{ "id": "norm-72759", "citation": "Resolución 855", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Banda tarifaria para generadores eólicos privados nuevos", "title_en": "Tariff band for new private wind generators", "summary_es": "La ARESEP, mediante esta resolución, fija una banda tarifaria para los nuevos generadores privados de electricidad eólica que vendan energía al ICE (u otros compradores autorizados) bajo el Capítulo I de la Ley 7200. La banda se compone de un límite inferior de $0,0830/kWh, una tarifa promedio de $0,1000/kWh y un límite superior de $0,1171/kWh. Adicionalmente, se define una estructura estacional: para la temporada alta (enero a mayo) los precios oscilan entre $0,1100 y $0,1553/kWh, y para la temporada baja (junio a diciembre) entre $0,0441 y $0,0622/kWh. La metodología subyacente (aprobada en RJD-163-2011) establece que la tarifa se basa en los costos de explotación, la inversión, la rentabilidad (según el modelo CAPM) y un factor ambiental que por ahora es cero. Se enfatiza que el sistema de banda tarifaria permite al ICE negociar precios dentro de ese rango, incentivando la inversión privada y buscando la sustitución de generación térmica, en cumplimiento del principio de sostenibilidad ambiental requerido por la Ley 7593.", "summary_en": "ARESEP, through this resolution, sets a tariff band applicable to new private wind generators selling energy to ICE (or other authorized buyers) under Chapter I of Law 7200. The band consists of a lower limit of $0.0830/kWh, an average tariff of $0.1000/kWh, and an upper limit of $0.1171/kWh. It also defines a seasonal structure: high season (January–May) prices range from $0.1100 to $0.1553/kWh, and low season (June–December) from $0.0441 to $0.0622/kWh. The underlying methodology (approved in RJD-163-2011) determines the tariff based on operating costs, investment, return on capital (using the CAPM model), and an environmental factor currently set at zero. The tariff band system allows ICE to negotiate prices within the range, promoting private investment and seeking to replace thermal generation, in compliance with the environmental sustainability principle of Law 7593.", "court_or_agency": "", "date": "11/05/2012", "year": "2012", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "generación privada eólica", "CAPM", "Ley 7200", "ARESEP", "costos de explotación", "factor ambiental", "sostenibilidad ambiental", "factor de planta", "apalancamiento" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Arts. 24, 38.g, 41", "law": "Ley 7593" } ], "keywords_es": [ "energía eólica", "banda tarifaria", "generación privada", "ARESEP", "Ley 7200", "CAPM", "costo de inversión", "factor ambiental", "sostenibilidad ambiental", "ICE" ], "keywords_en": [ "wind energy", "tariff band", "private generation", "ARESEP", "Law 7200", "CAPM", "investment cost", "environmental factor", "environmental sustainability", "ICE" ], "excerpt_es": "Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora mediante artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión ordinaria 75-2011, celebrada el 14 de diciembre de 2011;\n\nEL COMITÉ DE REGULACIÓN\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0830 por kWh, la tarifa promedio en $0,1000 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1171 por kWh.\n\nII. Establecer la siguiente estructura para la tarifa resultante ($/kWh).\n\n| Estación | Tarifa | |\n| --- | --- | --- |\n| Alta | Mínimo | 0,1100 |\n| Promedio | 0,1326 | |\n| Máximo | 0,1553 | |\n| Baja | Mínimo | 0,0441 |\n| Promedio | 0,0531 | |\n| Máximo | 0,0622 | |\n\nIII. Las condiciones a aplicar a esos generadores privados son las señaladas en la Resolución RJD-163-2011, así como lo señalado en la sección 4 del respectivo informe técnico que sirve de fundamento a esta resolución.", "excerpt_en": "Based on the powers conferred by Law 7593 and its amendments, the General Public Administration Law, Executive Decree No. 29732-MP, Regulations to Law 7593, the Internal Regulation on Organization and Functions, and the provisions of the Board of Directors of the Regulatory Authority by article 6 of agreement 05-075-2011 of the ordinary session 75-2011, held on December 14, 2011;\n\nTHE REGULATORY COMMITTEE\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute (ICE) under Chapter I of Law 7200 or to other buyers duly authorized by law, composed of the lower tariff (lower limit) of $0.0830 per kWh, the average tariff at $0.1000 per kWh, and an upper tariff (upper limit) of $0.1171 per kWh.\n\nII. To establish the following structure for the resulting tariff ($/kWh).\n\n| Season | Tariff | |\n| --- | --- | --- |\n| High | Minimum | 0.1100 |\n| Average | 0.1326 | |\n| Maximum | 0.1553 | |\n| Low | Minimum | 0.0441 |\n| Average | 0.0531 | |\n| Maximum | 0.0622 | |\n\nIII. The conditions to be applied to these private generators are those indicated in Resolution RJD-163-2011, as well as in section 4 of the respective technical report that supports this resolution.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "A tariff band of US$0.0830–0.1171/kWh is set for new private wind generators selling to ICE under Chapter I of Law 7200.", "summary_es": "Se fija una banda tarifaria de US$0,0830–0,1171/kWh para nuevos generadores eólicos privados que vendan al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando I, 2.1.2", "quote_en": "The ultimate goal of the reference tariff 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 7200 to replace the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from wind.", "quote_es": "El objetivo último de la tarifa de referencia definida en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios para que en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200 para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuente eólica." }, { "context": "Considerando II, 3.1.1", "quote_en": "ARESEP considered that to avoid the disadvantages of the ceiling tariff raised in the oppositions, the most appropriate option is the tariff band scheme, and it was approved through resolution RJD-163-2011.", "quote_es": "La ARESEP consideró que para evitar los inconvenientes de la tarifa tope planteados en las oposiciones, la opción más adecuada es el esquema de banda tarifaria y así se aprobó mediante la resolución RJD-163-2011." }, { "context": "Considerando II, 3.1.5", "quote_en": "The proposed methodology broadly complies with the provisions of Article 31 of Law 7593, regarding the application of the environmental sustainability criterion.", "quote_es": "La metodología propuesta permite cumplir ampliamente lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593, en cuanto a la aplicación del criterio de sostenibilidad ambiental." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 31" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=72759&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": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 855\n\n Fija banda tarifaria para los generadores privados eólicos nuevos y\nestablece su estructura tarifaria\n\nTexto Completo acta: E5778\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n RESOLUCIÓN 855-RCR-2012\n\n San José, a las 11:45 horas del 11 de mayo de dos\nmil doce\n\n CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA FIJACIÓN\nTARIFARIA\n\n DE OFICIO EN APLICACIÓN DEL MODELO PARA LA\nDETERMINACIÓN\n\n DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN\nPRIVADA\n\n EÓLICAS NUEVAS, APROBADA POR LA JUNTA DIRECTIVA\nMEDIANTE LA\n\n RJD-163-2011 DEL 30 DE NOVIEMBRE DE 2011,\nPUBLICADA EN LA GACETA\n\n 245 DEL 21 DE DICIEMBRE DE 2011\n\nEXPEDIENTE ET-029-2011\n\n RESULTANDO:\n\n                       \nI- Que\nla Dirección de Servicios de Energía, mediante el Oficio 098-DEN-2011 del 11 de\nfebrero de 2011, planteó entre otras cosas, una propuesta de \"Modelos para la\ndeterminación de tarifas de referencia de generación eléctrica privada para\nplantas hidroeléctricas y eólicas nuevas\" (Folios 70 y 71). En este oficio se\nincluyeron tanto los respectivos modelos tarifarios, como la propuesta para su\nprimera aplicación.\n\n                       \nII- Que\nla Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), de acuerdo\ncon el Oficio 015-CDR-2011 del 11 de febrero de 2011, trasladó al Regulador\nGeneral la propuesta de metodologías señalada en el inciso anterior, las\ncuales, a su vez, fueron trasladadas -por éste último- a la Junta Directiva\nmediante Oficio 063-RG-2011 del 11 de febrero de 2011 (Folios 68).\n\n                       \nIII- Que la 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\", así como las propuestas de fijación\ntarifaria y conformaran los respectivos expedientes administrativos. Por ello\nse confeccionaron el expediente OT-028-2011 para la metodología para plantas\neólicas y el expediente ET-029-2011 para la fijación tarifaria (folio 1-66).\n\n                       \nIV- Que\nla convocatoria a audiencia pública fue publicada en los diarios La República y\nLa Prensa Libre del 9 de marzo de 2011; y en La Gaceta 51 del 14 de marzo de\n2011 (folios 73 al 76).\n\n                       \nV- Que\nla audiencia pública se llevó a cabo el 6 de abril de 2011, según consta en el\nacta levantada al efecto.\n\n                       \nVI- Que\nde conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del\nUsuario en el Informe de Instrucción, visible del folio 99 al 100 del\nexpediente y el informe de oposiciones y coadyuvancias, se presentaron las\nsiguientes posiciones (folio 329 al 334):\n\na) Asociación\nCostarricense de Grandes Consumidores de Energía\n\nb) El\nLic. Rubén Zamora Castro,\n\nc) El\nseñor Stephen Yurica,\n\nd) El\nseñor Jorge Arturo Alfaro Fallas,\n\ne) Asociación\nCostarricense de Productores de Energía (ACOPE),\n\nf) El\nseñor Esteban Lara Erramouspe,\n\ng)El\nseñor José Daniel Lara Aguilar,\n\nh) Juwi\nEnergía Hidroeléctricas Limitada,\n\ni) El\nseñor Federico Fernández Woodridge,\n\nj) El\nseñor Allan Broide Wohlstein,\n\nk) Aeroenergía,\nS. A.,\n\nl) Hidroeléctrica\nPlatanares S. A. e Hidroeléctrica del General S.R.L.,\n\nm) Hidroeléctrica\nCaño Grande S. A.,\n\nn) El\nEmbalse S. A.,\n\no) El\nseñor Claudio Volio Pacheco\n\np) Hidrovenecia,\nS. A.\n\n                       \nVII- Que la Dirección General\nCentro de Desarrollo de la Regulación, emitió un informe sobre la propuesta de\n\"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de\ngeneración privada eólicas nuevas\", el cual fue conocido por esta Junta\nDirectiva en la sesión 68-2011 del 9 de noviembre 2011.\n\nVIII- Que en la sesión ordinaria de Junta Directiva 071-2011, de 23 de noviembre\ndel 2011, se conoció nuevamente la propuesta del CDR (oficio 185-CDR-2011)\nsobre el \"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas\nde generación privada eólicas nuevas.\"\n\nIX- Que\nla metodología fue aprobada mediante la resolución RJD-163-2011, del 30 de\nnoviembre y fue publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre del 2011. \n\n                       \nX-Que\nla Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión\n021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, prorrogó la vigencia del Comité de\nRegulación y adicionó parcialmente sus funciones. Entre las que tiene asignadas\nestá la de \"Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las\ntarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se\npresenten contra sus actuaciones\".\n\n                       \nXI- Que\npor Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011 el Regulador General,\natendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de\nRegulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de\nrevocatoria, cambió a sus integrantes así: Titulares: Carlos Solano Carranza,\nLuis Fernando Chavarría Alfaro y Luis Alberto Cubillo Herrera. Suplente: Álvaro\nBarrantes Chaves.\n\n                       \nXII- Que la Junta Directiva por artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión\nordinaria 75-2011, celebrada el 14 de diciembre de 2011 dispuso prorrogar la\nvigencia del Comité de Regulación del 1° de enero al 30 de junio de 2012.\n\nXIII- Que mediante el oficio 433-DEN-2012/92329 la Dirección de Servicios de\nEnergía de la Autoridad Reguladora analiza la propuesta tarifaria respectiva. \n\nXIV- Que el Comité de Regulación en su sesión número 193 de las 10:00 horas del\n10 de mayo de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta\nresolución. \n\n                       \nXV- Que\nen los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley. \n\n CONSIDERANDO:\n\n                       \nI. Que\ndel Oficio 433-DEN-2012 / 92329 del 11 de mayo de 2012, que sirve de base para\nla presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n\". \n\n                       \n2. MARCO METODOLÓGICO VIGENTE\n\nEn esta\nsección se incluye un resumen de la metodología aprobada por la Autoridad\nReguladora por medio de la resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre del 2011\ny publicada en el Diario Oficial La Gaceta No. 245 del 21 de diciembre del\n2011, en la cual constituye la metodología que se debe aplicar en éste caso,\nsegún lo dispuesto por la Junta Directiva.\n\n                       \n2.1 Nivel Tarifario de Referencia para generadores\nprivados eólicos nuevos\n\nEl modelo\nfijará el nivel tarifario para los generadores privados nuevos según la Ley\n7200 y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas\neólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de\nla Ley 7200, que permita incentivar nuevas inversiones en el sector eléctrico\nprivado que utilicen como fuente primaria de energía el viento y cuya capacidad\nes menor o igual que 20 MW, de tal manera que complemente la generación de\nenergía eléctrica actual, que sustituya la producción de energía térmica y sus\nelevados costos.\n\n                       \n2.1.1 Generalidades\n\nEl modelo\nque se presenta tiene como objetivo determinar las tarifas de referencia para\nplantas nuevas de generación privada eólica para la venta al ICE u otros\nagentes autorizados por la Ley.\n\n                       \n2.1.2 Objetivo\n\nEl objetivo\núltimo de la tarifa de referencia definida en este informe consiste en brindar\nlos incentivos tarifarios necesarios para que en el plazo más corto posible, el\npaís aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200\npara sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes\ntérmicas por energía generada con fuente eólica. Al respecto, se tiene presente\nque según estimaciones recientes del ICE, esta empresa pública puede contratar\nen la actualidad hasta un máximo de 204 MW a generadores privados de\nelectricidad que produzcan con fuentes no convencionales, en el marco de la Ley\n7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas\neólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de\nla Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.\n\nPara lograr\nel objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula la\ninversión privada asociada con plantas de generación eólica con potencias\niguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango aceptable de\ncostos y de eficiencia operativa. Para ello, se ofrece una banda tarifaria que\npermite al comprador ofrecer precios de compra de electricidad con los cuales\nel oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de\noperación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad\nrazonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de\nelectricidad.\n\n                       \n2.1.3 Alcance\n\nEl modelo\nque se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de\nenergía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas\neólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y\npara aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas\nprivadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de\nla Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por\nARESEP.\n\nSe entiende\npor planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada\naún en ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las\nplantas nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera\nvendida en el marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para\nfines de autoconsumo.\n\n                       \n2.2 Formulación general del modelo\n\nEn general,\nse puede expresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica\ndesde la perspectiva del generador privado, de la siguiente manera:\n\nCE + CFC + fa = IR = p x E (Ecuación 1)\n\nEn donde:\n\nCE = Costos\nde explotación\n\nCFC = Costo\nFijo por Capital, definido como la suma de la Recuperación de la inversión (RI)\ny la Rentabilidad de la inversión (r).\n\nfa = Factor\nambiental total\n\nIR =\nIngresos requeridos\n\np = Tarifa\nde venta\n\nE =\nExpectativas de ventas (cantidad de energía)\n\nSe puede\nobservar que en la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.\n\nDespejando\np:\n\nDe lo\nanterior se desprende que para los efectos de este modelo, la tarifa depende\ntanto de las expectativas de venta de electricidad como de los costos de\nexplotación, el costo del capital y el factor ambiental. En consecuencia, el\nmodelo para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por\nparte de generadores privados nuevos, requiere de la definición de las\nexpectativas de venta, los ingresos requeridos y el costo del capital.\n\nLa futura\naprobación de la metodología para determinar el componente ambiental deberá ser\ntramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente, que\nincluyen la realización de audiencia pública. Mientras tanto este valor es de\ncero.\n\n                       \n2.3 Expectativas de venta (E)\n\nLa\nproducción de la planta también depende de la disponibilidad de la capacidad\ninstalada para generación, lo que a su vez depende de las características\nfísicas del aprovechamiento, de la tecnología utilizada, la edad de las\ninstalaciones así como las prácticas de mantenimiento de la empresa. Por su\nparte, la distancia entre la planta y el punto de entrega resulta importante\ndebido a las pérdidas asociadas con la transmisión.\n\nEn todo\ncaso, es posible expresar todos estos factores en términos de un factor de\naprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor\nde uso común y que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria: se\npuede establecer un valor para este parámetro aplicable a cada tipo de fuente,\nhaciendo posible diferenciar la tarifa de venta según la fuente primaria.