nde Servicios Públicos cited below.\n\nLey Nº 7593 transformed\nthe Servicio Nacional de Electricidad into an autonomous institution called the\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), with legal\npersonality and its own assets, as well as technical and administrative autonomy, whose\nprimary objective is to exercise the regulation of the public services\nestablished in article 5 of said Law.\n\nIn this way,\nthe ARESEP is the competent\nentity to set tariffs and prices in accordance with the methodologies\nthat it itself determines and to ensure compliance with the standards of quality,\nquantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of\nthe public services listed in article 5 of\nLey Nº 7593.\n\nAmong the public\nservices that the\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos regulates is\nthe supply of electric energy in the stages of generation, transmission,\ndistribution, and commercialization (article 5, paragraph a) of\nLey Nº 7593).\n\nTo set tariffs and\nestablish methodologies,\nthe Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\nhas exclusive and excluding powers. This has been indicated by\nthe Procuraduría General\nde la República,\nin opinion C-329-2002 and judgment 005-2008 at 9:15 a.m. on the 15th of\nApril, 2008, of the Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.\n\nIn that same sense,\nthere is also the provision issued by\nthe Sala Primera of\nthe Corte Suprema de\nJusticia, which, regarding the matter at hand, has stated:\n\n\"[.] V.-Tariff settings. Regulatory principles.\nIn public service concession contracts (within\nthese, that of remunerated transport of persons), in accordance with what is established\nby articles 5, 30 and 31 of\n Ley Nº 7593, it corresponds to\nthe ARESEP to set the tariffs\nthat users must pay for its provision. That calculation must be\ncarried out in accordance with the cost-of-service principle, by virtue of which,\naccording to what is indicated by article 3 paragraph b) of\nLey Nº 7593, they must\ncontemplate only the costs necessary to provide the service, that\nallow a competitive retribution and guarantee the adequate development of the\nactivity. For such purposes, article 32 ibidem establishes an illustrative\nlist of costs that are not considered in the economic quantification. In\nturn, article 31 of that same legal body establishes guidelines that also\nspecify the setting, such as the promotion of small and medium-sized enterprises,\nweighting and favoring the user, criteria of social equity,\nenvironmental sustainability, economic efficiency, among others. The final paragraph\nof that norm expresses that settings that threaten the\nfinancial equilibrium of the providing entities are not permitted, a postulate that fulfills a\ndouble purpose. On one hand, it is insisted, to provide the operator with a means of\nretribution for the service provided that allows the amortization of the\ninvestment made to provide the service and to obtain the profitability that by\ncontract has been pre-set for it. On the other, to assure the user that the tariff paid\nfor the transport obtained is the product of a mathematical calculation in\nwhich the necessary and authorized costs are considered, in such a way that\na fair price is paid for the conditions under which the public service is provided.\nThis aspect leads to the tariff process constituting harmony between\nboth positions, to the point that the rights of the users are satisfied, but\nalso the right derived from the concession contract, of the recuperation\nof capital and a just profit. Therefore, although a principle that permeates\ntariff setting is that of greatest benefit to the user, this does not constitute\na rule that allows validating the denial of an increase when technically\napplicable, given that in this dynamic a just equilibrium of\ninterests must prevail, which is achieved with an objective, reasonable and due price. In its\ncorrect dimension, it implies quality service at a fair price. With everything,\nthe tariff increase is far from being an automatic phenomenon. It is subject to a\nprocedure and its viability depends on, after technical analysis,\nan economic insufficiency being deduced. In this sense,\nthe ARESEP constitutes the\npublic authority that, through its actions, allows the realization of those\npostulates that permeate the public transport relationship. Its exclusive and\nexcluding powers allow it to establish the economic parameters that will regulate\n(sic) the contract, balancing the interest of the operator and of the\nusers.\" (See judgment No. 577 at 10 hours, 20 minutes of the 10th of\nAugust, 2007). (The emphasis is ours).\n\nIn the exercise of these powers, one must\nconsider the provisions in\n Ley Nº 7593, specifically articles 1, 3, 4, 5,\n9, 24, 25, 31, 32 and 45 and in article 16 of\nthe Ley General de\nla\n Administración Pública.\n\n .\nLey Nº 7593, Ley de\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos establishes:\n\n Artículo 1º-\"Transformación.\nThe Autoridad Reguladora\nwill not be subject to the guidelines of the Poder Ejecutivo in the fulfillment of the\npowers granted to it in this Law; however, it will be subject to the Plan\nnacional de desarrollo, the corresponding sectoral plans, and the\nsectoral policies issued by the Poder Ejecutivo.\"\n\n Artículo 3º-\"Definiciones. For\nthe purposes of this law, the following concepts are defined: a) Servicio Público.\nThat which due to its importance for the sustainable development of the country is classified\nas such by the\n Asamblea Legislativa, for the purpose of subjecting it to the\nregulations of this law. b) Servicio al costo: principle that determines the\nway to set the tariffs and prices of public services, so\nthat they contemplate only the costs necessary to provide the service,\nthat allow a competitive retribution and guarantee the adequate development of\nthe activity, in accordance with what article 31 establishes..\"\n\n Artículo 4º-\"Objetivos: . e)\nTo contribute with the State entities, competent in the protection of the environment,\nwhen it concerns the provision of regulated services or the granting\nof concessions.\"\n\n Artículo 5º-\"Funciones: In the\npublic services defined in this article,\nthe Autoridad Reguladora\nwill set prices and tariffs. The aforementioned public services are: a)\nSupply of electric energy in the generation stages.\"\n\n Artículo 9º-\"Concesión o permiso.\nThe Autoridad Reguladora\nwill continue exercising the competence that\nLey Nº 7200 and its reforms, of the 28th of September,\n1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad.\"\n\n Artículo 24.-\"At the request of\nthe Autoridad Reguladora,\nthe regulated entities will supply reports, data, copies of\nfiles and any other electronic or written medium where\nfinancial, accounting, economic, statistical and technical information related\nto the provision of the public service they provide is stored. For the exclusive\nfulfillment of its functions,\nthe Autoridad Reguladora will have the power to\ninspect and record the legal and accounting books, vouchers,\nreports, equipment and the facilities of the providers.\"\n\n Artículo 25.-\"\nThe Autoridad Reguladora\nwill issue the regulations that specify the conditions of quality,\nreliability, continuity, timeliness and optimal provision with which the\npublic services must be supplied, in accordance with the specific standards existing\nin the country or abroad for each case.\"\n\n Artículo 31.-\"Fijación de tarifas y\nprecios: To set the tariffs and prices of public services,\nthe Autoridad Reguladora\nwill take into account the model productive structures for each public service,\naccording to the development of knowledge, technology, the possibilities of the\nservice, the activity in question and the size of the providing companies.\nThe Autoridad\n Reguladora must apply annual tariff adjustment models,\nas a function of the modification of variables external to the administration of the\nservice providers.\n\n The criteria of social equity,\nenvironmental sustainability, energy conservation and economic efficiency\ndefined in the Plan nacional de desarrollo, must be central elements\nfor setting the tariffs and prices of public services. Settings\nthat threaten the financial equilibrium of the\npublic service providing entities are not permitted.\n\n \nThe Autoridad Reguladora\nmust apply annual tariff adjustment models, as a function of the\nmodification of variables external to the administration of the service\nproviders, such as inflation, exchange rates, interest rates, prices\nof hydrocarbons, salary settings made by the Poder Ejecutivo and\nany other variable that\nthe Autoridad Reguladora considers pertinent.\n\n Likewise, when setting the tariffs of\npublic services, the following aspects and criteria must be contemplated,\nwhen applicable:\n\na) Guarantee financial equilibrium.\n\nb) The recognition of the cost schemes of\nthe different mechanisms for contracting project financing, their\nspecial forms of payment and their effective costs; among them, but not\nlimited to type B: (construya y opere, or construya, opere y\ntransfiera, BOO), as well as operating leases and/or financial\nleases and any others that are regulated.\n\nc) The protection of water resources, costs\nand environmental services.\n\n Artículo 32.-Costos sin considerar. Costs\nof the regulated companies will not be accepted:\n\na) Fines imposed on them for\nnon-compliance with the obligations established by this law.\n\nb) Unnecessary expenditures or those unrelated to the\nprovision of the public service.\n\nc) Contributions, expenses, investments\nand debts incurred for activities unrelated to the administration, operation or\nmaintenance of the regulated activity.\n\nd) Disproportionate operating expenses in\nrelation to the normal expenses of equivalent activities.\n\ne) Investments rejected by\nthe Autoridad Reguladora\nfor being considered excessive for the provision of the public service.\n\nf) The value of billings not collected by\nthe regulated companies, with the exception of the percentages technically set\nby the Autoridad\n Reguladora.\n\n Artículo 45.-\"Órganos de\nla Autoridad Reguladora.\nThe Autoridad\n Reguladora will have the following organs:\n\na) Junta Directiva.\n\nb) Un regulador general and an regulador general\nadjunto.\n\nc) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).\n\nd)\nLa Auditoría Interna.\n\n \nThe Junta Directiva,\nthe regulador general, the regulador general adjunto and the members of\nthe SUTEL, will exercise their\nfunctions and fulfill their duties in such a way that they are consistent with what is\nestablished in the Plan nacional de desarrollo, in the development plans of\neach sector, as well as with the corresponding sectoral policies. (.)\"\n\n.\nThe Ley General de\nla Administración\n Pública establishes: Artículo 16. 1. Under no circumstances may\nacts be issued contrary to unequivocal rules of science or technique, or to\nelementary principles of justice, logic or convenience. 2. The Judge may\ncontrol the conformity with these non-legal rules of the discretionary\nelements of the act, as if exercising control of legality.\n\n. Ley Nº 7200: For its part, regarding\nprivate generation of electricity, it is important to consider the provisions in\narticles 1 to 3 of Ley\n Nº 7200, Ley que Autoriza\nla Generación\n Eléctrica Autónoma o Paralela and article 17 of\nLey Nº 8723, which establish:\n\nArtículo 1º-\"Definición. For the purposes of this\nLaw, autonomous or parallel generation is defined as the energy produced by\nelectric power plants of limited capacity, belonging to private companies\nor cooperatives that can be integrated into the national electric system. The\nelectric energy generated from the processing of municipal solid\nwaste will be exempt from the provisions of the present Law and may be\nacquired by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or\nthe Compañía Nacional\nde Fuerza y Luz (CNFL S. A.), in accordance with the tariffs approved by the Servicio\nNacional de Electricidad (SNE)\" (Thus reformed by article 2 of\nLey Nº 7508 of the 9th of May,\n1995).\n\nArtículo 2º-\"Power plants of limited\ncapacity are hydroelectric power plants and those non-conventional ones that do\nnot exceed twenty thousand kilowatts (20,000 kW)\".\n\nArtículo 3º-\"Interés público. The purchase of electricity by the ICE from\ncooperatives and private companies in which at least thirty-\nfive percent (35%) of the capital stock belongs to Costa Ricans, that\nestablish electric power plants of limited capacity to exploit\nsmall-scale hydraulic potential and non-conventional energy\nsources, is declared of public interest. (Thus reformed by article 2 of\nLey Nº 17508 of the 9th of May,\n1995 and modified by Resolution of\nthe Sala Constitucional\nNo. 6556-95 at 5:24 p.m. on the 28th of November, 1995, which annulled its last\nphrase)\".\n\n. Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el\nAprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para\nla Generación\n Hidroeléctrica: Artículo 17.-\"The regulation regarding the\npublic service and the tariffs for the sale of electricity to the ICE, which are approved\nfor companies that have concessions for the use of hydraulic\nforces for hydroelectric generation under the protection of this Law,\nwill be established in accordance with the principles, criteria and norms of\nLey Nº 7593, in particular\nthe precepts of cost-of-service and of price and tariff setting\ncontained in articles 3 and 31, respectively. The criterion of avoided\ncost may not be used, under any circumstance, in the setting of\nprices and tariffs for the sale of energy to the ICE or other\ndistributors authorized by law\".\n\n In\nResolution of\nthe Junta Directiva of\nthe Autoridad\n Reguladora de Servicios Públicos No. RJD-009-2010, published\nin the Diario Oficial La\n Gaceta No. 109 of Monday the 7th of June, 2010, in which\nthe following was established:\n\nPoint II.-\"That the Plan\nNacional de Energía, with regard to the electric energy sector,\nestablished the following policies: a) Define a tariff model that\npromotes and incentivizes effectiveness, efficiency and competitiveness in the provision\nof the electric energy supply service by market\nactors and that also fosters the effective introduction of renewable\nenergy sources. b) Design a tariff system that considers, at a minimum, the\nrelationships of generating companies that sell electricity to\ndistribution companies, generating companies that sell electricity among themselves and\ndistribution companies with electricity generation activity. c) Design new\nmechanisms that incentivize the development and diversification of renewable\nenergy sources and of sector actors for electricity generation activity.\nd) It corresponds to the\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to set the\ntariffs for the public service of electricity supply in the generation\nstage\".\n\n In the document Política y Metodologías\nTarifarias del Sector Energía of the\n ARESEP it is cited, regarding the cost-of-service principle: \".the\nprinciple of \"cost-based tariffs\", does not specify that this cost must be of a\nfinancial-accounting or similar nature, and even in article No. 31 it\nindicates that aspects of social equity, environmental\nsustainability, energy conservation and economic efficiency must be taken into account; therefore, in\npractice various tariff alternatives have been used, all of which\ncould be defined as cost-based (e.g., accounting-financial,\nmarginal-economic, etc.)\".\n\n In\nregard to the public service of electricity generation, the Plan Nacional de\nDesarrollo 2011-2014 \"María Teresa Obregón Zamora\", develops a third\naxis called \"Ambiente y ordenamiento territorial\", in which\nit promotes, among other things, carbon neutrality and the use of clean\nenergy. It is established as a national goal, in chapter 3 of said plan,\nto consolidate the country's environmental positioning with a sustainable\nenergy matrix and optimal environmental performance. A fundamental pillar for that\nobjective and which also represents a strategic aspect for productive dynamism\nin a sustainability scheme, consists of the guarantee of an\nenergy matrix underpinned by renewable sources.\n\n This\nenergy matrix aims to ensure sustainability and competitiveness to\nmeet the needs of the population and production, reducing the\noil bill and the transfer of costs to the productive and consumer\nsector.\n\n To\nthis end, it was defined as a goal to achieve greater \"consistency between its\neconomic growth and its environmental positioning\", by promoting\nthe use of the renewable energy sources available,\nto ensure that 95% of national energy is based on renewable\nsources, the indicator being the percentage of total energy\ngeneration obtained from renewable sources.\n\n This\naxis contemplates various lines of action that seek to increase the capacity for\nclean energy generation, among which the generation of energy\n(625 MW) through hydroelectric, geothermal and wind projects throughout the\nnational territory stands out, which will enter into operation in the next four\nyears. These projects involve both the State and the participation of\nprivate generators. To complete energy generation initiatives,\nactions aimed at its rational use will be promoted, implementing the\nPrograma de Eficiencia Energética Nacional, by entities of the\nenergy subsector and for the benefit of the population. (Strategic Objective 6.3.5\nEnergías Renovables).\n\n On\nthe other hand, strategic objective \"7.3.1 Aumentar la producción:\ninversiones en capital humano y físico y el incremento de la eficiencia\",\nspecifically regarding infrastructure development, it is indicated that\nactions will be taken to ensure the supply of electric energy\nnecessary for the country's development in the coming decades, from\nclean and renewable energy sources, for which they will promote projects\nrelated to the construction of hydroelectric and geothermal plants.