\n\nEn\nsíntesis, para estimar la cantidad de energía que se tomará para determinar la\ntarifa aplicable se considera la siguiente ecuación:\n\nE = C x 8760 x fp (Ecuación 2)\n\nEn\ndonde:\n\nE = Ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\nC =\nCapacidad instalada de la planta\n\n8 760 =\nCantidad de horas de un año\n\nfp = Factor\nde planta aplicable según la fuente\n\nSi bien\nexiste un efecto de escala en las plantas de generación de electricidad,\nespecialmente en cuanto a los costos de instalación y los costos de\nexplotación, es posible simplificar el modelo y realizar el análisis para una\nplanta de tamaño unitario (capacidad instalada unitaria), con lo que la fórmula\nanterior se reduce a:\n\nE = 8 760 x fp (Ecuación 3)\n\nPara la\ndeterminación del factor de planta (fp) se contemplarán valores de factores de\ncarga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la\ninformación para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de\nla Autoridad Reguladora. Para estos efectos se considerará un promedio\nponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado\ngenerando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más\nmeses).\n\nLa\nponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto.\nLa ponderación para obtener el total de los cinco años se hará con base en la\ncapacidad instalada de cada uno de los años.\n\n                       \n2.4 Ingresos requeridos (IR)\n\nEl pago que\nrecibirá el dueño de la planta como contraprestación por el suministro de la\nenergía eléctrica debe ser suficiente para cubrir sus costos de explotación y\nobtener una retribución razonable por el capital invertido.\n\nAsí, los\ningresos requeridos se pueden expresar mediante la siguiente ecuación:\n\nIR = CE + CFC + fa (Ecuación 4)\n\nEn donde:\n\nIR =\nIngresos requeridos\n\nCE = Costos\nde explotación\n\nCFC = Costo\nfijo por capital\n\nfa = Factor\nambiental\n\n                       \n2.5 Costos de explotación (CE)\n\nEntre los\nCostos de Explotación se contemplan tanto los costos variables de operación\n(aquellos gastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el\nproceso productivo tales como: impuestos asociados a la producción, repuestos y\notros materiales consumibles durante el proceso productivo) como los costos\nfijos (aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no\ntales como: pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías\ntécnicas, administrativos, etcétera). Es importante señalar que corresponden a\ngastos efectivos, y por tanto, no debe incluirse la depreciación, ni los gastos\nfinancieros ni los impuestos asociados a utilidades o ganancias.\n\nEn general\nlos costos de explotación dependen fundamentalmente del recurso fuente y pueden\nser definidos con base en el análisis de plantas existentes, pero teniendo en\ncuenta que servirán de señal para la optimización de los procesos productivos.\nEn todo caso, representan una porción menor dentro de la estructura de costos\nde la industria.\n\nEl costo de\nexplotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta\neólica en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de\ndepreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o\nganancias.\n\nEl cálculo\nde este valor se hará mediante la determinación de una muestra de los costos de\nexplotación (operación, mantenimiento y administrativos) de plantas eléctricas\nen la medida de lo posible similares a las plantas que se les pretende aplicar\ntarifas.\n\nPara esto\nse recopilaran datos nacionales e internacionales de distintas fuentes; dentro\nellas se encuentran documentos de trabajo, informes técnicos, estudios\ntarifarios y planes de expansión de generación, entre otras; siempre que se\ntrate de fuentes confiables.\n\nSi dada la\nmuestra se requiere actualizar el valor de alguna planta para hacerla\ncomparable con respecto a otra información, la indexación se efectuará\nutilizando el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU)\no el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según\nsea el caso, con el fin de poder contar con una serie de datos comparables en\ntérminos reales. Igualmente podrán utilizarse otros índices de precios, siempre\nque estos sean apropiados según el tipo de ajustes que se realicen.\n\nEn la base\nde datos se privilegiarán los datos de plantas con capacidad instalada\nsemejante a las plantas a las cual se calcula la tarifa, siempre que exista\ninformación confiable y verificable sobre ellas. En caso que no sea posible\ncontar con información basada en este tamaño de planta, se podrá utilizar la\ninformación disponible, aunque no sea de plantas de igual tamaño, realizando\nlos ajustes correspondientes. Si es necesario, la información obtenida para\ndeterminar el costo de explotación podrá ser depurada para hacerla comparable\ncon el tipo de plantas que se pretende tarifar.\n\nEl costo\nunitario anual de explotación está determinado por la muestra elegida, en la\nque pueden utilizar tanto plantas nacionales como internacionales, existentes y\nen operación. Este se obtiene del producto del peso relativo y el costo de explotación\npor kWh de las plantas de la muestra. Si no es posible obtener datos puntuales\nde plantas individuales que permita calcular este parámetro, de forma razonada\nse podrá recurrir a bibliografía complementaria, siempre que esta sea de\nfuentes confiables, imparciales y públicas.\n\nLa\nactualización de los costos de explotación se hará recalculando su valor a\npartir de la incorporación continua de nuevos valores a la muestra, con base en\nlos criterios definidos en párrafos anteriores de esta sección.\n\n                       \n2.6 Costos fijo por capital (CFC)\n\nMediante el\ncomponente denominado \"Costo Fijo por Capital\" (CFC) se pretende garantizar\ntanto a los inversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en\notras inversiones con el nivel de riesgo similar a efectos de hacer atractiva\nla alternativa de participar en el desarrollo de la planta.\n\nEl CFC\ndepende del monto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado\n(relación deuda / aportes de capital), de las condiciones de financiamiento\n(tasa de interés, modalidad de pago y plazo), de la tasa de retorno esperada\npor los inversionistas sobre sus aportes, del período de recuperación de la\ninversión (vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de\nrenta aplicable.\n\nEste rubro\nde Costo Fijo por Capital se determinará mediante la siguiente ecuación:\n\nCFC = RI + r = M x FC (Ecuación 5)\n\nDonde:\n\nCFC = Costo\nfijo por capital\n\nRI =\nRecuperación de la inversión (depreciación)\n\nr =\nRentabilidad sobre la inversión\n\nM = Monto\ntotal de la inversión unitaria\n\nFC = Factor\nque refleja las condiciones de la inversión\n\nEn esta\nmetodología, la formulación particular de la ecuación 5 que se utiliza en la\nestimación de la tarifa es CFC = M x FC.\n\nEl factor\nFC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la\nedad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual permite\ndeterminar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida\neconómica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener\nla rentabilidad esperada:\n\nEn donde:\n\nψ =\nApalancamiento (relación de deuda) (%)\n\nρ =\nRentabilidad sobre aportes de capital (%)\n\nt = Tasa de\nimpuesto sobre la renta (%)\n\ni = Tasa de\ninterés (%)\n\ne = Edad de\nla planta (años)\n\nd = Plazo\nde la deuda (años)\n\nv = Vida\neconómica del proyecto (años)\n\nEs\nimportante destacar que el factor que resulta de esta fórmula refleja un valor\nmedio aplicable durante toda la vida económica. Dentro de este contexto,\ndurante los primeros años la utilidad neta que recibe el inversionista es baja\n(y menor a la pérdida de valor de la planta), puesto que está destinando una\nporción de la utilidad que le corresponde a \"comprar\" la participación de los\nentes financieros en la propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada\nla deuda, el inversionista se convierte en el único propietario.\n\nCon\nrespecto al cálculo de la rentabilidad sobre los aportes \"ρ\" el mismo se\nrealizará de acuerdo con la metodología Capital Assets Pricing Model, o CAPM\n(trad. lit. Modelo de valoración de activos de capital) establecida por la ARESEP\ny se emplearán las fuentes y base de datos que el Ente Regulador establezca.\n\nA\ncontinuación se definen los componentes de la fórmula del factor FC.\n\n                       \n2.6.1 Apalancamiento (ψ) \n\nEl valor de\napalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y\ncapital propio, la cual es parte de la fórmula del beta apalancado que se\ndefine posteriormente.\n\nPara\nrealizar el cálculo se utilizará un promedio de la información de\nfinanciamiento de proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.\n\nEste valor\nse actualizará en cada fijación tarifaria.\n\n                       \n2.6.2 Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\nEl cálculo\nde la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como\nCAPM (en inglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\nEl método\nCAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están\nrelacionados con el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes\ncomponentes: el riesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo\nsistémico) y el derivado de las inversiones específicas (riesgo específico).\n\nEl CAPM\ndetermina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la\nsiguiente fórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nDonde:\n\nρ =\nRentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa\nlibre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no\ntiene riesgo para el inversionista.\n\nPR = Prima\npor riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la\ntasa de rendimiento del mercado, la cual corresponde al sector de actividad\nrespectivo.\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\napalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un activo\ndeterminado y la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando\nparte de la inversión se financia con deuda.\n\nEl beta\napalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\n\nDonde:\n\nβa =\nBeta apalancada\n\nβd =\nBeta desapalancada\n\nD/Kp =\nRelación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento\nfinanciero).\n\nt = Tasa de\nimpuesto sobre la renta\n\nLos\nparámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes\nal capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo\npaís, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de\nimpuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de ellos.\n\n                       \n1. Tasa libre de riesgo (KL), Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y\nBeta desapalancada (d): los valores de estos parámetros se obtendrán de la\ninformación publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad\nde Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.\n\n2. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de\nlos últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que\nse calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n                       \n3.Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula\nD/Kp = Ψ/(1-),\ndonde Ψ es el apalancamiento financiero.\n\n4. Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación\nvigente. Recuérdese que esta variable también se usa en la fórmula de\nestimación del factor que refleja las condiciones de la inversión (FC).\n\n                       \n2.6.3 Tasa de interés (i)\n\nSe\nutilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la\ntasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector\nindustrial en dólares, de los bancos privados.\n\n                       \n2.6.4 Vida económica del proyecto (v)\n\nPara los\nefectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso\nigual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está\nsuponiendo que esa vida económica es igual a la vida útil del proyecto,\nestimada en 20 años.\n\n                       \n2.6.5 Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nEl plazo de\nla deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al\nplazo máximo del contrato de compra-venta de energía.\n\nLa duración\ndel contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo\nde las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la Ley 7200. Sin\nembargo, el plazo del contrato será definido entre las partes.\n\n                       \n2.6.6 Edad de la planta (e)\n\nDado que se\ntrata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.\n\n                       \n2.7 Monto de la inversión unitaria (M)\n\nEl costo de\ninversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país. En este caso se trata de\ninformación que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las\nplantas que se trata de tarifar.\n\nSe\ncalculará una banda de costos unitarios promedio de inversión acotada por dos\nvalores extremos. Como primera opción, esa banda se estimará de la siguiente\nmanera:\n\n                       \na. Se conformará una muestra de datos de costos unitarios promedio de\ninversión de al menos 20 plantas eólicas con capacidades instaladas iguales o\nmenores que 20 MW, provenientes de fuentes confiables. De manera prioritaria,\nse incluirán en la muestra proyectos de países latinoamericanos y del Caribe.\n\n                       \nb. Siempre que la información disponible lo permita, se harán los ajustes\nque técnicamente se determinen para hacer que ésta sea comparable, en aspectos\ntales como la consideración de impuestos, tamaño de turbinas, tamaño de planta,\ntipo de cambio, inflación y los aspectos particulares de la economía\ncostarricense y de su sector eléctrico.\n\nc. Si se contara con datos de proyectos con capacidades mayores que 20 MW y\nhubiera formas técnicamente justificables de ajustarlos a las condiciones de\nproyectos con capacidades iguales o menores que 20 MW, se podrán incorporar en\nla muestra con los ajustes correspondientes, siempre y cuando haya\ninsuficiencia de datos de proyectos en el rango de capacidades requerido.\n\nd. Cuando algún dato de la muestra de costos de inversión sea de diferente\naño al de la base utilizada, se podrá efectuar la indexación con el Índice de\nPrecios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU) o el Índice de Precios\nal Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el caso; se podrán\nutilizar otros índices de precios, siempre que estos sean apropiados para el\ntipo de ajuste que se requiera hacer.\n\ne. Se estimará el promedio de los valores de costo de inversión unitario\ncorrespondientes a la muestra antes descrita. Al valor obtenido de los cálculos\nexplicados en los puntos anteriores, se agregará el monto correspondiente al\npago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico,\nestimado en un año. El valor resultante es el costo de inversión unitario\npromedio a considerar en la estimación del precio de venta de energía al ICE y\neventualmente, el precio de otras transacciones de electricidad las cuales se\ndeba aplicar esta metodología.\n\nf. Se calculará la desviación estándar del conjunto de valores de costo de\ninversión unitario de todos los valores de la muestra.\n\ng. El límite superior de la banda consiste en la suma del costo unitario\npromedio de inversión y el valor de la desviación estándar. El límite inferior\nde la banda consiste en el valor del costo unitario promedio de la inversión\nmenos el valor de la desviación estándar.\n\nh. La actualización del costo de inversión mediante esta alternativa de\ncálculo se hará a partir de la incorporación de nuevos valores en la muestra,\ncomo resultado del proceso continuo de actualización de la misma.\n\nLa segunda\nopción se aplica si no se cuenta con datos suficientes para conformar la\nmuestra de datos de costos unitarios de inversión anteriormente descrita. El\nprocedimiento para aplicar esta segunda opción se describe a continuación:\n\n                       \na. Se utilizan los datos sobre estructura de costos de inversión de una\nplanta típica y sobre rangos de variación de la estructura de costos de inversión\nde una planta típica que se encuentran en Krohn, Soren; Poul-Erik Morthorst; y\nShimon Awerbuch. \"The Economics of Wind Energy\". European Wind Energy Association (EWEA),\n2009. Los datos sobre estructura de costos de inversión de una planta típica se\nencuentran en la tabla 1.1 de la página 30 del citado documento, y los datos\nsobre rangos de variación de la estructura de costos de inversión se presentan\nen la tabla 1.2. de la página 31.\n\n                       \nb. Los valores de costos que se presentan en la tabla 1.1 se convierten en\ndólares de los Estados Unidos de América y se expresan en valor presente\nmediante el \"Producer Price Index Industry\" de Estados Unidos de América\n(segmento de generación eléctrica).\n\nc. Para cada componente del costo de inversión total, se multiplica el\ncosto típico de ese componente que se incluye en la tabla 1.1. por la\nproporción entre el porcentaje de la distribución correspondiente al límite\ninferior y el porcentaje de ese componente dentro de la distribución típica\n(ambos incluidos en la tabla 1.2.). Así se obtiene el valor de costo de\ninversión para cada componente, en el límite inferior. Luego se suman esos\nvalores y se obtiene el valor total del costo de inversión en el límite\ninferior.\n\nd. Se hace un cálculo similar al explicado en b) y c) para obtener el valor\ndel costo de inversión en el límite superior.\n\ne. Los valores de costo unitario promedio de inversión de cada límite se\nmultiplican por un factor de corrección del tamaño de turbina. Los datos para\ncalcular ese factor se obtienen de U.S. Department of Energy. \"2010 Wind\nTechnologies Market Report\". Gobierno de los Estados Unidos de América, 2011.\nSe utilizan específicamente los datos del gráfico 29 que está en la página 48\nde esa publicación. El factor de corrección se calcula, como el cociente entre\nel dato de costo de inversión promedio para proyectos con turbinas cuyos\ntamaños oscilan entre 1,75 MW y 2,5 MW y el dato de costo de inversión promedio\npara proyectos con turbinas menores que 1 MW.\n\nf. Los dos valores límite de costo unitario promedio de inversión\nresultantes de la aplicación del factor de corrección por tamaño de turbina\nconstituyen la banda de costos de inversión a utilizar para la estimación de la\nbanda tarifaria.\n\nEl cálculo\nde la banda de costos de inversión con este método se realiza de la siguiente\nforma:\n\n                       \na. Se escoge una estructura típica de costos de inversión representativa de\nproyectos eólicos como los que abarca esta propuesta de metodología.\n\nb. Se escoge una estimación del rango en que pueden variar los costos de\ncada componente de inversión de proyectos eólicos, en condiciones similares a\nlos de los que abarca esta propuesta de metodología.\n\nc. Se calculan los límites en que puede variar el valor de cada componente\nde la estructura típica de costos de inversión, usando la información de a) y\nb).\n\nd. Se suman los valores calculados en c) correspondientes al límite\ninferior y al superior, para obtener el rango de la inversión total.\n\nSe podrán\nmodificar los valores correspondientes a la segunda opción, cuando se cuente\ncon fuentes de información más recientes que la que se empleó para estimarlos.\nLos datos a obtener para efectuar el cálculo de la banda de costos de inversión\nmediante la segunda opción son los siguientes: a) la estructura típica de costos\nde inversión representativa de proyectos eólicos similares a los que abarca\nesta metodología; b) el rango de variación de los costos de cada componente de\ninversión de proyectos eólicos similares a los que abarca esta metodología, con\nuna estructura de costos igual a la estructura típica; y c) datos adecuados\npara estimar el factor de corrección por tamaño de turbina.\n\nPara\nobtener los datos actualizados que se utilicen para estimar la banda de costos\nde inversión mediante la segunda opción, sólo se podrán utilizar publicaciones\nde organizaciones nacionales o regionales especializados en energía, tales como\nel Departamento de Energía de los Estados Unidos de América, la \"American Wind\nEnergy Association\", la \"European Wind Energy Association\", o la \"Latin America\nWind Energy Association\", u organismos financieros internacionales, como el\nBanco Mundial o el Banco Interamericano de Desarrollo. La información a\nutilizar debe ser pública, confiable y verificable.\n\n                       \n2.8 Definición de la franja tarifaria\n\nSe propone\nregular el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE,\nen el marco de aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de\nplantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el\nCapítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser\nreguladas por ARESEP.\n\nCada uno de\nlos valores extremos de la banda tarifaria se calcula como la tarifa\ncorrespondiente al respectivo valor extremo del costo unitario promedio de\ninversión. Así, el límite inferior de la banda consiste en la tarifa estimada\ncon el valor del límite inferior del costo unitario promedio de inversión. De\nigual manera, el límite superior de la banda consiste en la tarifa estimada con\nel valor del límite superior del costo unitario promedio de inversión.\n\n                       \n2.9 Estructura horario-estacional\n\nEn general,\nla estructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en\nlos distintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un\nconjunto de coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos\nestacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la\nenergía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de\nesas combinaciones.\n\nLa\ntecnología de generación eólica no permite regular la producción y trasladar\nenergía de unas horas a otras, como sí lo hacen las plantas hidroeléctricas con\nembalse. Tampoco se puede predecir la distribución horaria de la generación de\nenergía eólica, porque no hay un patrón horario de viento, y por tanto, la\ndistribución horaria de la generación eólica es aleatoria.\n\nPor lo\nexpresado, la estructura tarifaria para la generación eólica es solamente\nestacional. La estructura estacional aplicada a los precios de la energía\ngenerada con viento procura representar los cambios cíclicos del valor de la\nenergía en el sistema eléctrico, debidos a la influencia del patrón de\ncomportamiento de los vientos en el lapso de un año.\n\nLos valores\nde los parámetros de la estructura estacional para generación eólica, junto con\nla explicación de la forma en que se calcularon, fueron remitidos por el ICE a\nla ARESEP mediante el oficio 510-149-2011 del día 31 de enero de 2011. Los\ncoeficientes\n\nde\ndistribución estacional de los precios de la energía con fuente eólica fueron\nestimados por el ICE con base en 10 años de información histórica (2000-2009)\nde la generación mensual de tres plantas eólicas existentes en Costa Rica:\nMolinos de Viento Arenal S.A., Plantas Eólicas S.A. y Aeroenergía S.A. El\nprocedimiento de cálculo consistió en encontrar los parámetros de estructura de\ntemporada alta y temporada baja, que aplicados a la muestra de las plantas\nprodujera el mismo ingreso acumulado que tendría esa muestra si se le aplicara\nun precio único igual al nivel de precios deseado. La temporada alta cubre los\ncinco meses comprendidos entre enero y mayo, y el resto del año corresponde a\nla temporada baja.\n\nLos\nparámetros adimensionales son los siguientes:\n\n                       \na. Para temporada alta: 1,326.\n\nb. Para temporada baja: 0,531.\n\nEstos\ncoeficientes se multiplicarán por la tarifa que resulte del modelo tarifario,\npara obtener los precios finales por temporada.\n\nAdemás, hay\nque considerar que para definir la estructura tarifaria aplicable a las\ntransacciones reguladas por esta metodología, se utilizarán precios monómicos.\nEs decir, solo se pagará por energía y no habrá cargos por potencia.\n\nLa\nestructura estacional correspondiente a esta metodología se podrá revisar y\nmodificar a partir de la publicación de información más actualizada que sea\nrelevante para actualizar de manera justificada los valores de los parámetros\nque la definen. Esa información deberá ser pública, confiable y verificable.\n\n                       \n2.10 Moneda en que se expresará la tarifa\n\nLas tarifas\nresultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en\ndólares de los Estados Unidos de América (US$ ó $). 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                       \n2.11 Ajuste de precios\n\nLos valores\nde la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante\nprocedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley\n7593. Con ese fin, se revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos\nlos parámetros definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los\nprocedimientos descritos en este informe.\n\nEn ningún\nmomento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser\nmayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el\nlímite inferior de esa banda.\n\n                       \n2.12 Otras consideraciones\n\nPara\nmejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores\nprivados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante\nesta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la\nARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de\nmantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su\ndebida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá disponer de mejor\ninformación para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Para\nestos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros\nauditados de la empresa.\n\nLas\nempresas que no cumplan con la entrega de información según se detalló en el\npárrafo anterior, estarán sujetas a las sanciones que establece los artículos\n24, 38 inciso g y 41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, Ley 7593.\n\n                       \n4. APLICACIÓN FINAL DEL MODELO\n\nA\ncontinuación se detalla la aplicación del \"Modelo para la determinación\nde tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas\"\nsegún la resolución RJD-163-2011 publicada en La Gaceta No. 245 del 21 de\ndiciembre del 2011 y los criterios que se explican en cada caso.\n\nAntes de\nanalizar los detalles de esta fijación tarifaria y los cálculos respectivos, es\nnecesario indicar que estos difieren de los calculados y la tarifa sometida\noriginalmente a audiencia pública, debido precisamente a los cambios que aprobó\nla Junta Directiva en la metodología tarifaria.\n\nLa tarifa\nque se calculará tiene como norte, establecer una banda tarifaria que permita\nincentivar nuevas inversiones en la generación de energía eléctrica mediante el\nuso del viento como insumo productivo y sustituir la generación térmica por sus\naltos costos y niveles de contaminación y por otro lado, disminuir la\nposibilidad de colusión de los agentes económicos interesados, así como,\nproporcionar un marco de acción al ICE y a otros agentes autorizados por la Ley\ncomo compradores para asignar un precio por la energía, siguiendo los\nprincipios de eficiencia asignativa y productiva.\n\nLa tarifa\npropuesta (rango tarifario) depende de las expectativas de venta de\nelectricidad, los costos de explotación, la recuperación del capital\n(depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental. De esta manera, el\ncálculo de las tarifas (límite superior, el promedio y el inferior) se obtienen\nde la siguiente manera:\n\nDonde:\n\np = Tarifa\nde venta\n\nCE = Costos\nde explotación\n\nCFC = Costo\nFijo por Capital, definido como la suma de la Recuperación de la inversión (RI)\ny la Rentabilidad de la Inversión (r).\n\nfa = Factor\nambiental total\n\nE =\nExpectativas de venta (cantidad de energía)\n\n                       \n4.1 Expectativas de venta (E)\n\nPara estimar la cantidad\nde energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se considera la\nsiguiente ecuación:\n\nDonde:\n\nE =\nExpectativa de ventas anuales (cantidad de energía)\n\n8760 =\nCantidad de horas de un año (24*365)\n\nFp = factor\nde planta aplicable según fuente\n\n                       \n4.2 Factor de planta\n\nEl valor\ndel factor de planta utilizado en este modelo se obtiene utilizando la\ninformación de las plantas nacionales que generan con fuente eólica para las\ncuales la Autoridad Reguladora tiene disponible, con capacidades instaladas\nmenores que 20 MW. Se utiliza la información de los últimos cinco años\ndisponibles y los datos de las plantas que generaron energía durante 10 ó más\nmeses del respectivo año, para estas plantas se considera el promedio ponderado\npor capacidad instalada para cada uno de los años.\n\nPara\nobtener el factor de planta a utilizar en la aplicación, se siguen los\nsiguientes pasos:\n\n                       \n1. Para los últimos cinco años con información disponible, es decir, para\nel 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011, se estima el promedio de los valores de cada\nplanta individual que cuente con 10 o más meses de producción en cada uno de\nesos años.\n\n2. La información disponible se refiere a la generación de las siguientes\nplantas: Molinos de Viento S.A., Plantas Eólicas S.A., Aeroenergía S.A., Tejona\ny Planta Eólica Guanacaste S.A..\n\n3. Una vez que se obtiene el promedio para cada planta particular se\ncalcula el promedio anual ponderado por capacidad instalada para los años\nmencionados anteriormente, es decir, se tienen luego de esto cinco datos, uno\npara cada año. En este caso, el factor de planta del 2007 es 0,41, el del 2008\nes de 0,34, el del 2009 es de 0,47, el del 2010 es de 0,35 y el del 2011 es de\n0,40.\n\nEl promedio ponderado por la capacidad instalada total de estos cinco\nvalores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. Con los datos\nanteriores y la ponderación, el promedio es de 0,39.\n\nEl anexo 1\ndel informe técnico 433-DEN-2012, muestra la información requerida para obtener\nel factor de planta, es decir, la cantidad de energía producida por planta y la\ncapacidad instalada, así como el resultado para cada una de las plantas eólicas\nutilizadas. El cuadro siguiente muestra el resumen de los resultados.\n\nCuadro No. 1\n\nFactor de planta promedio por año.\n\nPeriodo 2007-2011\n\n| Periodo | FP Anual | Ponderación | FP*Ponderación |\n| --- | --- | --- | --- |\n| FP 2007 | 0,41 | 0,15 | 0,06 |\n| FP 2008 | 0,34 | 0,15 | 0,05 |\n| FP 2009 | 0,47 | 0,15 | 0,07 |\n| FP 2010 | 0,35 | 0,27 | 0,09 |\n| FP 2011 | 0,40 | 0,27 | 0,11 |\n| Promedio | 0,39 | | |\n\nFuente:\nElaboración propia DEN\n\n                       \n4.3 Costos de explotación\n\nEntre los\ncostos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener\ny operar una planta en condiciones normales, sin incluir gastos de\ndepreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las\nganancias.\n\nLa\nmetodología aprobada en la RJD-163-2011 indica que el cálculo se obtendrá\nmediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de\nplantas similares a las que se pretende tarifar y que de no ser posible obtener\ndatos puntuales de plantas individuales, se podrá utilizar biografía\ncomplementaria, siempre que sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.\n\nPara la\npresente aplicación, a pesar de la búsqueda de información relevante sobre costos\nde explotación de plantas eólicas, no se cuenta con información de costos de\nexplotación de plantas individuales, razón por la cual se utiliza bibliografía\npara la obtención de los costos de explotación. La cual se encuentra en la\nmetodología aprobada en el OT-028-2011 como una segunda opción.\n\nPara\ndeterminar el costo de explotación de una planta eólica de 20 MW se analizó\nbibliografía de fuentes confiables de Latinoamérica, Europa y Estados Unidos de\nAmérica (por ejemplo, el Departamento de Energía de los Estados Unidos de\nAmérica (DOE), la \"American Wind Energy Association\" (AWEA), la \"European Wind\nEnergy Association\" (EWEA), la \"Latin America Wind Energy Association (LAWEA),\nentre otras).\n\nEl costo de\nexplotación se calculó de la siguiente manera: 1.\n\nSegún la bibliografía consultada1, los costos de\nexplotación se encuentran entre 1 y 1,5 ? cent/kWh durante la vida útil de las\nturbinas, en euros del 2008. Para el estudio, se utiliza el monto promedio que\nes de 1,25 ? cent/kWh.\n\n 1 Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco.\nDepartamento de Economía de la Universidad de Alcalá, España. 2009. Elsevier Journal. \n\n2. Como el dato se requiere en dólares, se calcula cuántos dólares del 2008\nequivale a 1,25 ? cent/kWh, para lo cual se utiliza el tipo de cambio de\ndólares por euro del año 2008, el cual según información de la Reserva Federal\nfue de 1,47 dólares por euro. Lo que resulta en $1,84 por kWh.\n\n3. El costo de explotación por KW en el año 2008 es de $63 por KW. Este valor\nse actualiza a marzo 2012 con el Índice de Precios al Productor de Estados\nUnidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor\nStatistics 2.\n\n 2 La información se encuentra disponible en:\nhttp://www.bls.gov/ \n\nLa recomendación de costos de explotación para una planta eólica, es de un\ncosto de explotación de US$ 70,00 por kW.\n\n                       \n4. 4 Costo fijo por capital (CFC)\n\nEl costo fijo por capital (CFC) depende del monto de inversión y de las\ncondiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de\ncapital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida\nútil, entre otros. Se determina mediante la siguiente ecuación:\n\nDonde:\n\nCFC = Costo\nfijo por capital\n\nM = Monto\ntotal de la inversión unitaria\n\nFC = Factor\nque refleja las condiciones de la inversión\n\nEl factor FC se calcula\nmediante la ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota uniforme,\naplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para\nrecuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable. La ecuación es la\nsiguiente:\n\nDonde:\n\nψ =\nApalancamiento (relación de deuda) (%)\n\nρ =\nRentabilidad sobre aportes de capital (%)\n\nt = Tasa de\nimpuesto sobre la renta (%)\n\ni = Tasa de\ninterés (%)\n\ne = Edad de\nla planta (años)\n\nd = Plazo\nde la deuda (años)\n\nv = Vida\neconómica de la planta (años)\n\n                       \n4.4.1 Apalancamiento (ψ) \n\nEl apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiado\ncon deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calcula el promedio\nde financiamiento con deuda de los proyectos eléctricos para los que contenga\ninformación.\n\nEn este caso, la información disponible es la de los oferentes de la\nlicitación pública Nº 2006LI-000043-PROV promovida por el ICE, los\ncuales son cinco: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa\nInternacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II),\nConsorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).\nAdemás, de las últimas fijaciones a generadores privados la información\ncontenida en los estudios sobre el apalancamiento, específicamente para la P.H.\nEl Ángel es de un 65% según datos encontrados en el ET-169-2010 en el folio 855\ny para PH. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010. También se\nincluyen las condiciones financieras presentadas para el BOT eólico, las cuales\nson: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S.A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos\nAmbientales S.A (P.E. Los Ángeles) y Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E.\nChiripa).\n\nEl valor promedio de los proyectos para los cuales se dispone información\nsobre apalancamiento financiero es de 72%.\n\nEl siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:\n\nCuadro No. 2\n\nPorcentaje de apalancamiento por proyecto\n\n| Proyecto | Apalancamiento financiero |\n| --- | --- |\n| P.E. Orosi Dos | 75% |\n| P.E. Los Ángeles | 70% |\n| P.E. Chiripa | 62% |\n| P.H. Capulín | 75% |\n| P.H.Torito | 75% |\n| P.H. Los Negros II | 80% |\n| P.H. Las Palmas | 75% |\n| P.H. Chucás | 70% |\n| P.H. Vara Blanca | 75% |\n| P.H. Ángel | 65% |\n| Promedio | 72% |\n\nFuente:\nElaboración propia DEN\n\n                       \n4.4.2 Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\nEl cálculo\nde la rentabilidad sobre los aportes se determinó mediante el método denominado\nModelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en\ninglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\nEl CAPM\ndetermina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la\nsiguiente 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\nla que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el\ninversionista.\n\nPR = Prima por riesgo. Se\ndefine como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el\nriesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes\nde un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la\ninversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un activo determinado y la\nrentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión\nse financia con deuda.\n\nEl beta\napalancado 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 entre deuda y\ncapital propio (estimada por medio del\n\napalancamiento\nfinanciero).