\n\n Among\nthe millennium development goals, we find \"9.2.7 Garantizar la\nsostenibilidad del medio ambiente\", which aims to fully assume\nthe principles of sustainability, by which a thriving economy must\nbe harmonized with respect for natural resources and capable of producing\nthe energy it consumes efficiently and from clean\nenergy sources.\n\n Specifically,\nregarding policies, sectoral goals and strategic actions, in the\nenvironmental sector, sectoral policy guidelines, we find goal\n3. Generation of electric energy from 100% participation of\nrenewable sources.\n\n To the\nstrategic action \"Promote renewable energy sources and their rational\nuse\", the objective \"Guarantee the use of clean energy\nsources to satisfy national demand, decreasing the use of\nhydrocarbons\" was assigned, whose goal for the 2011-2014 period is to promote the program\nof generation with renewable energies by 334 MW of clean energy and promote the\nprogram of generation with renewable energies in 1500 new\nphotovoltaic systems.\n\n On\nthe other hand, the Plan Nacional de Energía establishes the following objectives:\n\na. Ensure the use of energy, for the purpose of\nstrengthening the national economy and promoting the greater well-being of the\nCosta Rican people.\n\nb. Continue the development of generation based on renewable\nresources.\n\nc. Carry out environmental and social management of recognized excellence that\nallows sustainable development.\n\n The\nJunta Directiva of the\n Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, in accordance with\nthat established in article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Reglamento\ninterno de organización y funciones de\nla Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, is empowered\nto issue the regulatory methodologies that will be applied in the various\nmarkets. Said regulation was published in Alcance 13 to\nLa Gaceta No. 69, of\nthe 8th of April, 2009 and its reforms. The procedure for such purpose is the\npublic hearing, established in article 36 of\nLey Nº 7593, which provides:\n\nArtículo 36.-\"Asuntos que se someterán a audiencia\npública. For the matters indicated in this article,\nthe Autoridad Reguladora\nwill call a hearing, in which persons having a\nlegitimate interest may participate to express themselves. For that purpose,\nthe Autoridad Reguladora\nwill order publication in the Diario Oficial\nLa Gaceta and in two newspapers of national\ncirculation, the matters listed below:\n\na. Requests for the ordinary setting of tariffs and prices of\npublic services.\n\nb. Requests for authorization of electric power generation\nin accordance with Ley Nº\n7200, of the 28th of September, 1990, reformed by\nLey Nº 7508, of the 9th of May,\n1995.\n\nc. The formulation and revision of the norms indicated in article\n25.\n\nd. The formulation or revision of price and\ntariff setting models, in accordance with article 31 of this Law.\n\nFor these cases, anyone with a legitimate interest may present their opposition or coadjuvancy, in writing or orally, on the day of the hearing, at which time they must provide the exact address or fax number for notification purposes by the ARESEP. In said hearing, the interested party must set forth the factual and legal grounds they deem pertinent.\n\nThe hearing shall be convened once the petition has been admitted and if the formal requirements established by the legal system have been met. For this purpose, an extract shall be published in the Official Gazette La Gaceta and in two nationally circulated newspapers, twenty (20) calendar days prior to the holding of the hearing.\n\nIn the case of an ex officio action by the Regulatory Authority, the same procedure shall be observed.\n\nFor purposes of standing based on collective interest, legal entities organized under an associative form whose purpose is the defense of consumer or user rights may register with the Regulatory Authority to act in defense thereof, as an opposing party, provided the tariff petition proceeding is related to their purpose. Likewise, community development associations or other social organizations whose purpose is the defense of the rights and legitimate interests of their members shall have standing.\n\nPersons interested in filing an opposition with technical studies who lack the necessary economic resources for such purposes may request from the ARESEP the assignment of a technical expert or professional duly accredited before this entity to carry out such work. This shall be covered by the budget of the Regulatory Authority. Likewise, the Public Services Regulatory Authority is empowered to establish regional offices in other areas of the country, in accordance with its capabilities and needs.\n\n In accordance with the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority is competent to issue the tariff methodologies for regulated public services, including electricity generation, for which it must follow the public hearing procedure that guarantees citizen participation, and for the issuance thereof, it must observe the cost-of-service principle, the rules of science and technique, and the general provisions issued in the National Development Plan regarding the electricity sector.\n\n The legal framework cited above provides the basis empowering ARESEP to establish regulatory methodologies that reflect the cost structure, financing structure, required returns in accordance with the cost-of-service principle, and applicable technical aspects, in such a way that reference tariffs are obtained to allow the competitive development of private hydroelectric generation.\n\n Context of the national electricity sector.\n\n The National Electricity Sector is at a stage where it urgently requires the incorporation of the greatest possible amount of energy from electricity generation plants that use renewable energy sources and have costs lower than those of thermal plants. The latter currently generate a substantial amount of the available electricity, despite their higher economic and environmental costs.\n\n In this regard, and in accordance with the provisions of the National Development Plan 2011-2014 regarding the importance of guaranteeing an energy matrix based on renewable sources, the electricity sector must increase its generation capacity with clean energy, whether through state projects or with the participation of private generators.\n\n Technical studies are currently available demonstrating the existence of sufficient unused potential from different energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal). To take advantage of this potential in a timely manner, it is necessary to have adequate public policies, and this includes the regulatory policies that the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) is responsible for designing and executing.\n\n Among the most significant state efforts to incentivize generation with renewable sources is the determination of tariff schemes that encourage private investment in electricity generation plants using such sources. These tariff schemes must comply with the cost-of-service principle and the other principles and criteria established by Law No. 7593.\n\n Law No. 7200 of September 13, 1990, provides the opportunity to promote the contribution of private investors and increase the supply of electricity generation based on renewable energy sources. This Law authorizes autonomous or parallel electric generation and allows the Costa Rican Electricity Institute (ICE) to purchase electricity from rural electrification cooperatives and from those private companies that establish power plants whose installed capacity does not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 KW) and that use renewable energy sources. The same Law establishes that the aforementioned energy purchases may not exceed 15% of the power of all the power plants that make up the national electricity system.\n\n According to recent ICE estimates, this public company can currently contract up to a maximum of 183 MW from private electricity generators, within the framework of Law No. 7200. This is a considerable amount of energy that could be injected into the National Electric System to reduce dependence on thermal generation.\n\n To achieve the aforementioned purpose, it is necessary for ARESEP to establish reference tariffs for the transactions to be carried out within the framework of Law No. 7200.\n\n One of the main obstacles to defining the aforementioned tariff methodologies has been the difficulty in accessing adequate information to estimate the costs associated with private electricity generation, under the conditions established by Law No. 7200. Recently, this limitation has been overcome to a considerable extent, with the analyses and data provided by the ICE, with the consultation of national and international information sources, and with the contributions and comments received during the public hearing process organized by ARESEP.\n\n The analyses carried out by ARESEP have shown that there is no single standard model for electricity generation with hydroelectric plants within the framework of Law No. 7200. Although the equipment used in these activities is highly standardized, the great diversity of geological, topographical, and hydrological conditions at the sites where these plants are located causes considerable dispersion in production costs. Taking this situation into account, it has been decided to establish a tariff band within which the ICE may receive offers from a wide range of private generators and choose those most attractive to it. Within this scheme, the ICE is placed in a position to purchase energy from some plants whose production costs differ from the average costs of the private generation industry, within acceptable conditions of costs and operational efficiency. This is justified, considering that the regulation of private electricity generation by ARESEP responds to the objective of reducing dependence on thermal generation and thereby decreasing the high economic and environmental costs that this type of generation entails.\n\n The methodology by which the aforementioned tariff band is determined is based on a procedure for estimating the upper and lower values of that band, expressed in dollars per kWh. These limits are defined from the estimation of the average and the standard deviation of the investment costs corresponding to 23 Central American hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, which are in the possession of ARESEP. Other data obtained in the future may be added to this data, to expand the reference sample. The upper limit is given by the tariff corresponding to an investment cost equal to the average plus one standard deviation; and the lower limit is given by the tariff calculated with an investment cost equal to the average minus one standard deviation.\n\n It is expected that the present application of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\" approved by the Board of Directors according to resolution RJD-152-2011 of fourteen hours and fifteen minutes on August tenth, two thousand eleven, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, contributes to the benefit of energy purchasers (companies and users) and the national economy as a whole.\n\n The tariff resulting from this model would be the one used for the purchase of electric energy by the ICE from all those new private generators that, under Law No. 7200, sign a contract with the ICE and whose energy source is hydraulic.\n\n1. CURRENT METHODOLOGICAL FRAMEWORK\n\nThis section includes a summary of the methodology approved by the Regulatory Authority through resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, which constitutes the methodology to be applied in this case, as ordered by the Board of Directors.\n\n1.1. Reference Tariff Level for new private hydraulic generators\n\nThe model shall set the tariff level for new private generators under Law No. 7200 and allow for incentivizing new investments in the private electricity sector that use water as a primary energy source and whose capacity is less than or equal to 20 MW, in such a way as to complement current electric energy generation, substituting thermal energy production and its high costs.\n\n1.1.1. General Aspects\n\nThe model presented aims to determine the reference tariffs for new hydroelectric private generation plants for sale to the ICE.\n\n1.1.2. Objective\n\nThe ultimate objective of the reference tariff model defined in this report is to provide the necessary tariff incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in chapter one of Law No. 7200, to replace the greatest possible proportion of energy generated with thermal sources with energy generated from renewable sources. ICE estimates indicate that it can currently contract, from private electricity generators that produce with renewable sources, up to a maximum of 183 MW.\n\n1.2. General formulation of the model\n\nTo achieve the mentioned objective, a tariff model has been defined that stimulates private investment associated with hydroelectric generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within an acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a tariff band is established that allows the ICE to offer electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover their operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return for the level of risk associated with the activity of electricity generation.\n\nThe tariffs per kWh estimated through the proposed model include operation and maintenance costs, financial costs, and the investor's net return.\n\nIn general, the economic equation for the supply of electric energy can be expressed by equating costs plus return with income, from the perspective of the private generator. Thus, the following equation is obtained:\n\n \n\nCE + CFC + fa = IR (Equation 1)\n\n \n\nWhere:\n\nCE = Operating Costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed Capital Cost (Costo fijo por capital), which is the sum of the recovery of investment (RI) and the return (r). Thus, CFC = RI + r\n\nRI = Recovery of investment (depreciation)\n\nr = Return on investment\n\nfa = Total or unit environmental factor (factor ambiental)\n\nIR = Required income, which is the result of multiplying the tariff \"p\" by the energy sales \"E\", that is, IR = p x E\n\np = Sales tariff\n\nE = Sales (quantity of energy)\n\nSolving for p:\n\np= CE + CFC + fa\n\n E\n\nFrom the above, it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on electricity sales expectations, operating costs (costos de explotación), capital recovery (depreciation), return, and the environmental factor.\n\nThe environmental cost would be incorporated into the price determined by the general formula, becoming an integral part of the final price. The approval of the mechanism and methodology corresponding to the environmental component, as well as its respective amount, must be processed through the procedures established in the current legal framework (call for and holding of a public hearing). Currently, this methodology and its value have not been defined.\n\n1.3. Sales expectations (E)\n\nThe plant's production also depends on the availability of installed capacity for generation, which in turn depends on the physical characteristics of the development, the technology used, the age of the facilities, as well as the company's maintenance practices. In turn, the distance between the plant and the delivery point is important due to the losses associated with transmission.\n\nIn any case, it is possible to express all these factors in terms of an installed capacity utilization factor (Plant Factor). This is a commonly used factor that can be associated with each type of primary source; a value can be established for this parameter applicable to each type of source, making it possible to differentiate the sales tariff according to the primary source.\n\nIn summary, to estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariff, the following equation is considered:\n\n \n\nE = C x 8760 x fp (Equation 2)\n\n \n\nWhere:\n\nE = Annual sales (quantity of energy)\n\nC = Installed capacity of the plant in MWh\n\n8760= Number of hours in a year\n\nfp = Plant factor applicable according to the source\n\nAlthough there is an economy of scale in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs (costos de explotación), it is possible to simplify the model and perform the analysis for a plant of unitary size (unitary installed capacity), whereby the previous formula is reduced to:\n\n \n\nE = 8,760 x fp (Equation 3)\n\n \n\nThe plant factor (fp) of a power plant is defined as the quotient between the real energy generated by the power plant during a period (generally annually) and the energy generated if it had worked at full load during that same period, according to the nominal plant values identified for the different equipment.\n\nThe plant factor value used in this model shall be obtained from data from Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities of less than 20 MW, for which ARESEP possesses such information. Only data from plants in the aforementioned group that generated energy during 10 or more months of the respective year shall be used. This value shall be updated in each tariff setting. For this purpose, data from the last five-year period for which ARESEP has information shall be used. The plant factor value shall be calculated as follows: for each of the years of the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated; then, the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor datum to be used in the tariff setting.\n\n1.4. Operating Costs (CE) (Costos de explotación)\n\nThe operating cost (costo de explotación) includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with utilities or profits.\n\nThe operating costs (costos de explotación) include both variable operating costs (those expenses that occur exclusively when the production process takes place, such as taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the production process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as insurance policies, permits, permanent personnel, technical advisory services, administrative expenses, etc.). It is important to note that they correspond to expenses involving cash disbursements and, therefore, depreciation must not be included.\n\nThe calculation method shall be as follows:\n\na) Data on operating costs (costos de explotación) from a sample of hydroelectric plants operating in the country, of different installed capacities, are taken.\n\nb) An exponential regression exercise is carried out to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost (costo de explotación).\n\nc) The value of the mentioned function corresponding to a 10 MW plant is used, which is the midpoint of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.\n\nd) In each tariff setting, new operating cost (costo de explotación) data that have been obtained, corresponding to hydroelectric plants operating in the country, are incorporated.\n\nThe calculation of the operating cost (costo de explotación) value shall be updated in each tariff setting.\n\n1.5. Fixed Capital Cost (CFC) (Costo Fijo por Capital)\n\nThrough the component called \"Fixed Capital Cost\" (CFC), investors are guaranteed returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, to make the alternative of participating in the plant's development attractive.\n\nThe CFC depends on the investment amount, the leverage level used (debt/equity ratio), financing conditions (interest rate, payment method, and term), the recognized rate of return, the investment recovery period (economic life), the age of the plant, and the applicable income tax rate.\n\nThis Fixed Capital Cost item is determined by the following equation:\n\nCFC = RI + r (Equation 4)\n\nCFC = Fixed Capital Cost (Costo fijo por capital), which is the sum of the recovery of investment (RI) and the return (r).\n\nRI = Recovery of investment (depreciation)\n\nr = Return on investment\n\nWhere:\n\nRI + r = M x FC (Equation 5)\n\nWhere:\n\nr = Return on investment\n\nM = Total amount of the unit investment\n\nFC = Factor reflecting the investment conditions\n\nRI = Recovery of investment (depreciation)\n\nThe FC factor depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant.\n\nThe value of each variable that determines the CFC shall be updated in each tariff setting.\n\nThe FC factor is calculated through an equation that allows determining the amount of the uniform installment, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return. The equation is as follows:\n\nWhere:\n\nψ = Leverage (debt ratio) (%)\n\nρ = Return on equity contributions (%)\n\nt = Income tax rate (%)\n\ni = Interest rate (%)\n\ne = Age of the plant (years)\n\nd = Term of the debt (years)\n\nv = Economic life of the project (years)\n\nThe components of the FC factor formula are defined below.\n\n1.5.1. Leverage (ψ)\n\nThe financial leverage value is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the leveraged beta formula defined later.\n\nAn average of the financing information for electrical projects available at the Regulatory Authority shall be used for the calculation. This value shall be updated in each tariff setting.\n\n1.5.2. Return on equity contributions (ρ)\n\nThe calculation of the return on contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\nThe CAPM method is based on the consideration that changes in an asset's return are related to the risk associated with it and can be separated into two main components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\nThe CAPM determines the cost of average equity capital for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\n\nρ: Return on equity capital contributions.\n\nPR: Risk premium (Prima por riesgo). It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return. The risk-free rate (Kl) corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor. The market rate of return corresponds to the respective activity sector.\n\nRP: Country risk (Riesgo país). It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa: Leveraged beta of the investment. It is the covariance of the return on a given asset and the market return. It is called \"leveraged\" when part of the investment is financed with debt.\n\nThe leveraged beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\n\nWhere:\n\nβa = Leveraged beta\n\nβd = Unleveraged beta\n\nD/Kp = Relationship between debt and equity\n(estimated through financial leverage).\n\nT = Income tax rate\n\nThe parameters required to apply the CAPM method are as follows: return on equity capital contributions, unleveraged beta, risk premium (prima por riesgo), country risk (riesgo país), relationship between debt and equity, and income tax rate. Each of them is defined below.\n\na. Risk premium (PR) (Prima por riesgo): The risk premium (prima por riesgo) shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the following internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\nb. Unleveraged beta: The value of the unleveraged beta (βd) shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\nc. Country risk (Riesgo país): The country risk (riesgo país) shall also be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\nd. Interest rate (i): The monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Central Bank of Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, shall be used.\n\ne. Economic life of the project (v): For the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that this economic life is half of the project's useful life, estimated at 40 years.\n\nf. Term of the debt (d) and term of the contract: The term of the debt is 20 years. This duration has been assigned to it so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract.\n\nThe duration of the energy purchase-sale contract used in the model for the tariff calculation is 20 years, which is the maximum permitted by law. If the ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. This risk is reduced as progress is made in the opening processes of the national electricity market and the creation of the regional electricity market.\n\ng. Income tax rate (t): The income tax rate is defined based on current legislation.\n\nh. Age of the plant (e): Given that these are new plants, this variable is assigned the value of zero.\n\n1.6. Amount of the unit investment (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation of this value shall be made from data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from three sources of information:\n\na. From the document titled \"Regional Indicative Generation Expansion Plan. Period 2011-2025. December 2010\", published by the Central American Electrification Council-Regional Indicative Planning Working Group (GTPIR), the table \"Hydro candidates in OPTGEN. Capitalized investment costs updated to January 2010\".\n\nb. The reports made by the Regulatory Authority on the setting of energy sales prices to the ICE from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200.\n\nc. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to the ICE, within the framework of Law No. 7200.\n\nFrom the two mentioned sources of information, all available data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW shall be extracted. Subsequently, these data shall be subjected to the following treatment:\n\na. Five groups of plants shall be formed, each corresponding to a 4 MW range of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.\n\nb. The average investment cost of the plants included in each of the aforementioned groups is obtained.\n\nc. The average of the average values of each of the plant groups is obtained.\n\nd. To the value cited above, the amount corresponding to the payment of interest during the grace period is added. This is estimated as equivalent to two years of interest on the calculated average investment value.\n\n1.7. Definition of the tariff band\n\nThe energy sales price by private generators to the ICE shall be regulated, within the framework of chapter I of Law No. 7200, through a tariff band.\n\nThe main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are as follows:\n\n. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost is calculated.\n\n. The upper limit is established as the average production cost plus the standard deviation. This opens the option for some of the offerors to be chosen by the ICE to have costs different from the average. This option is justified, considering that the main objective of this methodology is to stimulate investments in private hydroelectric generation with competitive costs compared to thermal generation.\n\n. By determining a tariff band, the risks of potential collusion strategies by the offerors, which could be contrary to the objective of contracting energy with prices reflecting reasonable levels of efficiency, are reduced.\n\n. By setting a lower limit, the ICE's margin of action for establishing the price to contract with hydroelectric energy offerors is bounded. This restriction is convenient, taking into consideration the strong market power that the ICE has under the conditions associated with the tariff being proposed.\n\nDuring the design process of the methodology proposed in this report, it was observed that there is no standard model for hydroelectric generation with installed capacities equal to or less than 20 MW in Costa Rica. Although equipment costs are well established and are standard, the diversity of geological, hydrological, and topographical conditions results in substantial differences in infrastructure costs. Consequently, the option of establishing a price band based on efficiency levels is made difficult. The decision was therefore made to define this band using statistical criteria.\n\nIn particular, it is proposed to define the price band based on the determination of a maximum and a minimum investment cost value. To do this, the standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost is first calculated. The upper limit of the price band is defined as the average investment cost plus the standard deviation. And the lower limit, as the average investment cost minus the standard deviation.\n\nThe values of the tariff band will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley Nº 7593.\n\n1.8.      Time-of-use seasonal structure\n\nThe tariff will have a single-rate structure (estructura monómica), so that payment will only be made for energy. The time-of-use seasonal structure is a relative differentiation of the energy price, by hours of the week and by hydrological seasons. It seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electrical system, due to the seasonal influence of hydrology and the weekly behavior of the load curve.\n\nThe seasonal time-of-use tariff structure to be used is as follows:\n\n.   The high season period (período alto) covers the five months from January to May, and the rest of the year is the low season or period.\n\n.   The time-of-use periods are divided into three: peak (punta), off-peak (valle), and night (noche). The peak is constituted by the five hours, separated into two blocks, of highest demand on the five working days of the week, from 10:30 a.m. to 1:00 p.m. and from 5:30 p.m. to 8:00 p.m. The night period covers from 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day, seven days a week. The off-peak covers the remaining hours, including from 6:00 a.m. to 8:00 p.m. on weekends, where there is no peak.\n\nThe dimensionless parameters that will be applied to the defined tariff level are the following:\n\n \n\nThese parameters will be updated in each tariff setting, based on reports from the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) in which a model of a seasonal time-of-use structure for purchase prices from electric generators is defined.\n\n1.9       Currency in which the tariff will be expressed\n\nThe tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States dollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.\n\n1.10      Other considerations\n\nTo improve this methodology in the future, it is established that new private hydroelectric generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually submit to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification. In this way, ARESEP will be able to have better information for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted, at least annually.\n\n2.         FINAL APPLICATION OF THE MODEL\n\nThe application of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\" is detailed below, according to resolution RJD-152-2011 published in La Gaceta Nº 168 of September 1, 2011.\n\nBefore analyzing the details of this tariff setting and the respective calculations, it is necessary to indicate that these differ from those calculated and the tariff originally submitted to the public hearing, precisely due to the changes that the Board of Directors approved in the tariff methodology.\n\nThe tariff to be calculated is guided by the goal of establishing a tariff band that allows incentivizing new investments in electric energy generation through the use of water as a productive input, and substituting thermal generation due to its high costs and pollution levels, and on the other hand, decreasing the possibility of collusion among interested economic agents, as well as providing a framework of action for ICE as a buyer to assign a price for energy, following the principles of allocative and productive efficiency.\n\nThe proposed tariff (tariff range) depends on electricity sales expectations, operating costs (costos de explotación), capital recovery (depreciation), profitability, and the environmental factor. In this way, the calculation of the tariffs (upper and lower limit) is obtained as follows:\n\n \n\nWhere:\n\nP      =   Sale tariff\n\nCE    =   Operating costs\n\nCFC  =   Fixed capital cost (costo fijo por capital), which is the investment (M) multiplied by the factor that reflects the financing conditions (FC).\n\n             Thus, CFC = M * FC\n\nfa      =   Total or unit environmental factor\n\nE      =   Annual sales (quantity of energy)\n\n2.1.      Sales expectations (E)\n\nTo estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariffs, the following equation is considered:\n\n \n\nWhere:\n\nE      = Annual sales (quantity of energy)\n\n8760 = Hours in a year (24*365)\n\nFp     = Plant factor (factor de planta)\n\n2.2.      Plant factor\n\nThe value of the plant factor used by this model is obtained using information from hydroelectric plants under the legal framework of Ley Nº 7200 that the Regulatory Authority possesses, that is, Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW. Information from the last five available years and data from the plants in the group that generated energy for 10 or more months of the respective year were used.\n\nTo obtain the value of the plant factor, it was calculated as follows:\n\na.         For the last five years with available information, that is, for 2007, 2008, 2009, 2010, and 2011, the arithmetic mean weighted by installed capacity of the values for each individual plant with 10 or more months of production in each of those years was estimated.\n\nb.         Once the weighted average by capacity for each particular plant is obtained, the annual weighted average by installed capacity is obtained for each of the years mentioned above, yielding five data points, one for each year. In this case, the plant factor for 2007 is 0.60, for 2008 it is 0.63, for 2009 it is 0.60, for 2010 it is 0.62, and for 2011 it is 0.55.\n\nc.         The weighted average by annual capacity of these five values is the plant factor to be used to obtain the tariff. With the above data, the average is 0.60.\n\nAnnex No. 1 of the technical report of the DEN with official letter 237-DEN-2012 shows the information required to obtain the plant factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, the weighting, and the result for each of the private generation hydroelectric plants under the framework of Ley Nº 7200. The following table shows a summary of the results.\n\n \n\n2.3.      Operating costs\n\nOperating costs are considered to be the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.\n\nThe operating cost was calculated as follows:\n\na.           The sample used to obtain the operating costs is derived from the final Cost Report of the Generation System for 2010, specifically the operation and maintenance costs of ICE's hydroelectric plants, and the tariff settings for private generators carried out by the Regulatory Authority in recent years with different installed capacities; such as the Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís (Et-161-2010, folios 620 and 627), El Ángel (ET-169-2010, folios 857-858 and worksheets) and Vara Blanca (ET-185-2010, folios 327 and 328).\n\nThe operation and maintenance costs of Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís S. A. are calculated with data from file ET-161-2010 and the result is $131.01 per kW. This amount is obtained by subtracting from costs and expenses (folio 620), the depreciation expenses and financial expenses (folio 627); the resulting amount is dollarized (using the average exchange rate for 2011) to be comparable to the other data in the sample and is divided by the plant's capacity, which is 26 MW (folio 625). For the case of the hydroelectric plant El Ángel S. A., according to file ET-169-2010 the amount obtained for operating costs is $104.19 per kW, which is the result of subtracting financial expenses, depreciation, and taxes from costs and expenses (folio 858) and dividing this by the plant's installed capacity, which is 3.85 MW (folio 880). The tariff study of Central Hidroeléctrica Vara Blanca S. A., which was processed in file ET-185-2010, shows its operating costs are $111.76 per kW (operating costs are obtained from folios 327-328 and installed capacity from folio 3).