\n\nt = Tasa de impuesto sobre\nla renta\n\nCuadro No. 3\n\nCálculo del beta apalancado\n\n| Símbolo | Descripción | Valor |\n| --- | --- | --- |\n| βd = | Beta desapalancado | 0,48 |\n| D = | Deuda | 72% |\n| Kp = | Capital Propio | 28% |\n| t = | Tasa impositiva | 30% |\n| βa= | Beta apalancado | 1,34 |\n\nFuente: Elaboración propia DEN\n\nA\ncontinuación se define el valor y la fuente de donde se obtiene cada uno de los\nparámetros que se calculan para obtener el CAPM:\n\n                       \na. Tasa libre de riesgo (KL). Se obtiene como el promedio aritmético\nde los últimos 12 meses de la tasa de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA) a 20 años, la cual está disponible en la página de\ninternet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la siguiente\ndirección: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n(diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que no tiene la\ninformación que corresponde a este parámetro). Se calcula de la manera definida\nen la RJD-163-2011, sin embargo la variable utilizada así como la fuente son\nlas que se utilizan actualmente en las metodologías aplicadas por la Dirección\nde Servicios de Energía que incorporan el modelo de CAPM, esto debido a que la\nmetodología de plantas eólicas no define qué variable utilizar para la tasa\nlibre de riesgo y a que la fuente a la que hace referencia no contiene\ninformación sobre este parámetro. Si esta fuente dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n            La tasa libre de riesgo de los últimos 12 meses, es la de abril 2011 a\nmarzo 2012, el promedio de estos valores es de 3,24%. En el anexo 2 del informe\ntécnico 433-DEN-2012, se detalla cada uno de los valores mensuales.\n\nEl periodo a tomar en cuenta según la metodología es de doce meses, lo cual\nes un periodo corto para calcular la tasa libre de riesgo. En varias\nmetodologías aprobadas previamente (plantas viejas y bagazo de caña), se\nutiliza un periodo de 60 meses, de forma que el cálculo no contenga sesgos. A\npesar de esto se utiliza el periodo de referencia señalado (12 meses) pues así\nlo indica la resolución RJD-163-2011.\n\n                       \nb. Beta desapalancada. Se utiliza 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) se obtiene de la información publicada por el\nDr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la\ndirección: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html\n(diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que no tiene la\ninformación que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. \n\n            No es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido a que\nla fuente de información no tiene datos mensuales ya que sólo calcula un beta\nanual. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el promedio\naritmético de los betas desapalancados del servicio de electricidad en los\nEstados Unidos de América del sector, central, este y oeste para enero del\n2012. El valor obtenido es de 0,48. Ver anexo 3 del informe 433-DEN-2012.\n\n                       \nc. Prima por riesgo (PR). Se utiliza el promedio\naritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los\nque se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación\ntarifaria. La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el\nDr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la\nsiguiente dirección de Internet:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Si esta fuente\ndejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n            Los últimos doce meses disponibles a la fecha de la fijación son de abril\ndel 2011 a marzo del 2012, con los cuales el promedio aritmético es de 5,98%.\nVer anexo 4 del informe 433-DEN-2012.\n\n            Es importante señalar que el periodo a tomar en cuenta según la metodología\nes de doce meses, lo cual es un periodo muy corto para calcular la prima por\nriesgo. En varios documentos se señala la importancia de considerar un\nhorizonte de tiempo amplio de prima por riesgo para no utilizar tasas que\ncontengan sesgos, esto se menciona en los oficios 499-DEN-2000, 837-DEN-2000 y\nlo indica la fuente primaria de la información de prima por riesgo, es decir,\nAswath Damodaran. A pesar de esto se utiliza el periodo de referencia señalado\n(12 meses) pues así lo indica la resolución RJD-163-2011.\n\n                       \nd. Riesgo país (RP). Se utilizará 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 riesgo\npaís se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de internet:\nhttp://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n(diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que no tiene la\ninformación que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n            Al igual que con el beta apalancado, no es posible utilizar un promedio de\nlos últimos doce meses debido a que la fuente de información no tiene datos\nmensuales ya que sólo calcula el riesgo país anual.\n\n            El valor del riesgo país utilizado es de 3,00%, la cual es específicamente\npara Costa Rica. Ver anexo 5 del informe 433-DEN-2012.\n\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\n            La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del\nImpuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.\n\n            Con el resultado del beta desapalancado y las demás variables requeridas\npara calcular la rentabilidad se obtiene una rentabilidad de 14,27% según el\nmodelo CAPM, como se muestra en el siguiente cuadro:\n\nCuadro No. 4\n\nCálculo de la rentabilidad con el modelo CAPM\n\n| Símbolo | Descripción | Valor |\n| --- | --- | --- |\n| KL= | Tasa libre de riesgo | 3,24 |\n| βa= | Beta apalancado | 1,34 |\n| PR= | Prima por riesgo | 5,98 |\n| RP= | Riesgo país | 3,00 |\n| ρ = | Rentabilidad | 14,27 |\n\nFuente: Elaboración propia DEN\n\n                       \n4.4.3 Tasa de interés (i).\n\nSe utiliza\nel promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada\npor el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en\ndólares, de los bancos privados. Se obtiene de la dirección:\nhttp://www.bccr.fi.cr/flat/bccr_flat.htm.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir de abril del\n2007 a marzo del 2012 de la tasa de interés mencionada anteriormente es de\n9,37%. Ver anexo 6 del informe 433-DEN-2012.\n\n                       \n4.4.4 Vida económica del proyecto (v).\n\nSegún lo establecido en la RJD-163-2011, para los efectos del modelo, la\nvida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato\nconsiderado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida\neconómica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.\n\n                       \n4.4.5 Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato.\n\nSegún lo\nestablece la resolución RJD-163-2011, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le\nha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de\ncompra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.\n\n                       \n4.4.6 Edad de la planta (e).\n\nDado que se\ntrata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.\n\n                       \n4.5 Monto de la inversión unitaria (M).\n\nEl costo de\ninversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nEn esta\naplicación de la metodología se utiliza la primera opción incluida en la\nRJD-163-2011, la cual requiere la conformación de una muestra de al menos 20\nplantas eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes\nconfiables. Además, se puede incorporar datos de proyectos con capacidades\nmayores a 20 MW si existen justificaciones técnicas para hacerlo y cuando\nexista insuficiencia de datos de proyectos en el rango de capacidades\nrequeridos.\n\nEl monto de\ninversión se calcula de la siguiente manera:\n\na) De la\ninformación disponible en la Autoridad Reguladora sobre plantas eólicas se\nobtienen costos de inversión, este es el caso de las plantas Montes de Oro Wind\n(CE-003-2012), Mogote (CE-007-2011), Guayabo (CE-006-2011) y Tilawind\n(ET-253-2008), todas las plantas anteriores con capacidad igual a 20 MW. Luego,\nse obtiene el costo de inversión de Los Santos3, planta de menos de\n20 MW. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile4 se obtienen\ncostos de inversión para 9 plantas eólicas con capacidades igual o menor a 20\nMW y de la Corporación Interamericana de Inversiones5 se obtiene el\ncosto de inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW. Es\ndecir, con la información anterior se tiene una muestra de 15 plantas eólicas\nde capacidades iguales o menores a 20 MW.\n\n 3 La información se encuentra dispobible en:\nhttp://www.coopesantos.com.\n 4 La información se encuentra disponible en:\nhttp://www.sea.gob.cl/\n 5 La información se encuentra disponible en:\nhttp://www.iic.org/es/projects\n\nb) Dado que\nla muestra es insuficiente, se incorpora la información de las últimas dos\nlicitaciones públicas de BOT eólicos que ha promovido el Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE), con lo cual se tiene el costo de inversión\nde Guanacaste, La Esperanza, Orosi Dos, Los Ángeles y Chiripa, las cuales son\nplantas con capacidades cercanas o iguales a 50 MW. Sin embargo, si se comparan\nlos costos de inversión de estas plantas con las de capacidades iguales o\nmenores de 20 MW no se encuentra una correlación entre tamaño de la planta y el\ncosto de inversión, probablemente porque el costo va a depender más del tamaño\nde turbina utilizado que del tamaño del proyecto. Por esta razón, parece\nrazonable incluir estos proyectos en la muestra. De esta manera, se construye\nuna muestra con 20 proyectos eólicos.\n\nc) Para\ncada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se\nestimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los valores se\nindexan al mes de marzo del 2012 con Índice de Precios al Productor Industrial\nde Estados Unidos para Generación de Energía Eléctrica (PCU221110221110)6.\n\n 6 Esta información se obtiene del Bureau of Labor\nStatistics en: http://www.bls.gov/ \n\nd)\nPosteriormente, para los datos de costos de inversión a marzo 2012 se calcula\nel promedio ponderado por capacidad para obtener el valor del costo de\ninversión promedio de la muestra. El cual es de $ 1837 por kW con la muestra\nobtenida. A este valor se le agrega el monto correspondiente al pago de\nintereses durante el período de construcción del proyecto eólico, estimado en\nun año, que en este caso es de $124 por KW7, es decir, el monto de costo\nde inversión promedio es de $1 962 por KW.\n\n 7 Se calcula como un año de intereses, utilizando la\ntasa de interés indicada en el punto 4.4.3 anterior, sobre el monto de la\ninversión que es financiado, es decir, el apalancamiento, el cual fue obtenido\nen 4.4.1. En resumen, el monto por pago de intereses será igual a multiplicar\nla inversión por el porcentaje de apalancamiento por la tasa de interés.\n\ne)\nFinalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la\nmuestra y se obtiene un valor de $421 por KW. Con la información anterior, se\ncalcula el límite superior de la banda, sumando al costo promedio de inversión\nla desviación estándar, es decir, $1 962 + $421 = $2 382 por KW. Y el límite\ninferior de la banda es el costo promedio de inversión menos una desviación\nestándar, lo que da como resultado $1 541 por KW\n\nEn el anexo\n7 del informe técnico 433-DEN-2012 se observa la muestra y los valores de\ninversión utilizados.\n\n                       \n4.6 Factor ambiental\n\nActualmente\nel factor ambiental es igual a cero. Según la resolución RJD-163-2011, este\nfactor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la metodología\ncorrespondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto. La\naprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos\nestablecidos en el marco legal vigente (entre otros la convocatoria y\nrealización de audiencia pública).\n\n                       \n4.7 Definición de la banda\n\nPara\nestablecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\n                       \na. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos\nutilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado\n$421.\n\nb. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio\nactualizado más la desviación estándar, es decir, $1 962 + $421 = $2 382 por\nkW.\n\n                       \nc. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio\nactualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en otras\npalabras, $1 962 - $421 = $1 541 por kW\n\n                       \n4.8 Cálculo de la tarifa\n\nEl cálculo\nde la tarifa se obtiene de la siguiente manera:\n\nDonde:\n\np = Tarifa\nde venta\n\nCE = Costos\nde explotación\n\nCFC = Costo\nfijo por capital, que es la inversión\n\n(M)\nmultiplicado por el factor que las\n\ncondiciones\nde financiamiento (FC).\n\nAsí, CFC =\nM * FC\n\nfa = Factor\nambiental total\n\nE =\nExpectativas de ventas anuales (cantidad de energía)\n\nUna vez que\ntodas las variables de la fórmula para obtener la tarifa han sido calculadas,\nse introducen a la fórmula de cálculo de tarifa y el resultado es el siguiente:\n\nCuadro No. 5\n\nCálculo de las bandas tarifarias\n\n| Variables | Mínimo | Promedio | Máximo |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Costos de explotación ($) | 70,00 | 70,00 | 70,00 |\n| Inversión ($) | 1541 | 1962 | 2382 |\n| FC | 0,14 | 0,14 | 0,14 |\n| FP | 0,39 | 0,39 | 0,39 |\n| Horas | 8 760 | 8 760 | 8 760 |\n| Rentabilidad (%) | 14,27 | 14,27 | 14,27 |\n| CFC | 222 | 277 | 331 |\n| E | 3 430 | 3 430 | 3 430 |\n| Precio ($/kWh) | 0,0830 | 0,1000 | 0,1171 |\n\nFuente:\nElaboración propia DEN\n\n                       \n4.9 Estructura estacional\n\nLa\nestructura tarifaria estacional que se utiliza es la aprobada en la\nRJD-163-2011 que es la siguiente:\n\n\"El\nprocedimiento de cálculo consistió en encontrar los parámetros de estructura de\ntemporada alta y temporada baja, que aplicados a la muestra de las plantas\nprodujera el mismo ingreso acumulado que tendría esa muestra si se le aplicara\nun precio único igual al nivel de precios deseado. La temporada alta cubre los\ncinco meses comprendidos entre enero y mayo, y el resto del año corresponde a\nla temporada baja.\n\nLos\nparámetros adimensionales son los siguientes:\n\na. Para\ntemporada alta: 1,326.\n\nb. Para\ntemporada baja: 0,531.\n\nEstos\ncoeficientes se multiplicarán por la tarifa que resulte del modelo tarifario,\npara obtener los precios finales por temporada.\n\nAdemás, hay\nque considerar que para definir la estructura tarifaria aplicable a las\ntransacciones reguladas por esta metodología, se utilizarán precios monómicos.\nEs decir, solo se pagará por energía y no habrá cargos por potencia\".\n\nSegún los\nparámetros adimensionales anteriores y las bandas tarifarias calculadas, la\nestructura tarifaria a aprobar para el promedio y la banda ($/kWh) es la\nsiguiente:\n\nCuadro No. 6\n\nEstructura tarifaria según parámetros\nadimensionales para las\n\nbandas tarifarias ($/kWh)\n\n| Estación | Tarifa | |\n| --- | --- | --- |\n| Mínimo | 0,1100 | |\n| Alta | Promedio | 0,1326 |\n| Máximo | 0,1553 | |\n| Mínimo | 0,0441 | |\n| Baja | Promedio | 0,0531 |\n| Máximo | 0,0622 | |\n\n \n\nFuente:\nElaboración propia DEN\n\n                       \n4.10 Moneda en que se expresará la tarifa\n\nSegún lo\nestablece la resolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes de la metodología\ndetallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de\nAmérica (US$ o $).\n\nLas\ncondiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que\nlas partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.\n\n                       \n4.11 Ajuste de los valores de la banda tarifaria\n\nLos valores\nde la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con\nlo que establece la Ley Nº 7593.\n\nLa\nRJD-163-2011 establece que en ningún momento los precios pagados por la compra\nde energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda\ntarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda.\n\n                       \n4.12 Obligación de presentar información\n\nComo se\nestablece mediante la RJD-163-2011, los generadores privados eólicos nuevos a\nlos que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología\ntarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la\ninformación financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de\nmantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su\ndebida justificación. Para estos efectos se deberá presentar, al menos\nanualmente, los estados financieros auditados de la empresa.\n\n                       \n4.13 Aplicación de metodología\n\nLa\nmetodología aprobada mediante la resolución RJD-163-2011 establece que es\naplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte\nde generadores privados que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el marco\nde lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas\nde energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas con\ncondiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que\nsean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.\n\nAdemás,\nseñala que por planta nueva se va a entender aquella cuya inversión en capital\nfísico no ha sido utilizada aún en ningún proceso de producción de\nelectricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no podrían\nhaber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de\ncompraventa de electricidad o para fines de autoconsumo.\n\nLa banda\ntarifaria será la que aplique para los proyectos nuevos una vez que sea\npublicada en el Diario Oficial La Gaceta.\n\n                       \nII. Que\nen relación con las manifestaciones de los opositores indicadas en el\nResultando VI de esta resolución y de conformidad con lo analizado por la\nDirección de Servicios de Energía, seguido a continuación se resumen algunos de\nlos argumentos más recurrentes y que eventualmente podrían afectar más\nsignificativamente la tarifa. Sobre cada uno de ellos se presenta la posición\nde la ARESEP, según se expuso en la resolución RJD-163-2011 y otras\nconsideraciones adicionales, según se indica en el oficio 433-DEN-2012.\n\nEsta sección se basa en el análisis que se efectuó cuando fue sometida a\naudiencia pública la respectiva metodología (OT-028-2011). En este caso, no es\nposible diferenciar cuando los argumentos expuestos por los opositores a la\nmetodología o a su respectiva aplicación. Sin embargo, se debe de tomar en\ncuenta que una vez definida la metodología por parte de la Junta Directiva,\nmuchos de los argumentos expuestos pierden vigencia.\n\n                      \n3.1. Principales argumentos expuestos.\n\nLas\noposiciones presentadas versan sobre una considerable cantidad de temas\nespecíficos. A continuación se resumen algunos de los argumentos más recurrentes\nentre los participantes en el proceso de audiencia y que eventualmente podrían\nafectar más significativamente la tarifa y el modelo propuesto; sobre cada uno\nde ellos, se expone la posición de la ARESEP8.\n\n 8 Algunos\nde los argumentos expuestos y el análisis efectuado se toma de la resolución\nRJD-163-2011 (folio 666-709 del expediente OT-028-2011).\n\n3.1.1\nEsquema tarifario: ¿Tarifas tope, banda o tarifa única?\n\nVarias de las\noposiciones expresadas en audiencia objetaron el esquema de tarifas tope, y en\nparticular el uso de una tarifa asociada con costos promedio para establecer\nese tope. Los principales argumentos expresados por los opositores sobre ese\naspecto son los siguientes:\n\na) Los costos que se consideraron en la estimación de la tarifa tope no\nestán basados en información confiable para establecer el costo promedio de una\nempresa eficiente.