\n\nb.  The sample was updated with the Industrial Producer Price Index (IPPI), as this is the index that best suits the type of cost being addressed. As the ICE operation and maintenance cost sample is as of December 2010, these data are updated with the variation between the index for January 2012 and that for December 2010, which results in a variation of 7.86%. The data from the settings made by ARESEP are 2011 data, which is why the variation is between January 2012 and the annual average for 2011, resulting in a variation of 2.22%.\n\nc.  A scatter plot was then generated with the information on plant capacity and operating cost, and an exponential regression exercise was performed (as indicated in RJD-152-2011) to estimate the function that best approximates the relationship. In this case, with the available information, the equation obtained is:\n\n \n\nwhere \"y\" is the operating costs that depend on \"x,\" which is the installed capacity.\n\nd.  For the above function, the value for a plant with a 10 MW capacity was used, which is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Ley Nº 7200. The amount for operating cost is $216.08 per kW, which is the amount used to obtain the tariff.\n\nAnnex 2 and 3 of the technical report of the DEN with official letter 237-DEN-2012 contain the sample used to generate the equation and the graph with the trend curve.\n\nIt is important to note that the regression that should be used is the one that best fits the curve according to the available information, which in this case is the power regression, which has an R² of 72.56% versus an R² of 59.32% for the exponential regression. With the power regression equation, the operating cost would be $174.85 instead of the $216.08 resulting from using the exponential regression; in the tariff band, this is reflected in a variation of between eleven and six percent more. Despite this, the exponential regression is used as indicated in resolution RJD-152-2011.\n\n2.4.      Fixed capital cost (CFC)\n\nThe fixed capital cost (CFC) reflects the investment amount and the investment conditions, among which are the debt-to-equity ratio, the financing conditions, the age of the plant and its useful life, among others. It was determined using the following equation:\n\n \n\nWhere:\n\nCFC       =        Fixed capital cost\n\nM           =        Total unit investment amount\n\nFC         =        Factor that reflects the investment conditions\n\nThe FC factor is calculated using the equation that allows determining the amount of the uniform quota, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return. The equation is as follows:\n\nWhere:\n\nψ           =                                             Leverage (debt ratio)      (%)\n\nρ            =                                             Return on equity contributions    (%)\n\nt =          Income tax rate (%)\n\ni =          Interest rate (%)\n\ne            =        Age of the plant (years)\n\nd            =        Term of the debt (years)\n\nv            =        Economic life of the project (years)\n\n2.5.      Leverage (ψ)\n\nLeverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this datum, the Regulatory Authority calculated the average debt financing of the electrical projects for which it has information.\n\nIn this case, the available information is that of the bidders in public tender Nº 2006LI-000043-PROV promoted by the ICE, which are five: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás). In addition, the information contained in the tariff studies on leverage, from the latest settings for private generators, specifically for P.H. El Ángel S. A., with a leverage of 65% according to data found in folio 855 of ET-169-2010, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010.\n\nThe following table shows the specific values for each project:\n\n \n\n2.6.      Return on equity contributions (ρ)\n\nThe calculation of the return on equity was determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\nThe CAPM determines the cost of average equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\n\nρ:         Return on equity contributions.\n\nKL:       Risk-free rate. This 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. This 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. This is the covariance of the return of a specific asset and the market return. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\n\nWhere:\n\nβa              =          Levered beta\n\nβd              =          Unlevered beta\n\nD/Kp         =          debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).\n\nt                =          Income tax rate\n\n \n\nThe value and the source from which each of the parameters calculated to obtain the CAPM are obtained are defined below:\n\na.  Risk-free rate. This is obtained as the arithmetic average of the last 60 months of the rate for 20-year United States of America (USA) Treasury Bonds, which is available on the website of the Federal Reserve of the United States, at the following address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. It is calculated this way because RJD-152-2011 does not define the method, and this is how it is currently used in all the methodologies applied by the Energy Services Directorate that use the CAPM model. If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.\n\nThe risk-free rate for the last 60 months is from February 2007 to January 2012; the average of these values is 4.17. Annex No. 4 of the technical report of the DEN, official letter 237-DEN-2012, details each of the monthly values.\n\nb.  Unlevered beta. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, was used. The value of the unlevered beta (βd) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html (different from the address indicated in RJD-152-2011 because it does not have the information corresponding to this parameter). If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.\n\nIt is not possible to use an average of the last twelve months because the information source does not have monthly data, as it only calculates an annual beta. For this reason, the unlevered beta is obtained as the arithmetic average of the unlevered betas for the electricity service in the United States of America for the sector, central, east, and west for January 2012. The value obtained is 0.48. See Annex No. 5 in the technical report with official letter 237-DEN-2012.\n\nc.  Risk premium (PR). The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, was used. The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.\n\nThe last twelve months available at the date of the setting are from February 2011 to January 2012, with which the arithmetic average is 5.87. See Annex No. 6 of official letter 237-DEN-2012, DEN technical report.\n\nThe period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a very short period to calculate the risk premium. Several documents point out the importance of considering a broad time horizon for the risk premium so as not to use rates that contain biases; this is mentioned in official letters 499-DEN-2000, 837-DEN-2000 and is indicated by the primary source of the risk premium information, that is, Aswath Damodaran. Despite this, the indicated reference period (12 months) was used as indicated in resolution RJD-152-2011.\n\nd.  Country risk. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time of calculating the tariff setting, was used. The country risk is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html (different from the address indicated in RJD-152-2011 because it does not have the information corresponding to this parameter). If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.\n\nAs with the levered beta, it is not possible to use an average of the last twelve months because the information source does not have monthly data, as the country risk is only calculated for annual periods.\n\nThe country risk value used is 3%, which is specifically for Costa Rica. See Annex No. 7 of the technical report with official letter number 237-DEN-2012.\n\ne.  Income tax rate (t). The income tax rate is defined based on current legislation.\n\nThe current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley Nº 7092.\n\nWith this information, the cost of capital results in being 15.42%, according to the following detail:\n\n \n\n2.7.        Interest rate (i).\n\nThe monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, is used. It is obtained from the address: http://www.bccr.fi.cr/flat/bccr_flat.htm.\n\nThe arithmetic average of the last sixty months, that is, from February 2007 to January 2012, of the aforementioned interest rate is 9.40%. See Annex No. 8 in official letter 237-DEN-2012.\n\n2.8.        Economic life of the project (v).\n\nAccording to the provisions of RJD-152-2011, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff.\n\n2.9.        Debt term (d) and contract term.\n\nAccording to the provisions of resolution RJD-152-2011, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by Ley Nº 7200.\n\n2.10.      Age of the plant (e).\n\nGiven that these are new plants, this variable is assigned the value of zero.\n\n2.11.      Unit investment amount (M).\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation of this value is carried out using data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from three sources of information:\n\na.           From the document titled \"Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010,\" published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), the table \"Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010,\" page 39. From this source, 21 projects with a capacity equal to or less than 20 MW and with available investment cost information are obtained. These are projects that include capitalization during the construction period.\n\nb.           The reports prepared by the Regulatory Authority on price settings for energy sales to the ICE from private hydroelectric plants, under the framework of Ley Nº 7200. In recent years, the individual settings requested that serve for use in this sample are those for El Ángel (ET-169-2010) and Vara Blanca (ET-185-2011). For these data, the interest during the grace period was calculated so that they are comparable with the GTPIR data.\n\nFor El Ángel, a total investment of $10,324,715 was considered, as recorded in folio 882 of ET-169-2010, with a nominal capacity of 3.85 MW. The investment recognized by ARESEP for Vara Blanca was $7,196,016 as recorded in folio 325 of ET-185-2010, and its capacity is 2.65 MW. These amounts do not include the interest for the grace period; for this reason, it was estimated as the equivalent of two years of interest on the calculated average investment value (the interest rate used was obtained by calculating the monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks).\n\nc.           Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to the ICE, under the framework of Ley Nº 7200. This information is currently unavailable.\n\nFrom the sample obtained with the available information from the previous sources, the following was carried out:\n\na.           The sample is separated by installed capacity ranges into five groups, each of which corresponds to a 4 MW range of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.\n\nb.           The investment cost for each of the projects included in the sample is updated with the Industrial Producer Price Index for Electric Power Generation (PCU221110221110)(*), using this index to be consistent with the methodology approved via resolution RJD-163-2011, because the methodology for hydroelectric plants (RJD-152-2011) does not specify the index to use in the update. The GTPIR data are from January 2010, for this reason, the variation of the index from January 2010 to January 2012 is calculated, and the result is negative 11.35%, while the projects from the settings carried out by the Regulatory Authority are 2011 data, which is why they are updated with the variation between the index for January 2012 and the annual average for 2011, resulting in a variation of negative 11.03%.\n\n (*)\n (Note from Sinalevi: Through the por tanto 3° of resolution RJD\n 002-2013 of February 18, 2013, the present regulation is partially revoked solely\n regarding the use of index PCU221110221110 for updating the investment cost and regarding the data\n used to calculate the standard deviation in order to establish the tariff band)\n\nThe average investment cost of the plants included in each of the groups is obtained. The first group has three projects that on average have an investment cost of $2,361 per kW, the second group also contains three projects and the average of these projects is $1,979 per kW, the third group has nine projects and the average is $2,495 per kW, the fourth group contains three projects and the average is $2,269 kW, and the fifth group has five projects with an average of $3,239 per kW.\n\nc.           Subsequently, the arithmetic average of the average values of each of the plant groups is obtained, which is $2,469 per kW.\n\nd.           Due to the characteristics of the sample, interest during the grace period is included beforehand for the projects that did not include it.\n\nAnnex No. 9 of the technical report with official letter number 237-DEN-2012 shows the sample and the investment values used.\n\n2.12.      Environmental factor\n\nCurrently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-152-2011, this factor will be included in the tariff once the methodology corresponding to the environmental component is approved, as well as its respective amount. The approval of this methodology must comply with the procedures established in the current legal framework (convening and holding a public hearing).\n\n2.13.      Definition of the band\n\nTo establish the tariff band, the following steps are taken:\n\na.           The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in $1,041.\n\nb.           The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, that is, $2,469 + $1,041 = $3,510 per kW.\n\nc.           The lower limit is established as the updated average investment cost minus the standard deviation found in step 1, in other words, $2,469 - $1,041 = $1,427 per kW.\n\nAccording to RJD-152-2011, at no time can the prices paid for the purchase of electric energy be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band.\n\n2.14.      Calculation of the tariff\n\nThe calculation of the tariff is obtained as follows:\n\n \n\nWhere:\n\np               =          Sale tariff\n\nCE            =          Operating costs\n\nCFC          =          Fixed capital cost, which is the investment\n\n(M) multiplied by the factor that reflects the financing conditions (FC).\n\nThus, CFC = M * FC\n\nfa              =          Total or unit environmental factor\n\nE               =          Annual sales (quantity of energy)\n\nOnce all the variables of the formula to obtain the tariff have been calculated, they are entered into the tariff calculation formula, and the result is as follows:\n\n \n\n2.15.      Time-of-use seasonal structure\n\nThe seasonal time-of-use tariff structure that was used is the one approved in RJD-152-2011 which indicates the following:\n\n. The high season period (período alto) covers the five months from January to May, and the rest of the year is the low season or period.\n\n. The time-of-use periods are divided into three: peak (punta), off-peak (valle), and night (noche). The peak is constituted by the five hours, separated into two blocks, of highest demand on the five working days of the week, from 10:30 a.m. to 1:00 p.m. and from 5:30 p.m. to 8:00 p.m. The night period covers from 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day, seven days a week. The off-peak covers the remaining hours, including from 6:00 a.m. to 8:00 p.m. on weekends, where there is no peak.\n\nThe dimensionless parameters that will be applied to the defined tariff level are the following:\n\nAccording to the above dimensionless parameters and the calculated tariff bands, the tariff structure to be approved for the average and the band ($/kWh) is:\n\n \n\n2.16.      Currency in which the tariff will be expressed\n\nAccording to the provisions of resolution RJD-152-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States dollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.\n\n2.17.      Adjustment of the tariff band values\n\nThe values of the tariff band will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley Nº 7593.\n\n2.18.      Obligation to submit information\n\nNew private hydroelectric generators to which the rates established through this tariff setting are applied are obligated to submit annually to ARESEP audited financial information (including operational and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) along with their proper justification. For these purposes, the company’s audited financial statements must be submitted at least annually.\n\n2.19. Application of methodology\n\nThe methodology approved through resolution RJD-152-2011 establishes that its application is for new private generation plants for sale to ICE that operate under the framework of Chapter I of Ley Nº 7200 and that generate electricity with hydroelectric sources, once it is published in the Official Gazette La Gaceta.\n\nII.-That with respect to the statements of the opponents, summarized in Resultando VI of this resolution and in accordance with the analysis conducted by the Energy Services Directorate (Dirección de Servicios de Energía), the following is indicated:\n\nSome of the most recurrent arguments that could potentially most significantly affect the rate are summarized. ARESEP’s position on each of them is set forth.