\n\n                       \nb) El esquema de tarifa tope tiene el inconveniente de que se deja sin\nposibilidad de participar como oferente de energía para el ICE a los\ngeneradores privados con costos superiores al promedio estimado.\n\nc) Dado que el ICE es el único comprador, el esquema de tarifa tope deja en\ndesventaja a los inversionistas ante el ICE.\n\nEl análisis de la ARESEP posterior a la audiencia coincide con argumentos\nantes mencionados.\n\nCon respecto al argumento expresado en el punto a), hay que considerar que\nel método para estimar los costos promedio de inversión que se propone en la\npropuesta de metodología remitida a audiencia no permite vincular ese costo a\nun nivel eficiencia determinado, pues el resultado se generaría a partir de un\npromedio estadístico de datos de costos disponibles. Por tanto, se coincide con\nque la información que se llegaría a utilizar para estimar los costos de\ninversión y explotación empleados en el cálculo de la tarifa tope no permitiría\nreflejar una condición de eficiencia operativa. A ello hay que agregar que en\nel segmento industrial de generación de energía eólica con potencias iguales o\nmenores que 20 MW, no existe un único estándar de producción eficiente. A pesar\nde que el equipo empleado en esa industria está muy estandarizado, se registra\nun alto grado de variabilidad en los distintos componentes de los costos de\ninversión y operación, causados por factores diversos. Esas diferencias en\ncostos se presentan entre plantas que presentan niveles aceptables de\neficiencia técnica. Por ello, el esquema tarifario no debería basarse en un\nintento por reflejar los costos asociados a un único modelo de empresa\neficiente.\n\nDado que no existe un único proceso eficiente claramente identificable,\ntampoco tiene sentido establecer el límite superior de la tarifa en el nivel\ntarifario asociado con los costos de una hipotética planta eficiente. Con este\ntipo de esquema tarifario, se dejaría sin posibilidad de participar como\noferente de energía para el ICE a los generadores privados con costos\nsuperiores al promedio estimado. Tal efecto sería especialmente inconveniente,\nporque el objetivo del esquema tarifario que se propone es reducir al mínimo el\nuso de generación térmica, siempre y cuando la sustitución se realice con\nfuentes no convencionales y costos significativamente menores. Por lo expuesto\nanteriormente, se coincide con el argumento del punto b).\n\nSe coincide además con el argumento del punto c) porque el esquema de\ntarifa tope tiene el inconveniente de que no establece un límite inferior para\nel precio de la energía a comprar por el ICE. Ello provocaría que el ICE, en su\ncondición de operador monopsónico, tenga un margen inconvenientemente amplio\npara fijar precios por debajo del costo de muchos operadores que pueden ser\nconsiderados eficientes.\n\nLa ARESEP consideró que para evitar los inconvenientes de la tarifa tope\nplanteados en las oposiciones, la opción más adecuada es el esquema de banda\ntarifaria y así se aprobó mediante la resolución RJD-163-2011. Dado que se\ncarece de información detallada sobre niveles de eficiencia en el segmento\nindustrial de interés, se proponen dos opciones para definir la banda. La\nprimera de ellas a emplear consiste en aplicar un criterio estadístico, en\nfunción del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión. Si\nesa opción no fuera aplicable por carencia de información, se optará por una\nsegunda opción alternativa, consistente en estimar la banda a partir de\nestimaciones de costos típicos y rangos de variación de los componentes de la\nestructura de costos de inversión de proyectos eólicos, con base en datos\ndisponibles en la bibliografía especializada.\n\nEl esquema de banda tarifaria tiene las siguientes ventajas con respecto al\npresentado en audiencia:\n\na) El límite superior se establece en un nivel superior al costo de\nproducción promedio, y de esa forma se abre la opción de que entre los oferentes\na escoger por el ICE se encuentren algunos con costos superiores al promedio.\nEsta opción se justifica, con base en el objetivo de estimular inversiones en\ngeneración privada eólica con costos competitivos en relación con la generación\ntérmica. De esta forma, deja de tener sentido el propósito de estimar un costo\neficiente con información adecuada (al cual se alude en el argumento a) de los\nopositores); y también se evita dejar sin opciones de competir a una proporción\ngrande de inversionistas, porque sus costos son superiores a un hipotético\ncosto eficiente (y así se atiende el argumento b) de los opositores).\n\nb) Al fijarse un límite inferior al precio que el ICE podría pagar, se\nacota su margen de acción para establecer el precio que pagará a los oferentes\nde energía eólica. 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. Así se atiende el argumento c) de los\nopositores.\n\nPor otra parte, en algunas oposiciones se solicitó establecer una tarifa\núnica para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el\nmarco de la Ley 7200. Al respecto, conviene tener presente que si se\nestableciera una tarifa única con un valor igual al límite superior de la banda\ntarifaria propuesta en este informe, el ICE quedaría sin ningún margen para dar\npreferencia a los oferentes que cotizaran menores tarifas. Por el contrario, se\nvería obligado a otorgar la misma tarifa a todos los oferentes, y a adjudicar\nlos contratos con base en criterios distintos al precio ofrecido.\n\nEste eventual esquema entrañaría una desmotivación a la eficiencia técnica\ny económica en la operación de las empresas eólicas dispuestas a vender su\nenergía en el marco de la Ley 7200.\n\n3.1.2\nReconocimiento de la rentabilidad del capital\n\nAunque el\nmodelo del CAPM presenta algunas desventajas y problemas prácticos de\naplicación, puede ser utilizado en el segmento costarricense de generación\nprivada de energía eólica, porque este opera en condiciones de mercado aun\ncuando está compuesto por un número reducido de operadores que no tienen\nrestricciones para la movilidad de su capital. Para industrias con condiciones\ncomo las mencionadas, el CAPM es una metodología válida para reconocer el\nrendimiento del capital. Entre sus ventajas están: permite considerar las\nparticularidades de un sector (como el eléctrico), más transparente que otras\nalternativas, permite tomar promedios de largo plazo para evitar una gran\nvolatilidad en los resultados, y permite ajustes en razón del grado de\napalancamiento o riesgo de cada sector.\n\nEn el caso\nconcreto del valor de la beta se acoge la recomendación expresada en varias\noposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la información proporcionada\ny publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad\nde Nueva York, USA., la cual brinda información actualizada. En su defecto se\nutilizaría una fuente alterna, pública y confiable. Otras variables que se\nutilizan para aplicar el método CAPM también se tomarán del sitio de Internet\ndel profesor Aswath Damodaran.\n\n3.1.3 El\nfinanciamiento\n\nLas\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; y iii) el\napalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre\nproyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.\n\n3.1.4 La\nperiodicidad de los contratos y de la tarifa\n\nLa propuesta\noriginal que se llevó a audiencia pública contenía dos alternativas en cuando\nal plazo de la tarifa: una con una única tarifa durante los 20 años del\ncontrato; y otra segmentando el plazo en dos sub-plazos de 13 y 7 años,\nrespectivamente. Esta última alternativa fue considerada en algunas oposiciones\ncomo causante de mayor incertidumbre, lo que podría implicar a su vez mayores\ncostos y potencialmente no hacer bancables algunos proyectos. Por esta razón,\nen la propuesta final se accedió a dejar solo la alternativa de un solo plazo\ndel contrato.\n\nEn la tarifa\nse reconoce un plazo contractual de 20 años (máximo permitido por la\nlegislación), similar a la vida útil de los proyectos. En todo caso, un\ncontrato por 20 años es muy favorable para cualquier inversionista que opere en\nla industria de venta de energía eólica.\n\n3.1.5 El\ncriterio de sostenibilidad ambiental y el factor ambiental\n\nVarios\nopositores o coadyuvantes expresaron que la propuesta de metodología para\nplantas eólicas que se sometió a audiencia pública incumple con el artículo 31\nde la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593,\nporque en la fórmula de la tarifa no se incluye el cálculo concreto de un\nfactor ambiental. Esa afirmación se basa en un argumento equivocado. Lo que el\nartículo 31 de la Ley 7593 establece, es que el criterio de sostenibilidad\nambiental, entre otros, debe ser un elemento central para fijar las tarifas y\nlos precios de los servicios públicos.\n\nCon la metodología propuesta, se cumple con creces con el criterio de\nsostenibilidad ambiental. El hecho mismo de aprobar una metodología tarifaria\nespecífica para la generación privada con base en energía eólica entraña un\nobjetivo de sostenibilidad ambiental muy importante, cual es el de contribuir a\nsustituir la generación térmica -que como se sabe, es altamente contaminante-\npor la generación con fuentes renovables de bajo impacto ambiental. Pero\nademás, el esquema propuesto tiene un diseño que estimula la inversión en esa\nindustria. Con ese propósito, se establece una banda tarifaria a partir de una\nbanda amplia de costos de inversión. De esa forma, se ofrece la posibilidad de\nofrecer al ICE -en condiciones de rentabilidad adecuadas- la energía\nproveniente de una gama amplia de plantas con diferencias considerables en\ncuanto a costos de inversión. En el contexto anteriormente descrito, promover\nla inversión en esta fuente energética implica promover la sostenibilidad\nambiental en el país.\n\nLas opiniones\nde los opositores acerca de que la metodología propuesta no contempla el\ncriterio de sostenibilidad parte de una asimilación equivocada entre el\nconcepto de sostenibilidad ambiental y el \"factor ambiental\", cuya inclusión se\nprevé en la fórmula general de la tarifa propuesta en esta metodología.\nMientras que el primero hace referencia a la necesidad de preservar los\nequilibrios de largo plazo entre la actividad humana y la dinámica ambiental,\nel segundo consiste en un componente de la tarifa que tiene el propósito de\nreconocer un aspecto muy específico de la sostenibilidad ambiental: la\nreducción de emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera asociada con la\ndisminución de la generación de electricidad con fuentes térmicas.\n\nAl considerar\nlo expuesto en párrafos anteriores, se llega a concluir que la metodología\npropuesta permite cumplir ampliamente lo establecido en el artículo 31 de la\nLey 7593, en cuanto a la aplicación del criterio de sostenibilidad ambiental.\n\nConviene\nagregar que la ARESEP ha proyectado la formulación de una metodología concreta,\nmediante la cual se estime el valor del \"factor ambiental\" que se incluye en\nesta metodología, como una variable específica. La aprobación de ese\nprocedimiento se deberá realizar mediante el procedimiento vigente, que incluye\nla presentación ante audiencia pública.\n\n3.1.6 La\nindexación de la tarifa\n\nLos valores de\nla banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo\nque establece la Ley 7593. Todos los valores que determinan la tarifa se\nrevisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- en cada fijación tarifaria.\n\n3.1.7 La\ninversión\n\nSe han\nplanteado varias alternativas sobre el monto de la inversión a reconocer en\neste modelo tarifario.\n\nComo primera opción para estimar el costo de inversión unitario promedio,\nse establece que este se obtendrá de una muestra de datos de costos de\ninversión de plantas de diversos países. El costo de inversión unitario se\nestima como un promedio de los valores de costo de inversión unitario correspondientes\na una muestra de al menos 20 proyectos eólicos con capacidades instaladas\niguales o menores que 20 MW que establece la Ley 7200. Si no hubiera\ninformación suficiente para estimar el costo de inversión de la forma explicada\nanteriormente, se utilizará la segunda opción, que corresponde a un cálculo\nbasado en datos de costos típicos y de rangos de variación de las estructuras\nde costos provenientes de la bibliografía especializada.\n\n3.1.8 Los costos de explotación\n\nEl costo de\nexplotación incluye aquellos que son necesarios para mantener y operar una\nplanta en condiciones normales para Costa Rica. No incluye gastos de\ndepreciación y gastos financieros. Su valor se estimará como el promedio de una\nmuestra de los costos de explotación (operación y mantenimiento) de plantas\neléctricas, en la medida de lo posible similares a las plantas eólicas\ncubiertas por el Capítulo 1 de la Ley 7200. Para esto se recopilarán datos\nnacionales e internacionales confiables de distintas fuentes. Si se requiere\najustar el valor del costo de explotación de alguna planta de la muestra para\nhacerlo comparable con los de las demás, la indexación se efectuará utilizando\nel Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU) o el\nÍndice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el\ncaso. Se podrán utilizar otros índices de precios, siempre que sean apropiados\npara el tipo de ajuste que se realice. Si no es posible obtener datos de\nplantas individuales que permita calcular este parámetro, de forma razonada se\npodrá recurrir a bibliografía complementaria generada por fuentes confiables,\nimparciales y públicas.\n\n3.1.9 El\nreconocimiento de los impuestos a los dividendos\n\nEs criterio\ndel ente regulador que dentro de la estructura de costos de los servicios\npúblicos solo se deben considerar aquellos impuestos propios de la actividad\nproductiva y no los que deben pagar los accionistas por sus utilidades, los\ncuales deben ser asumidos por los inversionistas y no por los usuarios del\nservicio público. Como ocurre en todos los negocios, el impuesto sobre los\ndividendos debe ser cubierto por los beneficiarios de los dividendos con los\nrecursos a obtener por réditos tarifarios. No corresponde al ente regulador\ndecidir sobre el destino de tales réditos.\n\n3.1.10\nVigencia de la resolución RJD-009-2010 (plantas viejas)\n\nLa metodología\nque se aprobó para definir las tarifas de plantas existentes (Resolución\nRJD-00009-2010) se aplicará solo a aquellas que ya han tenido un contrato con\nel ICE. La metodología que ahora se propone es para plantas nuevas; por lo que\nno procede desde el punto de vista jurídico que la nueva metodología que ahora\nse propone derogue la anterior. Por esa razón, no se analiza en este informe el\ncontenido de la resolución RJD-00009-2010.\n\n3.1.11\nObjetividad de la metodología\n\nEn algunas\noposiciones se expresó que el hecho de que el ICE haya contribuido al diseño de\nla metodología propuesta genera problemas de objetividad en su formulación. Al\nrespecto, hay que precisar que la metodología que ha propuesto la Autoridad\nReguladora se basa en varias fuentes de información, y fue propuesta, en su\nversión original, por funcionarios de la ARESEP. Posteriormente se ha\nenriquecido con el aporte de diferentes actores, en cuenta algunos de los\noperadores. No es una propuesta del ICE, aunque éste contribuyó con valiosos\ninsumos; pero igual se puede afirmar de otros actores.\n\nJustamente el\nproceso de audiencia pública que se ha realizado, es para que todos los\nposibles interesados en el proceso externen su opinión técnica y su oposición\nsi eventualmente la propuesta tuviera problemas conceptuales o metodológicos, o\nse diera un sesgo a favor de una de las partes.\n\n3.1.12\nPromoción de la inversión privada en generación eólica\n\nEl modelo\npropuesto en este informe está diseñado para estimular la inversión privada en\ngeneración eólica, orientada a aprovechar las oportunidades abiertas por el\nCapítulo I de la Ley 7200. Dos de los principales elementos del modelo que\npermitirían el logro de ese objetivo son los siguientes: a) establecer un\nesquema de bandas tarifarias con un límite superior a la tarifa correspondiente\nal costo promedio, mediante el cual se ofrece un margen considerable para que\nfirmas con costos diferentes al promedio tengan posibilidades de vender\nenergía; y b) abrir la posibilidad de incluir en la tarifa un componente\nambiental, cuyo diseño será sometido a audiencia pública próximamente si así lo\ndecide la Junta Directiva. Otras mejoras con respecto a la formulación del\nmodelo remitido a audiencia pública que permiten establecer tarifas más atractivas\npara los generadores privados son las siguientes: a) utilizar en la aplicación\nde la metodología CAPM los valores obtenidos de una fuente de información\ninternacionalmente reconocida, verificable y actualizable periódicamente; y b)\nuna estimación del costo de inversión promedio definida de manera detallada\npara hacer más previsible el cálculo de esa variable.\n\n3.1.13\nPotestad de la ARESEP para fijar cualquier modalidad de tarifa\n\nRespecto de la\npotestad de la ARESEP para establecer cualquier tipo de metodología tarifaria,\nya se ha pronunciado la Procuraduría General de la República, en varias\nocasiones, por ejemplo en sus Dictámenes: C-348-2001, del 17 de diciembre de\n2001 y C-003-2002, del 7 de enero de 2002, así:\n\n\"[...]\nconforme el artículo 3 de la Ley de la Autoridad Reguladora, el principio que\nrige la fijación de tarifas es el de servicio al costo. Dispone dicho artículo\nen su inciso b) sobre el servicio al costo:\n\n[...]\nPrincipio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios\npúblicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para\nprestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el\nadecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el\nartículo 31\".\n\nY agrega que:\n\n\"[...] Este\núltimo artículo [se refiere al artículo 31 de la Ley 7593] obliga a la ARESEP a\ntomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio según el\ndesarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la\nactividad de que se trate y el tamaño de la empresa. Asimismo, señala como\nelemento para la fijación los criterios de equidad social, sostenibilidad\nambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan\nNacional de Desarrollo. Al mismo tiempo, se obliga a la Autoridad a que sus\ntarifas respeten el equilibrio financiero de las entidades prestatarias. [...]\"\n\n[...]\n\n\"En el\ncumplimiento de este principio [se refiere al principio de servicios al costo],\nla Entidad Reguladora puede establecer diversas metodologías [la metodología\n-dice la Procuraduría General de la República en su Dictamen C-348-2001, del 17\nde diciembre de 2001- es el conjunto de operaciones ordenadas, dirigidas a un\nresultado determinado, en este caso la fijación de las tarifas correspondientes\nal servicio público de que se trate], que serán válidas en tanto se funden en\nlos costos necesarios del prestatario del servicio. Señalamos, al efecto, que\nmás allá del respeto de los principios que rigen la fijación tarifaria, la\nescogencia de la metodología más adecuada constituye un problema de carácter\ntécnico. Carácter que también tiene la labor tendiente a determinar si la\nmetodología seleccionada respeta el citado principio:\"\n\n(El original\nno está subrayado).\n\n\"Cabría\nampliar lo anterior para sostener que en la escogencia y aplicación de\ncualquier metodología, el Ente Regulador debe sujetarse a la ley y a los\ncriterios técnicos, que en todo caso pueden ser un elemento para determinar la\nregularidad de su actuación, conforme se deriva del artículo 16 de la Ley\nGeneral de la Administración Pública['].\"\n\n(El original\nno está subrayado).\n\nDe lo anterior\npuede concluirse, que la ARESEP tiene amplias potestades para establecer y\nutilizar las metodologías que considere convenientes, en tanto se respeten el\nprincipio de servicio al costo, no se atente contra el equilibrio financiero de\nlos prestadores de los servicios públicos, sujetos a las regulaciones de la Ley\n7593 y, sean conformes con lo estipulado en el artículo 16 de la citada Ley\ngeneral. Esas potestades incluyen la fijación de tarifas puntuales o bandas\ntarifarias. Téngase en cuenta que una banda tarifaria no es otra cosa que una\nsecuencia posible de tarifas autorizadas. Se debe tener presente que no es poco\nfrecuente la fijación de tarifas mediante bandas por parte de los entes\nreguladores de servicios públicos en todo el mundo.\n\nPor último,\nconviene citar la reciente Resolución 000506-F-S1-2010 -dictada por la Sala\nPrimera de nuestra Corte Suprema de Justicia, a las 9:45 horas del 30 de abril\nde 2010-, en lo que interesa:\n\n\"[...]\n\nCONSIDERANDO\n\n[...]\n\nIII.- [...] Luego, pese a alegar infringidos los\nprincipios de legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y seguridad jurídica,\nno indica cómo se produce, sino que se limita a señalar que el sistema de\nbandas configura una delegación de potestades. Para esta Sala, es claro, según\nel precepto 5 de la Ley de la ARESEP, entre sus competencias se encuentra la de\nfijar precios y tarifas de los servicios públicos [...] De ahí, para este\nÓrgano Colegiado, la accionada, sin exceder sus potestades en la resolución\nRRG-9233-2008, cuya nulidad se pretende en este proceso, creó un sistema de\nbandas para la determinación del precio de los combustibles en puerto y\naeropuertos [...] De conformidad con las estipulaciones del numeral 31 ibídem,\nla ARESEP puede habilitar o crear modelos de cálculo de precios para servicios\nregulados, pudiendo tomar en cuenta variables externas a los prestadores [...]\nAsí, en la especia la demandada [se refiere a la 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 la Refinadora [se refiere a Recope, S.A.]\nes aplicarla [...], pero es la ARESEP quien continúa determinando la tarifa\npara ese mercado, mediante la metodología dispuesta. [...] V.- De acuerdo con\nlo expuesto, no se han dado las ilegalidades que invoca la casacionista, por lo\ncual, deberá rechazarse el recurso.\"\n\n3.2.\nResumen y análisis de oposiciones y coadyuvancias9\n\n 9 Según el informe de oposiciones y coadyuvancias\nque consta en los folios 329-334 no presentaron posición al ET-029-2011 las\nsiguientes personas físicas o jurídicas: Esteban Lara Erramouspe (se incluye\ndebido a que se incluyó en las respuestas a las posiciones del OT-028.2011),\nInversiones La Manguera S.A., Compañía Eléctrica Doña Julia S.R.L., Empresa\nEléctrica Matamoros S.A. e Hidroeléctrica Aguas Zarcas S.A. Además, aparte de\nlas respuestas brindadas a las posiciones en RJD-163-2011 se incluyen\nrespuestas a Hidroeléctrica Caño Grande S.A., Hidroeléctrica Platanar S.A. e\nHidroeléctrica del General S.R.L., El Embalse S.A. e Hidrovenecia S.A., ya que\nel informe citado indica que presentaron posición al ET-029-2011.\n\nA continuación\nse presenta un resumen de los principales argumentos de las oposiciones y\ncoadyuvancias admitidas para la metodología tarifaria sobre generación eólica,\nasí como el respectivo análisis de cada argumento. Los razonamientos que se\npresentan a continuación deben ser complementados con el análisis anterior de\nlos principales temas de las oposiciones.\n\n                      \n3.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía,\nACOGRACE, representada por Carlos Roldán Villalobos, cédula 4-138-436:\n\nLos modelos\npropuestos efectivamente fijan un tope en las tarifas de generación\nhidroeléctrica y eólica para proyectos nuevos, pero se basan en datos de\ninversión y costos de operación de tasas de referencia efectivamente, el\nproblema es que no tenemos certeza de que esas plantas que está usando la\nARESEP para definir esos topes hayan sido proyectos hidroeléctricos o eólicos\nque hayan sido desarrollados de una manera eficiente. Y el problema de esto es\nque se usa como referencia plantas que fueron ineficientes a la hora de hacer\nsu ejecución.\n\nSe coincide\ncon lo expresado en el texto citado, en cuanto a que no hay certeza de que los\nvalores promedio de inversión y explotación que se estimaron correspondan a\nprocesos productivos eficientes. La opción planteada en este informe de establecer\nuna banda tarifaria alrededor del promedio de inversión permite superar esta\nincertidumbre, dentro de límites razonables. En relación con este tema, véase\nel punto 3.1.1. de esta sección.\n\nLa ARESEP\ndebe iniciar la fiscalización financiera de los proyectos de generación\neléctrica privada, solicitando y revisando los estados financieros\ncorrespondientes para que se reflejen, para revisar si se están reflejando las\ninversiones reales y que los modelos propuestos de inversión. Y deberían de\nconsiderar datos de inversión y de operación regionales, ajustados a la\nsituación nacional.\n\nSe coincide\ncon lo expresado en el texto citado, en cuanto a la importancia de contar con\ninformación financiera de las operaciones de generación privada en el marco de\nla Ley 7200, como insumo para la fijación adecuada de tarifas. En la\nactualidad, se carece de ese tipo de información y por tanto, no se puede\nutilizar para esos efectos. En este informe se propone que los operadores que\nlogren ser seleccionados para venderle energía al ICE deberán presentar a la\nARESEP informes financieros periódicos sobre sus operaciones. Conforme se logre\nobtener información más precisa del sector será posible revisar y perfeccionar\nel diseño del modelo.\n\n                      \n3.2.2. Señor Stephen Yurica, cédula 8-076-871\n\nARESEP\ndeberá incluir en la tarifa un factor ambiental, pues en realidad en muchos\ntratados internacionales que están firmando con Costa Rica que hay que\ninternalizar los costos sociales y ambientales de las empresas y eso debe estar\nincluido en las tarifas.\n\nSe está de\nacuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto el punto 3.1.5\nde este informe.\n\nLa\nestructura tarifaria eólica que se presenta aquí habla de 12 centavos en la\népoca alta, donde normalmente hay viento y después habla de 5 centavos cuando\nno hay viento. Esto es una doble penalización, en una época como setiembre que\nno hay nada de viento se pagará 5 centavos, está desestabilizando la empresa\nporque no puede dar su mantenimiento, ni para la operación, poniendo en peligro\nel financiamiento.\n\nLa estructura\ntarifaria está diseñada para que se generen todos los recursos financieros que\nel proyecto requiere. La gestión de los fondos a lo largo del año se encuentra\nen el ámbito de la gestión administrativa por parte del inversionista. La\nperiodicidad anual de las compras de energía responde a requerimientos de\ndemanda de energía del Sistema Eléctrico.\n\n                      \n3.2.3. Jorge Arturo Alfaro Vargas, cédula 2-306-651:\n\nLa objeción\nes con respecto al concepto de tarifa tope, ya que se está en una condición\ndonde se está haciendo un análisis muy detallado, muy a costo real, donde no es\nposible disminuir ese precio que se está usando en el modelo y que el usar un\nconcepto de tarifa tope pone en desventaja al inversionista en ese concepto.\n\nSe está de\nacuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto lo expresado\nen el punto 3.1.1. de esta sección.\n\n                       \n3.2.4. Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273:\n\nPorque el\nmodelo no incentiva, o sea, se plantea que hay que incentivar y el modelo\ndesincentiva. Se plantea que hay que hacer un esfuerzo en esa incentivación y\nno se ve ningún esfuerzo planteado.\n\nSobre este\ntema, véase lo expresado en los puntos 3.1.1., 3.1.5. y 3.1.12. de la sección 3\ndel informe.\n\nPorque el\nmodelo en primer término plantea tarifas tope, es decir, ese es el máximo que se\nle va a fijar. Se plantean tarifas tope, con información que casi no se tenía,\nmucha información que viene precisamente del único comprador que es el ICE, lo\nque puede generar un conflicto de intereses, porque al final es el único que va\na comprar y los generadores lo que saben que ese es el máximo al que van a\naspirar.\n\nDesde el\npunto de vista del contenido del acto también hay un problema y es que en\nprincipio el contenido, dice la ley, tiene que ser también lícito, o sea, no se\ntrata solo de que matemáticamente o económicamente suene bien. El contenido\ntambién tiene que ser lícito. Y cuando vamos a analizar si el contenido es\nlícito lo que hay que establece el ordenamiento jurídico, siendo un derecho\nfundamental del ambiente. Resulta que además la ley de la Autoridad Reguladora\nen el artículo 31, que se refiere precisamente a las tarifas, establece que se\ntiene que considerar a la hora de fijar las tarifas las sostenibilidad\nambiental, entonces tenemos que en la Constitución, en la ley e incluso en el mismo\ninforme que se menciona un factor ambiental, está estableció a todo rango que\ntiene que haber una parámetro ambiental, que ese es parte del contenido lícito\nde ese acto. Sin embargo, en el modelo no hay ningún factor ambiental. Omisión\nque puede ser incluso una inconstitucionalidad por omisión, porque lo tiene la\nConstitución, lo tiene la ley y está en el propio informe inicial.\n\nSobre lo\nplanteado en el texto transcrito a propósito de los inconvenientes de\nestablecer un esquema de tarifa tope basada en costos promedio, véase lo\nexpresado en el punto 3.1.1. En cuanto a la consideración de los aspectos\nambientales en las tarifas: en su argumento, el opositor confunde el concepto\nde \"sostenibilidad ambiental\" con el \"factor ambiental\" previsto en la fórmula\nde la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple\nel artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, véase el punto 3.1.5.\n\nTenemos que\ndistinguir jurídicamente también la diferencia que existe entre una concesión\nde obra pública y un servicio público. Porque en una concesión de obra pública,\nhay un activo, pero ese activo es propiedad del Estado y es antes, durante y\ndespués. Pero cuando estamos en un caso como este, que tenemos una planta de\ngeneración eléctrica y es propiedad de X sociedad, eso está enmarcado por el\nderecho de propiedad privada y no se le puede dar el mismo trato, que es lo que\nsucede en algunos casos exactamente el mismo trato que si fuera una concesión\ndonde el Estado le dio el bien.\n\nEso es muy\npeligro porque puede ser una violación también constitucional del derecho de\npropiedad privada, ¿Por qué? Porque uno de los elementos del derecho de\npropiedad privada, que es fundamental en cualquier país democrático, es el\nvalor económico que tiene la propiedad privada. Si yo dejo a una propiedad\nsupuestamente privada sin el valor económico que tiene la estoy\ndesnaturalizando y me estoy convirtiendo en un país totalitario donde a todos\nlos bienes yo no les asigno ningún valor ni les doy ningún tipo de importancia.\n\nSe coincide\ncon lo expresado en esta oposición, en cuanto a que las condiciones\ncontractuales propias de la venta de electricidad al ICE en el marco de la Ley\n7200 son distintas a las de los contratos de concesión de servicio público. Se\ncoincide también en que no hay razones válidas para no reconocer dentro de la\ntarifa la revaluación en el tiempo del valor real del activo. Dentro de la\nmetodología se está incluyendo la actualización de todas las variables en cada\nfijación tarifaria, incluido el rubro de inversión, lo que permite que se\nactualice el valor del proyecto en cada fijación tarifaria.\n\n 3.2.5. Oposiciones presentadas por: Asociación Costarricense de Productores\nde Energía (ACOPE), representada por Mario Alvarado Mora, cédula 4-129-640 y\nHidroeléctrica Platanar, S.A. e Hidroeléctrica del General, S.R.L, representada\npor Javier Matamoros Agüero, cédula 2-0359-0733:\n\nEl concepto\nde tarifa tope, no tiene asidero legal ni técnico y por lo menos en el análisis\nque se hizo solo promovería una competencia de precios en contra de la\nrentabilidad de los inversionistas.\n\nEs una\ncompetencia que además no tiene un marco legal, pues la 7200 ni ninguna otra\nley que conocemos está diseñada para este fin, para eso se está discutiendo\nprecisamente la comisión especial de electricidad de la Asamblea Legislativa,\nel proyecto de Ley General de Electricidad que va a establecer ese tipo de\ncompetencias. Pero los marcos actuales no la contienen y además contradice el\nconcepto de tarifa tope algunos principios de la ley 7593. Exige al\ninversionista una rentabilidad menor que la establecida por una metodología\ncomo el CAPM, promoviendo un negocio potencialmente ruinoso y en contra del\nequilibrio financiero de la empresa, tema establecido en la ley 7593.\n\nEn este\ninforme se sustituye el esquema de tarifa tope por uno de banda tarifaria.\nVéase al respecto el punto 3.1.1. de este informe. En relación con la\naplicación de la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2. En cuanto al marco\nlegal que permite al ICE establecer contratos para compras de electricidad en\nel marco de la Ley 7200, con base en un esquema de banda tarifaria definido por\nla ARESEP, véase el punto 3.1.13. de este informe.\n\nNo hay\nevidencia en el modelo del criterio de sostenibilidad ambiental que se\nestablece en la ley 7593, hay elementos importantes que deberían considerarse\npara valorar este criterio, costo de oportunidad y externalidad de las fuentes\ntérmicas y el costo de oportunidad me refiero a que si no se instalan plantas\ntérmicas y el país ocupa plantas renovables. Se tendría que hacer instalación\nde plantas térmicas, con la diferencia de costos, con la diferencia en cuanto a\nemisiones, con la diferencia en cuanto salida de divisas, con la diferencia en\ncuanto a los problemas de imagen de un país.\n\nEn su\nargumento, el opositor confunde el concepto de \"sostenibilidad ambiental\" con\nel \"factor ambiental\" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a\nla conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al\nrespecto, véase el punto 3.1.5 de esta sección.\n\nLa ARESEP\ntambién cita la posibilidad de que estas tarifas que se decidan a través de\neste proceso se apliquen a generadores privados que venden a otros agentes\nautorizados, pero realmente no conocemos que hayan otros agentes autorizados o\nbajo qué normativa jurídica podría hacerse eso porque la única posibilidad que\nconocemos es la ley 7200 para los generadores privados. Si pudiera ilustrarnos\nla Autoridad Reguladora en este tema realmente podríamos valorar ese asunto\nporque no consta en el expediente cuáles son esas otras opciones.\n\nEl propósito\nde dejar abierta la aplicación de esta metodología a eventuales transacciones\nde energía con compradores distintos al ICE es considerar la posibilidad de que\nla legislación nacional experimente cambios en el futuro que permitan ese tipo\nde transacciones. En esa eventual situación, podría no ser necesaria la\naprobación de una nueva metodología para regular las ventas de energía\nproducida con plantas eólicas nuevas.\n\nSobre la cita\nde caso específico, téngase por mencionado el caso de las ventas de Coneléctricas\na las diferentes Cooperativas de Electrificación Rural.\n\nLos modelos\ny los parámetros de cálculo, según indica el mismo expediente de esta audiencia\npública fueron hechos por el ICE que es el comprador, lo que evidencia el\nconflicto de interés.\n\nSobre el tema\nabordado en el párrafo anterior, véase lo expuesto en el punto 3.1.11 de esta\nsección.\n\nEl 7 de\nmayo del 2010, según la resolución RJD-009-2010, publicada el 7 de junio del\n2010, establece una metodología para fijar tarifas a los generadores\nexistentes. El trámite tarifario actual contempla el caso de una tarifa para la\nrecontratación y además el trámite que estamos discutiendo ahora hace\ndiferencia en casos hidroeléctricos y casos eólicos, lo cual es digamos un\nelemento adicional a diferencia de lo que se estableció en la anterior\nresolución de la Junta Directiva y consideramos muy prudente para evitar\nconfusiones, para evitar contradicciones y para evitar errores solicitarle a la\nARESEP la derogatoria y archivo de esta resolución publicada el 7 de junio del\n2010.\n\nLos modelos\ntarifarios que se discutieron en la audiencia pública del 6 de abril de 2011\nsolamente son aplicables a plantas eólicas nuevas. Sobre este tema, véase lo\nexpresado en el punto 3.1.10 de esta sección.\n\nEl modelo\nno incluye el impuesto del 15% a los dividendos que establece la Ley del\nImpuesto sobre la Renta en su artículo 18, inciso a. Lo cual refleja usando una\ntasa impositiva global de 40,5%, que conjuga el impuesto de la renta y el\nimpuesto a la distribución de dividendos.\n\nSobre lo\nexpresado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.9 de esta sección.\n\nLa tarifa\nde venta de energía debe regir por toda la vigencia del contrato, esto es algo\nmuy importante porque de lo contrario no vamos a tener ninguna posibilidad de\nlograr financiamientos bancarios y los ajustes deben ser periódicos por las\nvariables de inflación interna y externa y así como por devaluación, porque realmente\nla parte financiera también es variable. Las tasas son variables, es muy\ndifícil encontrar tasas fijas a nivel del sector financiero, entonces se\npropone una fórmula que se anexa en el estudio que hemos entregado en\ndocumentación aquí a la entrada de esta audiencia para que sea valorada por la\nAutoridad Reguladora.\n\nSobre la\nduración de los contratos, véase lo expresado en el punto 3.1.4 de esta\nsección. Y sobre el tema del financiamiento, véanse los puntos 3.1.2 y 3.1.3.