\n\nThis section is based on the analysis that was carried out when the respective methodology was submitted to a public hearing (OT-029-2011). In our case, it is not possible to differentiate between the arguments put forward by opponents to the methodology and those regarding its respective application. However, it must be taken into account that once the methodology is defined by the Board of Directors (Junta Directiva), the arguments presented lose their validity.\n\n\"(.)\n\n1.1. Main arguments presented.\n\n The oppositions deal with a considerable number of specific topics.\n\n 3.1.1 Rate scheme: Price-cap rates, band rate, or single rate? Several of the oppositions expressed at the hearing objected to the price-cap rate scheme, and in particular the use of a rate associated with average costs to establish that cap.\n\n ARESEP's analysis subsequent to the hearing coincides with the majority of the arguments against establishing a price-cap rate based on average costs. That scheme has the drawback of leaving private generators with costs higher than the average that ends up being estimated without the possibility of participating as an energy supplier for ICE. In this regard, it must be considered, first, that the average estimated in the proposal sent to the hearing does not correspond to a specific efficiency level, as it is simply a statistical average of available cost data. Secondly, it must be taken into account that in the industrial segment of hydroelectric energy generation with capacities equal to or less than 20 MW, there is no efficient production standard. Although the equipment used in that industry is highly standardized, the diversity of geological, topographical, and hydrological conditions of the possible project sites implies the existence of a wide range of infrastructure costs. Thirdly, it is worth keeping in mind that the objective of the proposed rate scheme is to minimize the use of thermal generation, provided that the substitution is carried out with renewable sources and significantly lower costs.\n\n Considering the three aspects mentioned above, it is concluded that there may be plants with costs higher than the average that nevertheless produce with efficiency levels much higher than those of thermal generation and with less negative environmental impact. For that reason, the rate scheme should establish an upper limit above average costs, within a reasonable range to stimulate efficiency in the segment of tradable private hydroelectric generation under the framework of Ley Nº 7200.\n\n On the other hand, the price-cap rate scheme has the drawback of not establishing a lower limit for the price of energy to be purchased by ICE. This would mean that ICE, in its condition as a monopsonistic operator, would have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators who can be considered efficient.\n\n In accordance with the foregoing, the Board of Directors chose to approve a band rate scheme. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the relevant industrial segment, a statistical criterion has been employed to define the band (as a function of the average and standard deviation of investment costs).\n\n On the other hand, some oppositions requested that a single rate be established to set the sale price of the energy to be purchased by ICE under the framework of Ley Nº 7200. In this regard, it is worth keeping in mind that if a single rate were established with a value equal to the upper limit of the rate band proposed in this report, ICE would be left with no discretion to give preference to suppliers quoting lower rates. On the contrary, it would be obligated to grant the same rate to all suppliers, and to award contracts based on criteria other than the offered price. This eventual scheme would entail a disincentive to technical and economic efficiency in the operation of the hydroelectric companies willing to sell their energy under the framework of Ley Nº 7200.\n\n 3.1.2 Recognition of capital profitability: Although the CAPM (Capital Assets Pricing Model) method presents some disadvantages and practical application problems, it is usable for the conditions of the Costa Rican private hydroelectric energy generation segment, because it operates under market conditions and is composed of a significant number of operators who do not have restrictions on the mobility of their capital. For industries with conditions such as those mentioned, the CAPM is an adequate method for recognizing the return on capital. Among its advantages are that it allows consideration of the particularities of a sector (such as the electrical one), it is more transparent than other alternatives, it allows for taking long-term averages of relevant variables to avoid high volatility in results, and it admits adjustments due to the degree of leverage or risk of each sector.\n\n In the specific case of the value of the beta parameter that is part of the CAPM method, the recommendation expressed in several oppositions is accepted, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York, USA., which provides updated information. Failing that, an alternate, public, and reliable source would be used.\n\n 3.1.3 Financing: The financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match it with the maximum contract period allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Central Bank of Costa Rica (Banco Central de Costa Rica); iii) financial leverage will be estimated based on available data on private hydroelectric projects held by ARESEP; and iv) other variables used to apply the CAPM method will be taken from the Internet site of Professor Aswath Damodaran.\n\n 3.1.4 Periodicity of contracts and rates: The original proposal that was taken to public hearing contained two alternatives regarding the rate term: one with a single rate during the 20 years of the contract; and another segmenting the term into two sub-periods of 13 and 7 years, respectively. This latter alternative was considered in some oppositions as causing greater uncertainty, which could in turn imply higher costs and, potentially, make some projects unbankable. For this reason, in the approved methodology, it was agreed to leave only the alternative of a single rate for the entire duration of the contract.\n\n The rate recognizes a contractual period of 20 years (maximum permitted by legislation), although the projects have a useful life that can double this period. Although it is recognized that this restriction creates uncertainty for the investor, by not being able to be sure of being re-contracted for a second period, it is imposed by the current legal framework. In any case, a 20-year contract is very favorable for any investor operating in the hydroelectric energy sales industry. Furthermore, it is considered that the probability of a new contract after the expiration of the 20-year period is high, taking into account the imminent integration of the Central American electricity market, the trend of increasing hydrocarbon prices, and the growth of national electricity demand.\n\n 3.1.5 The environmental factor: ARESEP agrees with establishing an environmental factor in public service rates. The legislation allows it and it is advisable from a technical point of view. However, for this recognition, it is necessary to formulate a concrete, well-founded methodology, which must undergo the process established in the legislation (public hearing).\n\n 3.1.6 Rate updating: The values of the rate band will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley Nº 7593. All the values that determine the rate will be updated in each tariff setting.\n\n 3.1.7 Investment: Several alternatives have been proposed regarding the amount of investment to be recognized in this rate model. Some of the opponents' proposals request recognizing information derived from a database of plants from the United States of America (USA). Although this database contains a large number of plants, which is in principle attractive from a statistical and economic point of view, the information contained presents several doubts about whether the average investment level in the USA is representative of that corresponding to Costa Rica. Additionally, it must be noted that if one wishes to use this database to establish the investment cost, it must also be used to establish the cost of exploitation (costo de explotación), to be consistent in its application. Unfortunately, the actors who participated in the hearing did not provide comparative information that would allow reviewing these values with better elements of judgment, to guarantee consistency in the proposed model.\n\n A decision was made to select a sample of investment cost data from Central American plants, coming from a study prepared by a regional body: the Electrification Council of Central America-Regional Indicative Planning Working Group (Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional, GTPIR). The report from which the investment data originates has the following title: \"Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025\", and is dated December 2010. To the data from that source were added the investment cost data of Costa Rican plants coming from ARESEP tariff studies. It is considered that these sources of information are more appropriate than the one containing investment data in the USA, because they deal with hydroelectric projects with the physical and economic conditions of the Central American region.\n\n The unit investment cost is actually an average of the average values corresponding to each of the five 4 MW ranges contained below the upper limit of 20 MW established by Ley Nº 7200. In this way, an attempt is made to give equal representativeness in the average to the sample values associated with each capacity range. As can be noted, an average value of all available data is being estimated. Therefore, it is not the investment value corresponding to a 10 MW plant, as was indicated in some oppositions. It must be added that, to the average investment cost value, the capitalization of two years of interest from the grace period is included. Furthermore, it must be considered that the CAPM model incorporates a leveraged \"beta,\" which reflects the risk associated with financing.\n\n 3.1.8 Exploitation costs: Of the available sources, it has been considered that the best is the one corresponding to the costs of ICE plants, because it involves a moderately significant number of plants, these are national, and periodic information about them is available. Likewise, corresponding adjustments must be made to the information presented to account for the type of costs incurred and the size of the plants.\n\n Taking into account what was expressed in some oppositions, the estimation of the exploitation cost was revised using the procedure indicated above.\n\n In this case, the Energy Services Directorate strictly applied what was approved by the ARESEP Board of Directors when approving the respective methodology.\n\n 3.1.9 Payment of dividend tax: It is the criterion of the regulatory entity that within the cost structure of public services, only those taxes inherent to the business productive activity corresponding to the executing economic entity should be considered, and not those that shareholders must pay on their profits, which must be assumed by the investors and not by the users of the public service. As occurs in all businesses, the tax on dividends must be covered by the beneficiaries thereof. It is not up to the regulatory entity to decide on the destination of such returns.\n\n 3.1.10 Validity of resolution RJD-009-2010 (existing plants): The methodology that was approved to define the rates for existing plants (Resolution RJD-0009-2010) will be applied only to those that have already had a contract with ICE. The methodology now proposed is for new plants; therefore, it is not legally appropriate for the proposed methodology to repeal the previous one.\n\n 3.1.11 Objectivity of the methodology: In some oppositions, it was expressed that the fact that ICE contributed to the design of the proposed methodology generates objectivity problems in its formulation. In this regard, it must be clarified that the methodology proposed by the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) is based on several sources of information, and was proposed, in its original version, by ARESEP officials. It has subsequently been enriched with contributions from different actors, including some of the operators; it is not an ICE proposal. Although the latter contributed valuable inputs, the same can be said of other actors.\n\n Precisely, the public hearing process that has been carried out is so that all possible interested parties in the process may express their technical opinion and their opposition, if they eventually considered that the proposal suffers from conceptual or methodological problems, or biases in favor of one of the parties.\n\n 3.1.12 Promotion of private investment in hydroelectric generation: The model proposed in this report is designed to stimulate private investment in hydroelectric generation, aimed at taking advantage of the opportunities opened by Chapter I of Ley Nº 7200. Two of the main elements of the model that would allow achieving that objective are the following: a) establishing a rate band scheme, through which a considerable margin is offered so that firms with costs different from the average have possibilities of selling energy to ICE; and b) opening the possibility of including an environmental component in the rate, the design of which will be submitted to a hearing in due course. Other improvements with respect to the formulation of the model sent to public hearing that allow for establishing more attractive rates for private generators are the following: a) recognizing, in the investment cost, the interest corresponding to two years of the grace period when applicable; and b) using for the application of the CAPM methodology the values obtained from an internationally recognized, verifiable, and periodically updatable source of information.\n\n 3.1.13 ARESEP's authority to set any rate modality: Regarding ARESEP's authority to establish any type of rate methodology, the Office of the Attorney General of the Republic (Procuraduría General de la República) has already pronounced itself on several occasions, for example in its Opinions: C-348-2001, of December 17, 2001, and C-003-2002, of January 7, 2002, as follows:\n\n [...] pursuant to Article 3 of the Law of the Regulatory Authority (Ley de la Autoridad Reguladora), the principle governing tariff setting is that of cost-of-service (servicio al costo). Said article states in its subsection b) regarding cost-of-service:\n\n '... Principle that determines the way of setting rates and prices for public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow for a competitive return and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31'.\n\n And it adds that [...] 'This last article [refers to Article 31 of Ley Nº 7593] obligates ARESEP to take into account the model productive structures for each service according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the company. Likewise, it indicates as elements for setting the criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan (Plan Nacional de Desarrollo). At the same time, the Authority is obligated to ensure that its rates respect the financial equilibrium of the service-providing entities. [...]'\n\n In compliance with this principle [refers to the principle of cost-of-service], the Regulatory Entity (Entidad Reguladora) may establish various methodologies [the methodology - states the Office of the Attorney General of the Republic in its Opinion C-348-2001, of December 17, 2001- is the set of ordered operations directed at a specific result, in this case the setting of the rates corresponding to the public service in question], which will be valid as long as they are based on the necessary costs of the service provider. We point out, to that effect, that beyond respecting the principles governing tariff setting, the choice of the most adequate methodology constitutes a problem of a technical nature. A nature that also applies to the work aimed at determining whether the selected methodology respects the cited principle. (The original is not underlined).\n\n 'One could expand on the above to maintain that in the choice and application of any methodology, the Regulatory Entity must comply with the Law and with technical criteria, which in any case may be an element for determining the regularity of its actions, as derived from Article 16 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública)[']. (The original is not underlined).\n\n From the foregoing, it can be concluded that ARESEP has broad authority to establish and use the methodologies it deems convenient, as long as the principle of cost-of-service is respected, the financial equilibrium of the public service providers subject to the regulations of Ley Nº 7593 is not undermined, and they are in conformity with the provisions of Article 16 of the cited General Law. These authorities include the setting of specific rates or rate bands. Keep in mind that a rate band is nothing other than a possible sequence of authorized rates. It must be borne in mind that the setting of rates via bands by public service regulatory entities worldwide is frequent.\n\n Finally, it is worth citing the recent Resolution 000506-F-S1-2010 -issued by the First Chamber (Sala Primera) of our Supreme Court of Justice (Corte Suprema de Justicia), at 9:45 a.m. on April 30, 2010-, in what is pertinent:\n\n [...]\n\n CONSIDERING (CONSIDERANDO)\n\n [...]