\n\nEl costo de\ninversión eólico, los valores propuestos en la base de datos de ARESEP son\nbásicamente proyectos propuestos, la mayoría de ellos están fuera del rango de\n20 Megavatios y no han iniciado ninguna construcción o casi ninguna. Son\nproyectos poco representativos para valorar el costo de inversión pues al final\nno se sabe cuánto van a costar. En el rango de los proyectos menores a 20\nMegavatios en construcción hay en Costa Rica dos proyectos, el Valle Central,\ncuyo costo de 3.000, casi 3.500 dólares por kilovatio instalado y ahí sí\ntenemos muchas referencias de gente conocedora del tema que considera que es\nmuy alto ese costo y el del Proyecto Eólico Los Santos, cuyo costo es de 2.800\ndólares, según indicaron los representantes de las cooperativas en la\nconferencia Concapam. Es adecuado considerar para el costo de inversión de las\nplantas eólicas el valor que tiene en estos momentos el Proyecto Eólico Los\nSantos.\n\nSobre lo\nexpresado en el párrafo anterior a propósito de la estimación de los costos de\ninversión, véase el punto 3.1.7 de esta sección.\n\nSobre la\nmuestra de proyectos escogidos para el cálculo de la tarifa, véase la sección\n4.5 del informe técnico (433-DEN-2012).\n\nEn el tema\nde rentabilidad (CAPM), haciendo un análisis del proceso para el caso de Costa\nRica, según información aportada no solo por asociados de ACOPE, si no\nacadémicos del Tecnológico, tenemos un efecto de ajustar este proceso al caso\ncostarricense y los valores que da, están explicados en el documento. Primero\nestán dentro del rango del 15 y 18 y del 27 y 96 el valor de los señores\nacadémicos del Tecnológico y los que nosotros calculamos para los casos\nespecíficos en contratos nuevos, son 15, 81 y 9.45 para el tema de la\nrentabilidad del costo de capital del inversionista.\n\nEn la\npropuesta que se presenta en este informe se actualizan varios de los\nparámetros utilizados para aplicar la metodología de CAPM. Véase al respecto el\npunto 3.1.2 de este informe.\n\nRespecto al\najuste de la tarifa, se propuso que sea sólo sobre los costos de explotación,\nsiendo esto inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los\ncontratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que\nsumarles el periodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la\ntotalidad de la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la\ninflación y la devaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar\nel parámetro del Índice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente\nel Bureau of labor Statistics de los Estados Unidos de América, para el resto\nde los componentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de\ncambio del colón 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\nEn relación\ncon el tema del período constructivo, se indica que en la propuesta de este\ninforme se está incluyendo la capitalización de los gastos financieros durante\nel periodo de gracia, para evitar que se descapitalice el proyecto y la\ninversión corra el riesgo de liquidez durante el proceso de obra. Respecto a\nlas condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, se procedió a\nsolicitar información a los entes financieros de tal manera que ésta sea\nprecisa y corresponda con las condiciones actuales para proyectos de este tipo.\nAdemás, en las actualizaciones periódicas de la franja se están considerando\nlas variables financieras (ver punto 3.1.6).\n\n 3.2.6. Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994:\n\nLa tarifa\nestablecida por la ARESEP no da una rentabilidad adecuada para la actividad que\nse realiza. El modelo tarifario de la ARESEP es metodológicamente correcto,\npero la información aplicada al mismo es incorrecta y las señales que está\ndando la ARESEP al mercado no incentivan para nada la participación de la\nempresa privada.\n\nEn el punto 3.1.12 de esta sección se explica sobre los principales\naspectos del modelo tarifario propuesto en este informe que tienden a estimular\nla inversión privada para la generación de energía eólica, en el marco de lo\nque establece la Ley 7200.\n\nSobre la estructura tarifaria, la estacionalidad concentra demasiado los\ningresos en 5 meses del año, lo cual digamos financieramente a veces no es\nlógico para los que tienen cargas financieras. Ya que se observa que el 66% de\nlos ingresos se generan en 5 meses del año, mientras que los restantes 7 meses\nsólo ingresa el 34%, lo cual crea un desbalance importante para cubrir el gasto\ncorriente de una empresa endeudada.\n\nLa estructura tarifaria está diseñada para que se generen todos los\nrecursos financieros que el proyecto requiere. La gestión de los fondos a lo\nlargo del año se encuentra en el ámbito de la gestión administrativa por parte\ndel inversionista. La periodicidad anual de las compras de energía responde a\nrequerimientos de demanda de energía del Sistema Eléctrico Nacional y por eso\nes una condición externa al diseño del modelo tarifario.\n\nEn cuanto a la producción real de una central, vemos que el método\nutilizado por ARESEP es muy simplista, inclusive hacen sus cálculos a la hora\nde hacer la aplicación con una eficiencia de 0,91, me imagino que es una\ntecnología muy nueva y nosotros hicimos un análisis operativo real de una\nplanta, o sea, introduciendo la parte de los factores hidrológicos, las\neficiencias de los equipos reales a sus diferentes niveles de operación y nos\narroja que en vez de ser un 14,35 Gigavatios por año en el caso de una planta\nde 2,5 daría como a 14,7 Gigavatios y aunque la variación pareciera positiva el\nvalor en la fórmula está en el índice inferior, lo cual reduce otra vez la\ntarifa.\n\nPara la\ndeterminación del factor de planta (Fp) se contemplarán valores de factores de\ncarga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la\ninformación para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de\nla Autoridad Reguladora. Para estos efectos se considerará un promedio\nponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado\ngenerando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más\nmeses).\n\nLa ponderación\nde cada año se hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto. La\nponderación para obtener el total de los cinco años se hará con base en la\ncapacidad instalada de cada uno de los años.\n\nConcretamente\nen esta fijación se utiliza un factor de carga de 0,39.\n\nNo es\ncomprensible cómo la rentabilidad de una inversión debe bajar al vencerse el\nplazo del contrato, ya que lo que incentiva en un ambiente real de inversión es\na vender esas plantas y buscar nuevas inversiones que generen más rentabilidad.\nEsta diferenciación viola los principios de igualdad de trato en un mercado\nabierto, y al único que beneficiaría sería al intermediario (ICE) que reduciría\nsus costos de compras de energía y no necesariamente lo trasladaría a sus\nconsumidores (por lo menos a la fecha no lo ha hecho con las plantas que\nrenovaron contratos bajo los términos de la Ley 7200).\n\nEn relación\ncon el tema tratado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.10 de esta\nsección.\n\nEn el caso\nde la inversión y plazo del contrato, se debe aclara si el financiamiento es el\ninicial al suscribir el financiamiento o la forma en que debe aplicarse. En la\nparte impositiva, solo se prevé la aplicación de los impuestos de renta y no se\nestán contemplando los impuestos a los dividendos. La legislación existente\naplica una tasa impositiva del 15% a las utilidades que se reparten entre los\nsocios de las empresas.\n\nEn relación\ncon el tema del reconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto\n3.1.9 de esta sección.\n\nLa tasa de\ninterés aplicada a la inversión debe ser la efectiva, es decir, que incluya los\ncostos de formalización y comisiones, a menos que los mismos sean incluidos\ncomo parte de los costos de la inversión total.\n\nLa tasa de\ninterés se estimó con la tasa que calcula periódicamente el Banco Central de\nCosta Rica para préstamos en dólares al sector industrial. Sobre este tema,\nvéase el punto 3.1.3.\n\nEn el\ncálculo de la rentabilidad del costo, el ARESEP plantea utilizar un beta un\npoco desactualizado y, o sea, un apalancamiento medio de proyectos que no\nnecesariamente es la realidad para cada uno de los proyectos.\n\nEn este\ninforme se acoge la recomendación expresada en varias oposiciones, en el\nsentido de utilizar como fuente la información proporcionada y publicada en\nInternet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York.\nVéase al respecto el punto 3.1.2.\n\n  3.2.7. José Daniel Lara Aguilar, cédula 1-1326-0817:\n\nEl problema\ncomienza que a pesar de que ARESEP pretende estimular la inversión al utilizar\ntérminos de referencia que brinda el ICE siendo el único comprador no logra\nreflejar las actividades de los costos de la energía ni los mercados de\ninversión y, bueno, eso ya se ha mencionado anteriormente, pero lo que sucede\nes que al fallar en esta tarea hace que el modelo, si bien matemáticamente\ncorrecto, carezca de aplicabilidad real y vamos a tocar muy claramente el\nconcepto de ganancia razonable que choca con el concepto de una tarifa tope sea\npuesto en marcha, pues que una tarifa inferior de resultado de una ganancia no\nrazonable. Entonces si decimos que es una tarifa tope para una ganancia\nrazonable, pues una tarifa inferior sería una ganancia no razonable.\n\nEn este informe se propone un esquema de banda tarifaria, no una tarifa tope.\nVéase el punto 3.1.1. de esta sección.\n\nEl valor del parámetro \"beta\" del modelo CAPM utilizado en el presente\ninforme, dice que son basados en los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000, que\nno son sencillos de encontrar, puesto que son del año 2000, pero después de un\nesfuerzo casi que de biblioteca, encontrándolos aquí en la ARESEP, veamos un\npar de detalles y de frases que están en los mismos informes. Lo primero que\npodemos ver que aquí se estableced que desde el año 2000 esas limitaciones que\ndon Álvaro menciona son conocidas.\n\nEstamos en el 2011, no se ha resuelto con certeza el conocimiento de los\nBetas para los réditos de capital. Eso hace pensar mucho de si esas ganancias\nrazonables que pretenden estos informes se pueden lograr con información que no\nse ha tratado de actualizar y veamos aquí lo primero y es que las fuentes, dice\nmuy claramente y lo voy a leer, \"las limitaciones se originan en el caso de las\nBetas, debido a que el consultar en Internet la probable fuente de información\nse debe indicar que debe digitarse un número de tarjeta de crédito para\ncontinuar con la consulta\". Eso quiere decir que entonces los procedimientos\npara la elaboración tarifaria están basados en información gratuita de Internet\ny que no se han hecho ni las inversiones necesarias para adquirirlas de fuentes\nque sean un poco más serias o un poco más confiables.\n\nEn relación con el valor de la beta se acoge la recomendación expresada en\nvarias oposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la información\nproporcionada y publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de\nla Universidad de Nueva York. Véase al respecto el punto 3.1.2.\n\n   3.2.8. Tobías Cossen, cédula 1267600140826:\n\n                       \nLo que ARESEP con esa tarifa y con ese modelo con una tarifa tope del 9,4\ncentavos hace es impedir la inversión privada de proyectos. Porque con esa\ntarifa no hay proyecto que se pueda realizar claramente.\n\nLas mejoras introducidas en el modelo tarifario que se propone en este\ninforme permiten elevar su capacidad para estimular la inversión privada\norientada a vender energía eólica al ICE en el marco de la Ley 7200. Sobre los\nincentivos a la inversión que puede generar esta metodología, véase el punto\n3.1.12. \n\n 3.2.9. Federico Fernández Woodbridge, cédula 1-844-157:\n\nUna tarifa\nfija, lo que ARESEP está proponiendo es ajustar los costos de explotación, o\nsea, posiblemente los empleados puedan seguir comprando su canasta básica y yo\npueda comprar repuestos y ese tipo de cosas, pero qué pasa con los dividendos.\nEn otras palabras, el inversionista entra a un proyecto para ganar dinero y ese\ndinero tiene que por lo menos guardar su poder adquisitivo y lo que está\npasando con el dólar hoy día es muy preocupante. Entonces quería empezar con\nese punto.\n\nEn este\ninforme se amplió el criterio de actualización de costos para que incluya todas\nla variables que inciden en el cálculo de la franja tarifaria. Para estos\nefectos, véase lo que se expresa en el punto 3.1.6.\n\nLa tasa de\nrentabilidad justa del 11.43 que la ARESEP está planteando es muy interesante\nporque el banco financista de la región por excelencia es el Banco\nCentroamericano y la tasa de corte del Banco Centroamericano es un 12, o sea, cualquier\nproyecto que cualquiera de las personas que esté aquí lo lleve al BCIE a\nfinanciar le van a decir, no, mire yo no le puedo financiar este proyecto,\nporque yo tengo una tasa de corte del 12%.\n\nSobre lo\nexpuesto por el opositor en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.2. de esta\nsección.\n\n 3.2.10 . Allan Broide Wohlstein, cédula 1-1110-0069:\n\nSi se pone\nuna tarifa tope se pierde el concepto del incentivo, se cae en un problema que\nse llama el \"winners curse\" o la maldición del ganador, que es un fenómeno que\nse da en subastas o en procesos de licitación y uno de los ejemplos es el\nproyecto que ganó en la licitación pasada y además lo pone en una posición de\nnegociación asimétrica con el comprador único, como mencionaron los otros, es\ndecir, no hay claridad de cómo se determinaría el precio final.\n\nEn caso de\nponer una tarifa tope, no deberían usar el precio promedio, si no el precio en\nel margen, verdad, deberían usar los costos más altos y la eficiencia más baja\ncon el fin de incluir todos los proyectos y no caer en los vicios digamos o en\nlos problemas que eso implica.\n\nDado el\ntiempo que se quiere para traer los nuevos proyectos, lo mejor es definirlo de\nuna vez. Si ustedes fijan el precio, ya no tenemos que entrar a un proceso de\naño y medio con el ICE para determinar cuál va a ser el precio nuevo.\n\nSe coincide\ncon lo expresado en el texto anterior, en relación con las desventajas\nasociadas a establecer una tarifa tope. Véase al respecto el punto 3.1.1. de\nesta sección. Por otra parte, en cuanto a los inconvenientes de establecer una\ntarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE\nen el marco de la Ley 7200, véase el último párrafo del punto 3.1.1. y en el\npunto 3.1.13 de esta sección.\n\n3.2.11 . Claudio Volio Pacheco, cédula 1-302-793:\n\nY sin la\nfinanciación es indispensable que hayan tarifas adecuadas y pliegos tarifarios\nbancables, o sea, las tarifas tienen que ser predecibles y como se dijo\nanteriormente tienen que darle tranquilidad a los bancos y entre esos costos\nque existen y que no aparecen en el modelo, existen costos como los intereses\ndurante la construcción y otra serie de costos, las reservas que hay y demás,\npor lo cual hay que poner los pies en el suelo y saber lo que cuesta financiar\nuna planta que como digo si no hay financiación no hay plantas.\n\nEn relación\ncon el tema del financiamiento, véase el punto 3.1.3. de esta sección.\n\n3.2.12 . Aeroenergía S.A., representada por Salomón Lechtman Koslowsky,\ncédula 105270594\n\nSe solicita\na la Autoridad Reguladora que no establezca una tarifa tope de referencia, sino\nque, como lo indica la ley 7593, fije una tarifa para la compra venta de\nenergía entre los generadores privados y el ICE al amparo del primer capítulo\nde la ley 7200, misma que debe considerar las fuentes de riesgo asociadas al\ntamaño y a las características de la inversión.\n\nSe ha\nconsiderado conveniente eliminar la tarifa tope, pero no se apoya la idea de\nuna tarifa única. En cambio se ha decidido establecer un sistema de banda\ntarifaria que ofrezca un margen de oportunidades amplio para presentar ofertas\nal ICE. Véase el punto 3.1.1 de este informe. Respecto al tema de riesgos, la\npropuesta tarifaria se limita al tratamiento brindado mediante el uso del CAPM.\n\nNo parece\nhaber evidencia, dentro del modelo de la ARESEP, sobre la inclusión de una\nvariable que represente el criterio de sostenibilidad ambiental, indicado en la\nley 7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente\nde este tema, y lo pondera como parte del Plan Nacional de Desarrollo\n2010-2014.\n\nEn su\nargumento, el opositor confunde el concepto de \"sostenibilidad ambiental\" con\nel \"factor ambiental\" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a\nla conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al\nrespecto, véase el punto 3.1.5 de este informe.\n\nIgualmente\nno está clara la forma en que este modelo pretende \"atraer\" inversión para el\ndesarrollo de electricidad con recursos renovables y participación del capital\nprivado [.]\n\nCon el fin de\naclarar estos aspectos, se precisaron de forma más clara los incentivos que se\nestablecen con esta propuesta. Véase el punto 3.1.12 de este informe.\n\nEs\ninadmisible que el modelo y los parámetros de cálculo hayan sido elaborados por\nel ICE, quien es una de las partes en la relación de compra venta de energía\ndel capítulo 1 de la Ley 7200.\n\nSe aclara que\nla ARESEP debe brindar a todos los interesados la oportunidad de aportar\nelementos para el mejoramiento de la propuesta y que precisamente para ese\npropósito se realizó la audiencia pública. Véase el punto 3.1.11 de este\ninforme.\n\nLos\ngeneradores privados pueden participar en la venta de electricidad, únicamente\nbajo el marco de la ley 7200 y sus reformas, y su único comprador es el ICE.\n\nSe aclara\nque existe normativa adicional a la Ley 7200 aplicable a las ventas de las\ncooperativas y que eventualmente se podría dar una mayor apertura del mercado.\n\nIgualmente\nes necesario resolver la situación del expediente tarifario ET-135-2008, y su\nresultado, la resolución RJD-009-2010 publicada en La Gaceta No. 109 del lunes\n7 de junio del 2010, entre las páginas 83 a 93.\n\nSe aclara que\nesta propuesta solo se aplica a las plantas de generación eléctrica nuevas.\nVéase el punto 3.1.10 de este informe.\n\nNo incluye\nel impuesto del 15% a los dividendos que establece la Ley de Impuesto Sobre la\nRenta en su artículo 18, inciso a (Ley 7092, publicada en La Gaceta No. 96 del\n19 de mayo de 1988).\n\nSe aclara que\nno se considera procedente que este pago sea reconocido en la propuesta\ntarifaria. Véase el punto 3.1.9 de este informe.\n\nComo la\ntarifa se establece en dólares estadounidenses, se debe aclarar que debe ser\nconvertible al tipo de cambio de venta correspondiente al día en que se realice\nla facturación mensual de la energía entregada.\n\nEn el punto\n2.10 del modelo, se reformuló en forma más clara la forma en que debe aplicarse\nel tipo de cambio.