\n\n III. [...] Then, despite alleging that the principles of legality, reasonableness, proportionality, and legal certainty were infringed, it does not indicate how this occurs, but rather limits itself to pointing out that the band system constitutes a delegation of powers. For this Chamber, it is clear, according to precept 5 of Ley Nº 7593 of ARESEP, among its competencies is that of setting prices and rates for public services [...] Hence, for this Collegiate Body, the defendant, without exceeding its powers in resolution RRG-9233-2008, whose nullity is sought in this process, created a band system for determining the price of fuels at ports and airports [...] In accordance with the stipulations of numeral 31 ibidem, ARESEP can enable or create price calculation models for regulated services, being able to take into account variables external to the providers [...] Thus, in this case, the defendant [refers to ARESEP] did not delegate its competence to RECOPE, but rather established the formula that it technically estimated to be more adequate and suitable for regulating the specific market [...] Consequently, the only thing the Refinery [refers to RECOPE S. A.] does is apply it [...], but it is ARESEP who continues determining the rate for that market, through the established methodology. [...] V. In accordance with the foregoing, the illegalities invoked by the appellant have not occurred, therefore, the appeal must be rejected.\n\n1.2. A summary is presented below of the main arguments of the oppositions and supporting briefs admitted at the time for the rate methodology on hydroelectric generation and that may have an impact on the definition of the rate level.\n\n1.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436, folios 87-95 of ET-028-2011:\n\n The proposed models effectively set a cap on hydroelectric and wind generation rates for new projects, but they are based on investment data and operating costs of reference rates effectively, the problem is that we are not certain that those plants ARESEP is using to define those caps were hydroelectric or wind projects that were developed efficiently. And the problem with this is that plants that were inefficient at the time of their execution are used as a reference.\n\n There is agreement with what is expressed in the cited text, insofar as there is no certainty that the estimated average investment and exploitation values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report, of establishing a rate band around the investment average, allows for overcoming this uncertainty, within reasonable limits. In relation to this topic, see point 3.1.1 of this section.\n\n ARESEP must initiate the financial oversight of private electrical generation projects, requesting and reviewing the corresponding financial statements so that they reflect, to review whether the actual investments and the proposed investment models are being reflected. And they should consider regional investment and operation data, adjusted to the national situation.\n\n There is agreement with what is expressed in the cited text, regarding the importance of having financial information from private generation operations under the framework of Ley Nº 7200, as input for the adequate setting of rates. Currently, little information of that type is available. In this report, it is proposed that operators selected to sell energy to ICE must submit to ARESEP periodic financial reports on their operations.\n\n1.2.2. Jorge Arturo Alfaro Vargas, ID 2-306-651:\n\n The objection is with respect to the price-cap rate concept, since one is in a condition where a very detailed analysis is being conducted, very much at real cost, where it is not possible to reduce that price being used in the model and that using a price-cap rate concept disadvantages the investor in that concept.\n\n There is agreement with what is expressed in the previous text. See in this regard what is expressed in point 3.1.1 of this section.\n\n1.2.3. Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273, folios 97-102 of ET-028-2011:\n\n Because the model does not incentivize, that is, it is proposed that incentives are needed and the model disincentivizes. It is proposed that an effort must be made in that incentivization and no effort is seen to be proposed.\n\n On this topic, see what is expressed in points 3.1.1, 3.1.5, and 3.1.12 of this section.\n\n Because the model first proposes price-cap rates, that is, that is the maximum that will be set. Price-cap rates are proposed, with information that was hardly available, much information coming precisely from the single buyer which is ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end it is the only one that will buy and what the generators know is that this is the maximum they will aspire to.\n\n From the point of view of the act's content, there is also a problem, which is that in principle the content, the law says, must also be lawful, that is, it is not just about it sounding good mathematically or economically. The content must also be lawful. And when we go to analyze if the content is lawful, what must be established by the legal system, the environment being a fundamental right. It turns out that additionally the Law of the Regulatory Authority in Article 31, which refers precisely to rates, establishes that environmental sustainability must be considered when setting rates, so we have that in the Constitution, in the Law, and even in the same report that mentions an environmental factor, it is established at all levels that there must be an environmental parameter, which is part of the lawful content of that act. However, in the model there is no environmental factor at all. An omission that could even be an unconstitutionality by omission, because the Constitution has it, the Law has it, and it is in the initial report itself.\n\n Regarding what is stated in the transcribed text concerning the drawbacks of establishing a price-cap rate scheme based on average costs, see what is expressed in point 3.1.1. In relation to the need to include an environmental component in the rate, see point 3.1.5.\n\n We must also legally distinguish the difference that exists between a public works concession (concesión de obra pública) and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is the property of the State and it is before, during, and after. But when we are in a case like this, where we have an electric generation plant and it is the property of X company, that is framed by the right of private property and cannot be given the same treatment, which is what happens in some cases exactly the same treatment as if it were a concession where the State gave the asset.\n\n That is very dangerous because it could also be a constitutional violation of the right of private property. Why? Because one of the elements of the right of private property, which is fundamental in any democratic country, is the economic value that private property has. If I leave supposedly private property without its economic value, I am denaturing it and turning myself into a totalitarian country where I assign no value to any assets nor give them any type of importance.\n\n There is agreement with what is expressed in this position, in that the contractual conditions inherent to the sale of electricity to ICE under the framework of Ley Nº 7200 are different from those of public service concession contracts. The methodology includes the updating of all variables in each tariff setting, including the investment line item, which allows the project value to be updated in each tariff setting.\n\n1.2.4. P.H. Don Pedro S. A. and P.H. Río Volcán S. A. Represented by José Antonio Benavídez Sancho, ID 1-0478-0037, folios 113-172 of ET-028-2011:\n\n ARESEP is calling a tariff hearing to determine the \"reference price-cap rates\" and does so with a methodology (CAPM) that minimizes the calculation of investor profitability considering the principle of cost-of-service. ARESEP intends that with this signal, private generators compete within a legal framework that is not designed for those purposes, offering different prices lower than the cap, widely contradicting several fundamental precepts of Ley Nº 7593.\n\n With the shift from the price-cap rate scheme based on average costs to a rate band scheme around these, and with the change in the values of several CAPM methodology parameters, the possibilities of incentivizing private investment aimed at selling energy to ICE under the framework of Ley Nº 7200 are broadened. See in this regard points 3.1.1, 3.1.2, and 3.1.5 of this section.\n\nThe CAPM used by ARESEP implies a minimum profitability that potential investors would demand, but specifically, the proposed method should at least consider the existence of a premium for the additional risk associated with the small size of the investments, and a premium for the additional risk associated with other factors, such as the low or nil liquidity that such investments have because they are not listed on efficient stock markets. For the reasons set forth above, ARESEP is requested not to establish a reference price-cap (tarifa tope), but rather, as indicated in Law No. 7593, to set a rate (tarifa) for the purchase and sale of energy between private generators and ICE under Chapter I of Law No. 7200, which must consider the sources of risk associated with the size and characteristics of the investment.\n\nWith the CAPM methodology, the main risk elements associated with the activity for which the rate is to be set are considered. In any case, the establishment of a tariff band (banda tarifaria) offers a margin to accommodate projects facing particular situations. See what is indicated in points 3.1.1, 3.1.2, and 3.1.5 of this section.\n\nRegarding the drawbacks of establishing a single rate to set the price of energy to be purchased by ICE under Law No. 7200, see the last paragraph of point 3.1.1 of this section.\n\nThere does not appear to be evidence, within ARESEP's model, of the inclusion of a variable representing the criterion of environmental sustainability, indicated in Law No. 7593, although the context of the document on the model continuously discusses this topic. Regarding the advisability of including an environmental component in the rate,\n\nSee point 3.1.5 of this section.\n\nIt is not clear how this model intends to \"attract\" investment for the development of electricity with renewable resources and private capital participation, as ARESEP's document does not explain how the model achieves this objective.\n\nPoint 3.1.12 of this section explains the main aspects of the tariff model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric power generation, within the framework of what Law No. 7200 establishes.\n\nIt is inadmissible that the model and the calculation parameters were developed by ICE officials, who are one of the parties in the energy purchase-sale relationship under Chapter 1 of Law No. 7200. This position does not seem balanced, especially when there is no evidence that, during the model formulation process, the opinion of private generators or ACOPE was taken into account.\n\nRegarding what was expressed in the text cited in the previous paragraph, see point 3.1.11 of this section.\n\nIt is necessary to resolve the situation of the tariff file (expediente tarifario) ET-135-2008, its result, resolution RJD-009-2010 published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010, this being the Methodology for setting rates for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with ICE. Furthermore, the permanence of a methodology for existing private generators makes no sense given the current processing of files ET-028-2011 and OT-029-2011.\n\nIn relation to the issue raised in the text of the previous paragraph, see point 3.1.10 of this section.\n\nRegarding the presented model, it does not include: the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law (Ley del Impuesto sobre la Renta) in its Article 18, subsection \"a\" (Law No. 7092). This tax must be considered within the tax burden, which is reflected using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on dividend distribution.\n\nRegarding the 15% tax on dividends, as with all businesses, these taxes must be covered by the beneficiaries of said dividends. The destination of surpluses or tariff revenues (payment of dividends, taxes, etc.) are not issues that should be addressed by the regulatory body.\n\nSince the rate is established in US dollars, it must be clarified that it must be convertible at the corresponding selling exchange rate.\n\nThis report establishes that the payment conditions will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.\n\nIn relation to the rate adjustment, it must be established that the value at which the energy sale was contracted must govern for the entire term of the contract, being periodically adjusted for internal and external inflation variables, as well as for the devaluation of the colón. This adjustment must be made at least annually, or with the frequency required if the level of the indicators in the adjustment formula shows behavior that justifies it.\n\nRegarding the updating of the variables that define the rate, see point 3.1.6 of this section.\n\nFor investment costs, it was proposed to use a US database, comprised of 1634 data points corresponding to hydraulic plants of 20 MW or less, run-of-river (a filo de agua) or with reservoirs for these sizes. The updating of investment costs to present value was carried out using the industrial producer price index of the United States (IPPI-EEUU), for the year 2011 (February). The result obtained for the investment cost is $3,396/kW. It should be noted that the value could be underestimated, as it does not consider local import costs (sales tax), which in the case of US plants represent local costs.\n\nRegarding what was expressed in the previous paragraph, see point 3.1.7 of this section.\n\nIt is necessary to review in the future the information on terms, rates, and conditions of bank financing used in the rate calculation.\n\nRegarding the financial conditions included in the proposed model, information was requested from financial entities so that it is precise and corresponds to the current conditions for projects of this type. Additionally, to address this point, the methodology considers a leveraged \"beta\", which implicitly incorporates the risk derived from the project's financing.\n\nThe CAPM model with which profitability is calculated must be adjusted in such a way as to reflect the reality of the private electricity generation sector in CR. Given this, what is proposed is to include an additional variable in the formula called Company Risk (Riesgo Empresa), which considers that the liquidity of the shares of a generation company of less than 20 MW is significantly lower than the liquidity of a basket of shares of energy companies of the same size and diversification as those in the US but located in CR. Similarly, this value can also consider geological, hydrological, environmental, and construction risk, with which the formula would be: Ke = Kl + βa *(Km-Kl) + RP + Remp, where it is proposed to use a β = 0.48 according to a database compiled by Dr. Aswath Damodaran (http://pages.stern.nyu.edu/-adamodar/), a tax rate of 40.5% to reflect the effect of the tax on dividend distribution, and a Company risk (Remp) of 3% which is 2 times the standard deviation of the profitability of a hydroelectric project, financed 100% with equity, according to the 2008 Cubujuquí hydroelectric project of Coopelesca, R.L. and the P.H. San Joaquín of Coopesantos, R.L., for a cost of capital of 13.41% for a 13 and 20-year contract and 9.46% for a renewed 7-year contract.\n\nGiven the limitations of the Costa Rican stock market, what is cited as company risk is captured by the country risk (which is the difference between the domestic market and the market of the United States of America). Furthermore, it must be considered that in general, regulated markets have lower risk than competitive markets.\n\nRegarding the definition of the β parameter, there is agreement with the proposed source, or another similar one that is public and reliable. See point 3.1.2 of this report.\n\nOn the other issues, the Board of Directors (Junta Directiva) has already established the respective methodology and sources of information.\n\nIn relation to the recognition of the dividend tax, refer to point 3.1.9.\n\nRegarding the rate adjustment, it was proposed that it be only on operating costs (costos de explotación), this being inadequate due to the length of the proposed contract terms, which correspond to 14 and 20 years of operation to which the construction period must be added. Within these terms, the entire rate must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is advisable to use the US Producer Price Index parameter using the Bureau of Labor Statistics of the United States of America as a source; for the rest of the components, it is proposed to use national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))).\n\nIn relation to the long duration of the contracts and the costs involved in the construction period, it is considered advisable to incorporate the financial expenses incurred during the grace period as an integral part of the investment cost when applicable. Regarding the updating of the different costs, see what is expressed in point 3.1.6.\n\n1.2.5. Oppositions presented by: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), represented by Mario Alvarado Mora, ID 4-129-640, folios 367-406 of ET-028-2011; Empresa Eléctrica Matamoros S. A., represented by Juan Carlos Madrigal Matamoros, ID 1-0771-0693, folios 251-283 of ET-028-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, represented by José Jonathan Zúñiga Prado, ID 1-890-593, folios 195-237 of ET-028-2011; and Inversiones La Manguera S. A., represented by Mauricio López Cedeño, ID 1-869-512, folios 330-365 of ET-028-2011.\n\nThe concept of a price-cap (tarifa tope) has no legal or technical basis and, at least in the analysis conducted, would only promote price competition against the profitability of investors.\n\nIt is a competition that also lacks a legal framework, as Law 7200 nor any other Law that we know of is designed for this purpose; it is precisely for this that the special electricity commission of the Legislative Assembly (Asamblea Legislativa) is discussing the General Electricity Law project that will establish that type of competition. But the current frameworks do not contain it, and furthermore, the price-cap concept contradicts some principles of Law No. 7593. It demands a lower profitability from the investor than that established by a methodology like CAPM, promoting a potentially ruinous business and against the financial equilibrium of the company, a topic established in Law No. 7593.\n\nIn this report, the price-cap scheme is replaced by a tariff band (banda tarifaria) scheme. See in this regard point 3.1.1 of this report. In relation to the application of the CAPM methodology, see point 3.1.2. Regarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases under Law No. 7200, based on a tariff band scheme defined by ARESEP, see point 3.1.13 of this report.\n\nThere is no evidence in the model of the environmental sustainability criterion established in Law No. 7593; there are important elements that should be considered to assess this criterion, opportunity cost and externalities of thermal sources, and by opportunity cost, I mean that if thermal plants are not installed and the country needs renewable plants, thermal plants would have to be installed, with the difference in costs, with the difference in emissions, with the difference in foreign currency outflow, with the difference in a country's image problems.\n\nRegarding the advisability of including an environmental component in the rate, see point 3.1.5 of this section.\n\nARESEP also cites the possibility that these rates decided through this process be applied to private generators that sell to other authorized agents, but we really do not know of any other authorized agents or under what legal regulations this could be done because the only possibility we know of is Law No. 7200 for private generators. If the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) could enlighten us on this topic, we could really assess this matter because the file does not contain evidence of what those other options are.\n\nRegarding this point, the present tariff setting will be applicable only to those new hydroelectric plants that sell electric energy solely to ICE, since its scope of action was defined in the methodology approved by the Board of Directors (resolution RJD-0152-2011).\n\nThe models and calculation parameters, as indicated in the same file of this public hearing, were made by ICE, which is the buyer, evidencing a conflict of interest.\n\nOn the topic addressed in the previous paragraph, see what is set forth in point 3.1.11 of this section.\n\nOn May 7, 2010, according to resolution RJD-009-2010, published on June 7, 2010, it establishes a methodology to set rates for existing generators. The current tariff procedure contemplates the case of a rate for re-contracting and, furthermore, the procedure we are discussing now differentiates between hydroelectric and wind cases, which is an additional element compared to what was established in the previous resolution of the Board of Directors, and we consider it very prudent, to avoid confusion, contradictions, and errors, to request ARESEP to repeal and archive this resolution published on June 7, 2010.\n\nThe tariff models that were discussed in the public hearing of April 6, 2011, are only applicable to new hydroelectric plants.\n\nOn this topic, see what is expressed in point 3.1.10 of this section.\n\nThe model does not include the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law in its Article 18, subsection a. Which is reflected using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on dividend distribution.\n\nRegarding what was expressed in the previous paragraph, see point 3.1.9 of this section.\n\nThe energy sale rate must govern for the entire term of the contract; this is very important because otherwise, we will have no possibility of securing bank financing, and the adjustments must be periodic for internal and external inflation variables as well as for devaluation, because the financial part is also variable. Rates are variable; it is very difficult to find fixed rates in the financial sector, so a formula is proposed that is annexed in the study we have submitted in documentation here at the entrance of this hearing for it to be assessed by the Regulatory Authority.\n\nOn the duration of the contracts, see what is expressed in point 3.1.4 of this section. And on the financing topic, see points 3.1.2 and 3.1.3.\n\nFor the investment cost for hydroelectric plants, ARESEP basically discards an important database and discards it because the updating of its data reaches a value of 4,500 dollars per installed kilowatt and considers it too high. ACOPE updated the database, but not the entire database, taking the projects that actually pertain to this tariff setting, which are run-of-river plants smaller than 20 Megawatts or with reservoirs for those sizes, with the weighted average using the Industrial Producer Index of the United States, which is what ARESEP recommends, and it results in a value of 3,396 dollars per installed kilowatt.\n\nRegarding what was expressed in the previous paragraph concerning the estimation of investment costs, see point 3.1.7 of this section.\n\nIn the case of operating costs (costos de explotación) for hydroelectric plants, to the data provided by ARESEP we have added the data that were included in tariff file 135-2008, which belong to our associates. Also included are the administrative costs that were omitted by ARESEP and are very important, as it is not only operation and maintenance, but also the administration of that operation and maintenance. And they are updated with the appropriate index and the new adjustment curve is calculated. To select the value of the average plant size, plant capacities that are basically in that group, but that are equal to or less than 20 Megawatts, are considered, and with the average data of these capacities, the operating cost is obtained, which is 146 dollars per kilowatt per year.\n\nIn the operating cost category, administrative, operation, and maintenance costs are included, which were taken from a representative sample of plants, updated to present value.\n\nOn this topic, see also what is expressed in point 3.1.8 of this section.\n\nOn the topic of profitability (CAPM), making an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by ACOPE associates but also by academics from the Tecnológico, we have an effect of adjusting this process to the Costa Rican case and the values it gives are explained in the document. First, they are within the range of 15 and 18 and 27 and 96, the value of the academics from the Tecnológico, and those we calculated for the specific cases in new contracts are 15.81 and 9.45 for the profitability of the investor's cost of capital.\n\nIn the proposal presented in this report, several of the parameters used to apply the CAPM methodology according to the methodology approved by the Board of Directors were modified. See in this regard point 3.1.2 of this report.\n\nRegarding the rate adjustment, it was proposed that it be only on operating costs, this being inadequate due to the length of the proposed contract terms, which correspond to 14 and 20 years of operation to which the construction period must be added. Within these terms, the entire rate must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is advisable to use the US Producer Price Index parameter using the Bureau of Labor Statistics of the United States of America as a source; for the rest of the components, it is proposed to use national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1)))\n\nIn relation to the topic of the construction period, it is indicated that the proposal in this report includes, as part of the work's cost, the capitalization of two grace years when applicable. Regarding the updating of the different costs, see point 3.1.6 of this report.\n\n1.2.6. Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994, 407-540 of ET-028-2011:\n\nThe rate established by ARESEP does not provide adequate profitability for the activity being carried out. ARESEP's tariff model is methodologically correct, but the information applied to it is incorrect and the signals ARESEP is sending to the market do not encourage private company participation at all.\n\nPoint 3.1.12 of this section explains the main aspects of the tariff model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric power generation, within the framework of Law No. 7200.\n\nRegarding the tariff structure, seasonality concentrates too much income in 5 months of the year, which, let's say, financially is sometimes not logical for those with financial burdens. As it is observed that 66% of income is generated in 5 months of the year, while in the remaining 7 months only 34% comes in, which creates a significant imbalance to cover the current expenses of an indebted company.\n\nThe tariff structure is designed so that all the financial resources that the project requires are generated. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor.\n\nRegarding the actual production of a plant, we see that the method used by ARESEP is very simplistic; they even make their calculations when applying it with an efficiency of 0.91, I imagine it is a very new technology, and we performed a real operational analysis of a plant, that is, introducing the hydrological factors, the efficiencies of the real equipment at their different operating levels, and it shows us that instead of being 14.35 Gigawatts per year in the case of a 2.5 plant, it would yield about 14.7 Gigawatts, and although the variation seems positive, the value in the formula is in the lower index, which again reduces the rate.\n\nThe determination of the plant factor (Fp) is made from the average of the plant factor values over several years, corresponding to national private hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months). It is, therefore, an estimate based on a large amount of real data from plants similar to those that can sell energy to ICE under Chapter 1 of Law No. 7200.\n\nIt is not understandable how the profitability of an investment must decrease upon the expiration of the contract term, since what it incentivizes in a real investment environment is to sell those plants and seek new investments that generate more profitability. This differentiation violates the principles of equal treatment in an open market, and the only one who would benefit would be the intermediary (ICE), which would reduce its energy purchase costs and not necessarily pass it on to its consumers (at least to date it has not done so with the plants that renewed contracts under the terms of Law No. 7200).\n\nIn relation to the topic addressed in the previous paragraph, see point 3.1.4 of this section.\n\nIn the case of the investment and contract term, it must be clarified whether the financing is the initial one upon signing the financing or the way in which it should be applied. In the tax area, only the application of income taxes is foreseen, and taxes on dividends are not being considered. Existing legislation applies a 15% tax rate on the profits distributed among the company's partners.\n\nIn relation to the topic of recognizing the dividend tax, see point 3.1.9 of this section.\n\nThe interest rate applied to the investment must be the effective one, that is, it must include formalization costs and commissions, unless they are included as part of the total investment costs.\n\nThe interest rate was estimated with the rate periodically calculated by the Banco Central de Costa Rica for loans in dollars to the industrial sector. On this topic, see point 3.1.3.\n\nIn the calculation of the cost's profitability, ARESEP proposes using a somewhat outdated beta and, that is, an average leverage of projects that is not necessarily the reality for each of the projects.\n\nThis report accepts the recommendation expressed in several oppositions and approved in the methodology, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University. See in this regard point 3.1.2.\n\n1.2.7. José Daniel Lara Aguilar, ID 1-1326-0817:\n\nThe problem begins because, although ARESEP intends to stimulate investment by using reference terms provided by ICE, being the sole buyer, it fails to reflect the activities of energy costs or investment markets, and, well, this has been mentioned previously, but what happens is that by failing in this task, it makes the model, while mathematically correct, lack real applicability, and we will very clearly touch upon the concept of reasonable profit, which clashes with the concept of a price-cap (tarifa tope) being implemented, since a lower rate would result in a non-reasonable profit. So, if we say it is a price-cap for a reasonable profit, a lower rate would mean a non-reasonable profit.\n\nThis report proposes a tariff band (banda tarifaria) scheme, not a price-cap. See point 3.1.1 of this section.\n\nThe value of the \"beta\" parameter of the CAPM model used in this report, says it is based on reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000, which are not easy to find, since they are from the year 2000, but after an almost library-like effort, finding them here at ARESEP, let's look at a couple of details and phrases from those same reports. The first thing we can see is that it is established here that, since the year 2000, those limitations that Mr. Álvaro mentions are known.\n\nWe are in 2011, the knowledge of Betas for capital returns has not been resolved with certainty. This raises significant doubts about whether those reasonable profits that these reports aim for can be achieved with information that has not been attempted to be updated, and let's see here, first of all, the sources, it says very clearly, and I will read it, \"the limitations originate in the case of Betas, because when consulting the probable source of information on the Internet, it must be indicated that a credit card number must be entered to continue with the consultation.\" This means that the procedures for tariff elaboration are based on free Internet information and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are a little more serious or reliable.\n\nIn relation to the beta value, the recommendation expressed in several oppositions is accepted, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University. See in this regard point 3.1.2.\n\n1.2.8. Tobías Cossen, ID 1267600140826:\n\nWhat ARESEP does with that rate and with that model with a price-cap of 9.4 cents is to prevent private project investment. Because with that rate, no project can clearly be carried out.\n\nThe improvements introduced in the tariff model proposed in this report allow it to increase its capacity to stimulate private investment aimed at selling hydroelectric energy to ICE under Law No. 7200.\n\n1.2.9. Compañía Eléctrica Doña Julia, represented by Ronald Álvarez Campos, ID 2-530-396, folios 284-329 of ET-028-2011:\n\nRegarding the contractual terms that the model proposes. In the file, ARESEP emphasizes that the aim is to incentivize the participation of private entities in generation; this is not only incentivized by a good rate or a good legal framework; there is a factor we are leaving aside, which is business continuity. We all know, and the file itself states, that hydroelectric projects have a useful life not of 20 years, not of 13 years, they have useful lives of 40 years or even more. What happens to these projects after their contracts? Where are we guaranteeing the continuity of business for these investors?\n\nSee what is expressed regarding the periodicity of contracts in point 3.1.4.\n\nIn the 2008 model, the resulting rate with the parameters used by ARESEP was to set the rate for existing plants at 5.74 dollar cents per kilowatt/hour generated. This is evidently lower than the 6 cents established in the 2002 resolution and clearly lower than the 7.72 cents that, today in 2011, are being presented as the acceptable rate to re-contract a plant. The repeal of resolution RJD-009-2010 is requested, that the model proposed for this hearing be applied to existing generators, and not only applied, but that the values be really updated in such a way as to reflect the reality that allows an investor to find it attractive to bring a plant to this country.\n\nIn relation to the topic of the tariff methodology for existing plants, see point 3.1.10 of this section.\n\n1.2.10. Federico Fernández Woodbridge, ID 1-844-157:\n\nA fixed tariff, what ARESEP is proposing is to adjust the operating costs (costos de explotación), that is, possibly the employees can continue buying their basic food basket and I can buy spare parts and that kind of thing, but what happens with the dividends. In other words, the investor enters a project to earn money and that money must at least preserve its purchasing power and what is happening with the dollar today is very worrying.\n\nThe updating of costs in the proposal of this report allows them to recover their purchasing power, given that they are subject to fluctuations over time, generated by the evolution of macro-prices (local inflation, exchange rate, and external inflation).\n\nThe fair rate of return of 11.43% that ARESEP is proposing is very interesting because the region's development bank par excellence is the Central American Bank and the cut-off rate of the Central American Bank is 12%, that is, any project that any of the people here takes to the BCIE for financing, they will say, no, look, I cannot finance this project, because I have a 12% cut-off rate.\n\nBased on the method of estimating the rate of return established in this report, it is projected that it will be greater than 12% and that therefore it facilitates that the projects will be bankable. See point 3.1.2 of this section.\n\n1.2.11.        Allan Broide Wohlstein, ID 1-1110-0069:\n\nIf a price-cap tariff (tarifa tope) is set, the concept of the incentive is lost, one falls into a problem called the \"winners curse\" or the winner's curse, which is a phenomenon that occurs in auctions or bidding processes and one example is the project that won in the last bidding process and also puts it in a situation of asymmetric negotiation with the single buyer, as others mentioned, that is, there is no clarity on how the final price would be determined.\n\nIn the event of setting a price-cap tariff (tarifa tope), they should not use the average price, but the price at the margin, right, they should use the highest costs and the lowest efficiency in order to include all projects and not fall into the vices, let's say, or the problems that this entails.\n\nGiven the time desired to bring in new projects, the best thing is to define it once and for all. If you set the price, we no longer have to enter into a year-and-a-half long process with ICE to determine what the new price will be.\n\nThe Board of Directors (Junta Directiva) of ARESEP coincides with what is expressed in the preceding text, in relation to the disadvantages associated with establishing a price-cap tariff (tarifa tope), and therefore decided to approve a methodology based on price bands. On the other hand, regarding the drawbacks of establishing a single tariff to set the sale price of energy to be purchased by ICE within the framework of Law No. 7200, see point 3.1.1 of this section.\n\n1.2.12.        Hidroeléctrica Caño Grande, represented by Alonso Núñez Quesada, ID 4-160-063, pages 251-283 of ET-028-2011:\n\nThis object or this philosophy existing in the mathematical model has serious friction with what is established in Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services. The tariff-setting power (potestad tarifaria), as is well indicated and has been indicated in various rulings by the Constitutional Chamber (Sala Constitucional) is a power-duty, but more than that it is an empire power (potestad de imperio) that the Law attributed to a decentralized entity so that these officials, as officials and adhering to the principle of legality, can then apply the existing legislation. The guidelines of that tariff-setting power (potestad tarifaria) are clearly established in articles 3, 5, 25 to 29, and 31 of Law No. 7593. And it turns out that being an empire power (potestad de imperio), because it effectively affects the legal sphere of individuals and that affecting the legal sphere of individuals has its vicissitudes because it means the empire power that the State has to come to restrict, to come to limit, or to come to eliminate the consolidated legal situations that exist in a contractual relationship.\n\nThat means that according to what is intended in the mathematical method and if one can observe, there is a lack of competence finally at the moment in which the respective price setting is made between the generator and the Costa Rican Electricity Institute (ICE), why? Because there is no rule that authorizes the Regulatory Authority of Public Services to establish a tariff that determines a reference ceiling and allows the generator and ICE to establish prices in the contractual relationship. That would imply a delegation of that tariff-setting power (potestad tarifaria) and there is no rule that establishes that power of delegation on behalf of the Law so that a private party can establish a price, which is public, and precisely therein lies a friction on the concept of the legal reservation (reserva de ley). And the reason why there must be a legal rule that establishes that possibility of delegating, of delegating that power. The model sends back to the price being determined between the generator and ICE, those who set the tariff are them and not ARESEP. They are going to define a tariff for the providers.\n\nWhere precisely the transversal axis that the Law of the Regulatory Authority of Public Services has is that as an entity, ARESEP comes to be the impartial entity that comes to determine that tariff, that power, that economic consideration that is the fair one that must be given to the provider of the public service, well, I have effectively included here that if a band system concept is given, because from the ceiling to zero there is a band. And then that would imply effectively ignoring the competencies that ARESEP has in its favor due to the lack of application, which is a vice, lack of competence is one of the most serious vices that administrative conduct has. And then, by this lack of application, articles 3, 5, 29, 30, and 31 of Law No. 7593 are violated.\n\nThe State recently in 2009, through legal opinion 0J-66-2009, has said that the establishment of a band system in a tariff is illegal and is an illegitimate conduct that the regulatory entity would carry out. I believe that although the legal opinion is not binding, it must indeed be kept in mind, that it is a source of administrative law as jurisprudence. And this effectively has a lingering feeling that must be valued at this procedural moment, that being in the preparatory stage, these matters pertaining to the powers, to that empire power, to the reservation of Law No. 7593 that the regulatory entity has, must be observed, wherein it is established that it cannot delegate that competence to private parties in the concession relationship.\n\nAnother effect that can be produced with a reference ceiling tariff is that a liberalization effect of the service can occur because effectively there can be a liberalization of the powers of tariff-setting when there is a liberalization of the public service, as is well established in article 50 of the General Telecommunications Law, where it is said that the tariffs for telecommunications services available to the public are only set by SUTEL initially, but as the market becomes more efficient and an effective competition can be guaranteed, the tariffs will be set by the providers.\n\nIt is clear that if there is no liberalization of the public generation service, there cannot be a transfer of the exercise of the empire power in tariff-setting to that generator and ICE. Because otherwise, we would then enter into a liberalization of the public service contained in article 5 of Law No. 7593.\n\nRegarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases within the framework of Law No. 7200, based on a tariff band scheme defined by ARESEP, see point 3.1.13 of this report.\n\n1.2.13.        Manrique Rojas Araya, ID 1-893-107:\n\nA list of paper projects is used, they are not built and operating projects, none of them as far as I know, so they are merely expectations and we have seen that many of these projects are done with very poor engineering studies in which the cost projection does not adjust to reality. And I don't understand why data that does exist is omitted, some of which is on file at the same Regulatory Authority, for example, in ET-161-2010, there is a record of what the cost of the Sigifredo Solís Hydroelectric Power Plant was, which although it is more than 20 Megawatts, consists of a 24 MW plant and a 2 MW plant.\n\nTo estimate investment costs, the best available information was used. In this regard, see point 3.1.7 of this section.\n\nOn what basis is it defined to calculate the value at 10 Megas. Why 10 Megas, why not 8, why not 5, why not 4?\n\nThe investment cost values were not established with respect to a 10 MW model plant. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity below 20 MW. In this regard, see point 3.1.7 of this section and Annex 2 of this report. Regarding the calculation of the operating cost (costo de explotación), in effect a value was estimated corresponding to the average value of the installed capacity range permitted by Law No. 7200. Given that there are very few operating cost (costo de explotación) data points for that range, a conservative criterion was chosen when estimating that value.\n\nThe risk-free rate is a little different, but it is simply because a broader base is being used. As for the unlevered Beta, that was discussed quite a bit in a previous presentation. Totally outdated data from 11 years ago is used and those reports DEN-499 and 837 were not in the case file, one of the presenters was able to locate them, I didn't find them in the case file at least. And, why if in 2008 a database that is quite prestigious was used, that of Professor Damodaran of New York University, why is it not being used now, why if in 2008 an updated database was used at that time, in 2011 we go back to 2000.\n\nThe value of the \"beta\" parameter being used is the one that comes from Professor Damodaran's Internet site. See in this regard point 3.1.2 of this section.\n\nThe investment cost. Data of less than 20 Megas should be used, with already built plants, not paper ones. If we are going to use plants from elsewhere, it doesn't matter, but let's make the corresponding adjustments, there are plants that have very preferential tax treatment in other latitudes. Regarding the operating cost (costo de explotación), let's include all costs, let's include private plants, the information that was already given to you in 2008, for ICE plants let's include all costs, not just part and we indeed suggest that the reference value for the calculation is not 10 Megawatts, but rather the point where the curve begins to have an inflection.\n\nThe investment cost values were not established with respect to a 10 MW model plant. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity below 20 MW. In this regard, see point 3.1.7 of this section.\n\nFurthermore, financial conditions cannot be established as constant on day 1 for the entire life of the contract, there is variability. Taxes. All taxes must be included, not just part. Profitability. One must be consistent, independent, verifiable sources must be used and the CAPM methodology must be adjusted to the reality of the sector and the country.\n\nIn relation to the issue of financial conditions, see point 3.1.3 of this section. In relation to the issue of recognizing taxes, see point 3.1.9 of this section. And in relation to the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.\n\nRegarding the price-cap tariff (tarifa tope), it must be a definitive tariff. And as for the adjustment formula, it must be complete, not partial, not only adjusting operation and maintenance, that does not allow the project to be bankable.\n\nIn relation to the tariff scheme to be used, see point 3.1.1 of this section. Regarding the issue of updating costs, see point 3.1.6.\n\n1.2.14.        Claudio Volio Pacheco, ID 1-302-793:\n\nAnd without financing, it is indispensable that there be adequate tariffs and bankable tariff specifications, that is, the tariffs have to be predictable and as was said previously they have to give peace of mind to the banks and among those costs that exist and do not appear in the model, there are costs such as interest during construction and another series of costs, the reserves there are and so on, for which one must keep their feet on the ground and know what it costs to finance a plant because as I say, if there is no financing there are no plants.\n\nIn relation to the issue of financing, see point 3.1.3 of this section.\n\n1.2.15.        Hidro Venecia S. A., represented by Rafael Rojas Rodríguez, pages 173-193 of ET-028-2011:\n\nTo use the CAPM model it is necessary to use the model developed by the School of Business Administration of the Technological Institute of CR, for the context of an emerging economy.\n\nIn relation to the use of the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.\n\nThe investment cost per installed KW, used in ARESEP's proposal is based on hydroelectric projects, many not built, mainly from Panama (10 of 15 projects), which is why there is not an outlook that faithfully reflects the investment cost for Costa Rican hydroelectric generation projects, since financial costs are lower, the dividend tax (15%) is not paid, in addition to only using three references of Costa Rican hydroelectric plants to support the cost of a generation model, and besides being adjusted by means of the US Bureau Composite Trend index, it does not reflect the increase in the cost of local labor.\n\nInvestment costs were estimated with the best information available at present. In this regard, see point 3.1.7 of this section. In relation to the recognition of the dividend tax, see point 3.1.9 of this section.\n\nRegarding the financial cost, the ARESEP model proposes an interest rate based on offers presented in the 2006LI-00043-PROV bid for the BOT hydroelectric promoted by ICE and from the hydroelectric projects Vara Blanca and El Angel S. A. For this cost, not only the interest rate must be considered, but also the arrangement and disbursement commissions, the liquidity reserves required by the financial entity, and any other cost related to obtaining financing.\n\nAs indicated in point 3.1.3, the way of estimating the interest rate was varied with respect to what was proposed in the proposal submitted to the public hearing.\n\nIndexation of the fixed capital installment, it is necessary to index semi-annually, the foregoing in order to maintain the purchasing power of the corresponding payments, under the following equations: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) and Mn = Mn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1) and it should also be applied in the construction period.\n\nIn relation to the way to index the tariff, see point 3.1.6 of this section.\n\nRegarding the economic life of the project, to incentivize investment in hydroelectric projects, it is recommended that the contracting terms equal the economic life of the project.\n\nIn relation to the periodicity of contracts, see point 3.1.4 of this report.\n\nThe concept of price-cap tariff (tarifa tope), since it is not appropriate to establish a reference price-cap tariff (tarifa tope). Article 6, subsection d of Law No. 7593 of the Regulatory Authority of Public Services, establishes the power to set tariffs but article 31 states that settings that threaten the financial equilibrium of the public service providing entities will not be permitted. Therefore, ARESEP cannot delegate its function to other entities, which it would do if it established a price-cap tariff (tarifa tope).\n\nA price-cap tariff scheme (tarifa tope) is not established, but rather a tariff band scheme. See in this regard point 3.1.1 of this section. Regarding the legitimacy of establishing a band and not a specific tariff, see point 3.1.13 of this section. (.)\n\nIII.-That in accordance with what is stated in the preceding recitals (resultandos) and whereas clauses (considerandos) and the merit of the case file, the appropriate course of action is to set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electric energy for sale to ICE under the protection of Chapter I of Law No. 7200 and its amendments, as is ordered. Therefore,\n\nBased on the powers conferred in Law No. 7593 and its amendments, in the General Law of Public Administration, in Executive Decree No. 29732-MP, Regulation to Law No. 7593, in the Internal Regulation of Organization and Functions and, in what is ordered by the Board of Directors of the Regulatory Authority through article 6 of agreement 05-075-2011 of the ordinary session 75-2011, held on December 14, 2011;\n\nTHE REGULATION COMMITTEE, RESOLVES:\n\nI.-To set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electric energy for sale to the Costa Rican Electricity Institute under the protection of Chapter I of Law 7200 and its amendments, composed of a lower tariff (lower limit) of $0.0798, an average tariff of $0.1080, and an upper tariff (upper limit) of $0.1363 per kWh.\n\nII.-To establish the structure for the resulting tariff ($/kWh) as follows:\n\n| Concepto | Porcentaje | Monto ($/kWh) |\n| --- | --- | --- |\n| Costo explotación | 23,6% | 0,0255 |\n| Cuota Fija de capital | 76,4% | 0,0825 |\n| TOTAL | 100,0% | 0,1080 |\n\nIII.-To establish that the conditions to apply to these private generators will be those indicated in Resolutions RJD-152-2011 and RJD-161-2011, as well as what is indicated in Whereas Clause I of this act.\n\nIV.-To thank all the natural and legal persons who have presented their support or opposition, for their valuable participation.\n\nV.-To request the natural and legal persons who presented oppositions or supports, to please take as a response what is indicated in Whereas Clause II of this act.\n\nVI.-To indicate to all the private generation companies affected by this tariff setting, that to improve the methodology in the future, private hydroelectric generators will have the obligation to annually present audited financial information to the Regulatory Authority, otherwise they will become subject to the sanctions established in articles 24, 38, subsection g), and 41 of Law No. 7593 and its amendments.\n\nIn compliance with what is ordered by articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration, it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary one of review may be filed. The revocation remedy may be filed before the Regulation Committee, which is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with article 346 of the General Law of Public Administration, the remedies of revocation and appeal must be filed within three business days counted from the business day following the notification, and the extraordinary review remedy, within the time limits indicated in article 354 of said law.\n\nNotify and publish." }