\n\nEn cuanto\nal ajuste de la tarifa, se debe establecer que el valor al que se contrató la\nventa de energía, debe regir para toda la vigencia del contrato, ajustándose\nperiódicamente por variables de inflación interna y externa, así como por la\ndevaluación del colón.\n\nBajo el\nesquema de banda tarifaria, el valor del contrato negociado por el operador con\nel ICE puede ajustarse periódicamente de común acuerdo, siempre que no se\nexcedan los límites establecidos en dicha banda, la cual se ajustará de acuerdo\ncon lo establecido en la Ley 7593.\n\nSe sugiere\na la Autoridad Reguladora el uso del costo de inversión del PH Los Santos (US $\n2 800 / kW) como una referencia válida para el valor de ese parámetro en el\nmodelo de cálculo de tarifas para proyectos eólicos.\n\nEn la\npropuesta se propone el uso de los valores de inversión de una muestra representativa\nde plantas de hasta 20 MW, para calcular la banda tarifaria. Alternativamente,\nsi hubiera problemas de información se propone utilizar estructuras de costo de\nlas plantas eólicas obtenidas de bibliografía especializada. Véase el punto 2.7\nde este informe.\n\nEs\nnecesario revisar a futuro la información sobre plazos, tasas y condiciones del\nfinanciamiento bancario utilizados en el cálculo de la tarifa, pues la\ninformación consignada en el documento de la ARESEP es de una época previa a la\ncrisis financiera internacional.\n\nTodas las\nvariables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de\nconformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 3.1.6 de este\ninforme.\n\nEl reto\nentonces consiste en determinar la forma como se debe ajustar el CAPM para\nreflejar la realidad del sector de generación eléctrica privada en Costa Rica.\n\nCon respecto a\nla aplicación del CAPM véase lo indicado en el punto 3.1.2 de este informe.\n\nEl cambio\nde estructura que se está presentando el documento de la Autoridad Reguladora\nmodifica la propuesta de operación bajo la cual se han diseñado y construido\nlas plantas de energía renovable privada en existencia. Se debe hacer una\nsimulación detallada para evaluar el efecto de este ajuste, en cual no se puedo\ncompletar a tiempo previo a realización de la Audiencia Pública.\n\nEs importante\nindicar que todo el modelo será objeto de evaluación periódica para introducir\nlos ajustes pertinentes. Esa evaluación puede incluir los aspectos relacionados\ncon la estacionalidad de la demanda, al cual se refiere el opositor en el\npárrafo citado.\n\nLa ARESEP\npropone que, una vez fijada la tarifa, durante el plazo contractual únicamente\nse ajuste el componente de la tarifa correspondiente a costos de explotación.\nEsto es inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los\ncontratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación, a los cuales hay que\nsumarles el período constructivo. En esos plazos, debe ajustarse la totalidad\nde la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y\ndevaluación.\n\nTodas las\nvariables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de\nconformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 3.1.6 de este\ninforme.\n\n3.2.13. Hidroeléctrica Caño Grande, representada por Alonso Núñez Quesada,\ncédula 4-160-063:\n\nEste objeto\no esta filosofía existente en el modelo matemático tiene serios roces con lo\nestablecido en la Ley No. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos. La potestad tarifaria, como bien se indica y lo ha indicado en sendos\nvotos la Sala Constitucional es un poder deber, pero más que eso es una\npotestad de imperio que la Ley le atribuyó a una entidad descentralizada para\nque estos funcionarios como funcionarios y acogidos al principio de legalidad\npuedan entonces aplicar la legislación existente. Las pautas de esa potestad\ntarifaria claramente se establecen en los artículos 3, 5, 25 a 29 y 31 de la\nLey No. 7593. Y resulta que al ser una potestad de imperio, porque\nefectivamente incide dentro de la esfera jurídica de los particulares y eso de\nincidir dentro de la esfera jurídica de los particulares tiene sus vicisitudes\nporque significa la facultad de imperio que tiene el Estado de venir a\nrestringir, de venir a limitar o de venir a eliminar las situaciones jurídicas\nconsolidadas que existen en una relación contractual.\n\nEso quiere\ndecir que de acuerdo con lo que se quiere en el método matemático y si se puede\nobservar, es que existe una falta de competencia finalmente en el momento en\nque se haga la respectiva fijación del precio entre el generador y el Instituto\nCostarricense de Electricidad, ¿por qué? Porque no existe ninguna norma que\nautorice a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos a establecer una\ntarifa que determine un tope de referencia y que permita al generador y el ICE\nestablecer precios de la relación contractual. Eso implicaría una delegación de\nesa potestad tarifaria y no existe una norma que establezca esa potestad de\ndelegación de parte de la Ley para que un particular pueda establecer un\nprecio, que es público, y precisamente ahí es donde existe un roce sobre el\nconcepto de la reserva de ley. Y el por qué debe existir una norma jurídica que\nestablezca esa posibilidad de delegar, de delegar esa facultad. El modelo\nremite a que el precio sea determinado entre el generador y el ICE, quienes\nfijan la tarifa son ellos y no la ARESEP. Van definir una tarifa a los\nproveedores.\n\nDonde\nprecisamente el eje transversal que tiene la Ley de la Autoridad Reguladora de\nServicios Públicos es que como entidad la ARESEP venga a ser el ente imparcial\nque venga a determinar esa tarifa, esa potestad, esa contraprestación económica\nque es la justa que debe de dársele al prestado de ser servicio público, pues\nefectivamente he incluido acá que si se da un concepto de un sistema de banda,\nporque del tope a cero hay una banda. Y entonces eso implicaría desconocer\nefectivamente las competencias que tiene a favor la 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 la Ley Nº 7593.\n\nEl Estado\nrecientemente en el año 2009 por opinión jurídica 0J-66-2009 ha dicho que el\nestablecimiento de un sistema de bandas en una tarifa es ilegal y es una\nconducta ilegítima que desplegaría el ente regulador. Creo que aunque la\nopinión jurídica no es vinculante, sí se debe de tener en mente, que es una\nfuente de derecho administrativo como jurisprudencia. Y esto efectivamente\ntiene un resabio de que se de valorar en este instante procesal, de que por\nestar en la etapa preparatoria deben de observarse estos temas atinentes con\nlas facultades, con esa facultad de imperio, con la reserva de Ley No. 7593 que\ntiene el ente regulador, en donde se establece que no puede delegar esa\ncompetencia a los particulares en la relación de la concesión.\n\nOtro efecto\nque se puede producir con una tarifa de referencia un tope y es que puede darse\nun efecto de liberalización 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 Telecomunicaciones, donde se dice que las tarifas de los\nservicios de telecomunicaciones disponibles al público solo son fijadas por la\nSUTEL en un inicio, pero conforme el mercado sea más eficiente y que pueda\ngarantizarse una competencia efectiva las tarifas serán fijadas por los\nproveedores.\n\nEs claro que\nsi no existe una liberalización del servicio público de generación, no puede\ndarse una traslación del ejercicio de la potestad de imperio en la fijación\ntarifaria a ese generador y el ICE. Porque de lo contrario entonces entraríamos\nen una liberalización del servicio público contenida en el artículo 5 de la Ley\nNº 7593.\n\nEn cuanto al\nmarco legal que permite al ICE establecer contratos para compras de\nelectricidad en el marco de la Ley No. 7200, con base en un esquema de banda\ntarifaria definido por la ARESEP, véase el punto 3.1.13 de este informe.\n\n3.2.14 . El Embalse S.A., representada por Manrique Rojas Araya, cédula\n1-893-107:\n\nLa tasa\nlibre de riesgo es un poco diferente, pero es simplemente porque se está usando\nuna base más amplia. Ya el Beta desapalancado, ya en una presentación anterior\nse habló bastante de eso. Se usan datos totalmente desactualizados de hace 11\naños y esos informes el DEN-499 y 837 no estaban en el expediente, uno de los\nexpositores sí los pudo ubicar, yo no los encontré en el expediente por lo\nmenos. Y, por qué si en el 2008 se usaba una base de datos que es bastante\nprestigiosa, la del profesor Damodaran de la Universidad de Nueva York, por qué\nahora no se está usando, por qué si en el 2008 se usó una base de datos\nactualizada en ese momento en el 2011 nos devolvemos al 2000.\n\nEl valor del\nparámetro \"beta\" que se está utilizando es el que proviene del sitio de\nInternet del profesor Damodaran. Véase al respecto el punto 3.1.2 de esta\nsección.\n\nEl costo de\ninversión. Se debería de usar datos de menos del 20 Megas, con las plantas ya\nconstruidas, no de papel. Si vamos usar plantas de otro lado, no importa, pero\nhagamos los ajustes correspondientes, hay plantas que tienen un tratamiento\nfiscal muy preferente en otras latitudes. En cuanto al costo de explotación,\nincluyamos todos los costos, incluyamos las plantas privadas, la información\nque ya se les dio en el 2008, en las del ICE incluyamos todos los costos, no\nsolo parte y eso sí sugerimos que el valor de referencia para el cálculo no son\n10 Megavatios, si no es el punto donde comienza a tener inflexión la curva.\n\nNo se\nestablecieron los valores de los costos de inversión con respecto a una planta\nmodelo de 10 MW, ver 3.1.8. Sobre costos de inversión véase el punto 3.1.7 de\nesta sección.\n\nAdemás las\ncondiciones financieras no se pueden establecer constantes en el día 1 para\ntoda la vida del contrato, hay una variabilidad. Los impuestos. Se deben\nincluir todos los impuestos, no solo parte. La rentabilidad. Se debe ser\nconsistente, se deben usar fuentes independientes, verificables y ajustar la\nmetodología CAPM a la realidad del sector y del país.\n\nEn relación\ncon el tema de las condiciones financieras, véase el punto 3.1.3 de esta\nsección. En relación con el tema del reconocimiento de impuestos, véase el\npunto 3.1.9 de esta sección. Y en relación con la metodología CAPM, véase el\npunto 3.1.2 se esta sección.\n\nSobre la\nTarifa tope, debe ser una tarifa definitiva. Y en cuanto a la fórmula de ajuste\ndebe ser completa, no parcial, no solo ajustar la operación y mantenimiento,\neso no me permite que el proyecto sea bancable.\n\nEn relación\ncon el esquema tarifario a emplear, véase el punto 3.1.1 de esta sección. En\ncuanto al tema de la actualización de los costos, véase el punto 3.1.6.\n\n3.2.15. Hidro Venecia S. A., representada por Rafael Rojas Rodríguez,\ncédula 9-009-547:\n\nPara\nutilizar el modelo CAPM es necesario emplear el modelo desarrollado por la\nEscuela de Administración de Negocios del Instituto Tecnológico de CR, para el\ncontexto de una economía emergente.\n\nEn relación\ncon el uso de la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2 de esta sección.\n\nSobre el\ncosto financiero, el modelo de ARESEP propone una tasa de interés con base en\nofertas presentadas en la licitación 2006LI-00043-PROV del BOT hidroeléctrica\nque promovió el ICE y de los proyectos hidroeléctrica Vara Blanca y El Angel,\nS.A. Para este costo debe considerarse no solo la tasa de interés, las\ncomisiones de formalización y de desembolso, las reservas de liquidez que exija\nel ente financiero y cualquier otro costo relacionado con la obtención del\nfinanciamiento.\n\nComo se indicó\nen el punto 3.1.3, la forma de estimar la tasa de interés fue variada con\nrespecto a la que se planteó en la propuesta sometida a audiencia pública.\n\nIndexación\nde la cuota fija de capital, es necesario indexar semestralmente, lo anterior\ncon el fin de mantener el poder adquisitivo de los pagos correspondientes, bajo\nlas siguientes ecuaciones: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) y Mn = Mn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1)\ny también debería de aplicarse en el periodo de construcción.\n\nEn relación\ncon la forma de indexar la tarifa, véase el punto 3.1.6 de esta sección.\n\nEn lo que\nrespecta a la vida económica del proyecto, para incentivar la inversión en\nproyectos hidroeléctricos lo recomendable es que los plazos de contratación\nigualen la vida económica del proyecto.\n\nEn relación con la periodicidad de los contratos, véase el punto 3.1.4 de\neste informe.\n\nEl concepto de tarifa tope, ya que no es procedente establecer una tarifa\ntope de referencia, El artículo 6, inciso d de la Ley Nº 7593 de la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos, establece la potestad de fijar tarifas\npero el artículo 31 señala que no se permitirán fijaciones que atenten contra\nel equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público. Por\nlo cual, ARESEP no puede delegar su función en otros entes, cosa que haría si\nestablece una tarifa tope.\n\nNo se establece un esquema de tarifa tope, sino uno de banda tarifaria.\nVéase al respecto el punto 3.1.1 de esta sección. En cuanto a la legitimidad de\nestablecer una banda y no una tarifa puntual, véase el punto 3.1.13 de esta\nsección.\n\n                       \nIII. Que de conformidad con lo\nseñalado en los resultandos y considerandos precedentes y el mérito de los\nautos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores\nprivados eólicos nuevos que utilicen el viento como insumo para generar energía\neléctrica para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200 y sus\nreformas u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, tal y como se\ndispone. \n\nPOR TANTO:\n\nCon fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas,\nen la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N°\n29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el Reglamento interno de organización y\nfunciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora\nmediante artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión ordinaria 75-2011,\ncelebrada el 14 de diciembre de 2011;\n\nEL COMITÉ DE REGULACIÓN\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nnuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores\ndebidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite\ninferior) de $0,0830 por kWh, la tarifa promedio en $0,1000 por kWh y una\ntarifa superior (límite superior) de $0,1171 por kWh.\n\nII. Establecer\nla siguiente estructura para la tarifa resultante ($/kWh).\n\n| Estación | Tarifa | |\n| --- | --- | --- |\n| Alta | Mínimo | 0,1100 |\n| Promedio | 0,1326 | |\n| Máximo | 0,1553 | |\n| Baja | Mínimo | 0,0441 |\n| Promedio | 0,0531 | |\n| Máximo | 0,0622 | |\n\nIII. Las condiciones a aplicar\na esos generadores privados son las señaladas en la Resolución RJD-163-2011,\nasí como lo señalado en la sección 4 del respectivo informe técnico que sirve\nde fundamento a esta resolución.\n\nIV. Indicar\na todas las empresas de generación privada afectadas por esta fijación\ntarifaria, que para mejorar esta metodología en el futuro, los generadores\nprivados eólicos tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la\ninformación financiera auditada. De lo contrario, estarán sujetos a la\naplicación de las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y 41 de\nla Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.\n\nV. Indicar\na las personas físicas y jurídicas que presentaron oposiciones o coadyuvancias,\nque se sirvan tener como respuesta lo indicado en el Considerando II de este\nacto, agradeciéndoles su valiosa participación y los aportes recibidos durante\nel proceso tarifario.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General\nde la Administración Pública, se informa que contra esta resolución pueden\ninterponerse 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 Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la Ley General de la Administración\nPública, los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el\nplazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la\nnotificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados\nen el artículo 354 de dicha ley.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Full Text of Norm 855\n\n Sets the tariff band for new private wind generators and\nestablishes their tariff structure\n\nFull Text of Record: E5778\n\nREGULATORY AUTHORITY FOR PUBLIC SERVICES\n\n RESOLUTION 855-RCR-2012\n\n San José, at 11:45 a.m. on May 11, two thousand twelve\n\n THE TARIFF-SETTING REGULATION COMMITTEE TAKES COGNIZANCE\n\n EX OFFICIO IN APPLICATION OF THE MODEL FOR THE\nDETERMINATION\n\n OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND\nGENERATION PLANTS, APPROVED BY THE BOARD OF DIRECTORS\nTHROUGH\n\n RJD-163-2011 OF NOVEMBER 30, 2011,\nPUBLISHED IN LA GACETA\n\n 245 OF DECEMBER 21, 2011\n\nFILE ET-029-2011\n\n WHEREAS:\n\n I- That the Energy Services Directorate, through Official Communication 098-DEN-2011 of February 11, 2011, proposed, among other things, a proposal for \"Models for the determination of reference tariffs for private electric generation for new hydroelectric and wind plants\" (Folios 70 and 71). This official communication included both the respective tariff models and the proposal for their first application.\n\n II- That the General Directorate Center for Regulation Development (CDR), in accordance with Official Communication 015-CDR-2011 of February 11, 2011, forwarded to the General Regulator the proposed methodologies indicated in the preceding clause, which, in turn, were forwarded -by the latter- to the Board of Directors through Official Communication 063-RG-2011 of February 11, 2011 (Folios 68).\n\n III- That the Board of Directors, through Agreement 004-012-2011, of Ordinary Session 012-2011 held on February 16, 2011, ordered that the \"Models for the determination of reference price-cap tariffs for new private wind and hydroelectric generation plants,\" as well as the tariff-setting proposals, be submitted to a public hearing and that the respective administrative files be compiled. Therefore, file OT-028-2011 was prepared for the methodology for wind plants and file ET-029-2011 for the tariff setting (folio 1-66).\n\n IV- That the call for the public hearing was published in the newspapers La República and La Prensa Libre on March 9, 2011; and in La Gaceta 51 on March 14, 2011 (folios 73 to 76).\n\n V- That the public hearing was held on April 6, 2011, as recorded in the minutes drawn up for that purpose.\n\n VI- That in accordance with what was indicated by the General Directorate of User Participation in the Instructional Report, visible from folio 99 to 100 of the file, and the report of oppositions and coadjuvancies, the following positions were presented (folio 329 to 334):\n\na) Asociación Costarricense de Grandes Consumidores 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 Energía (ACOPE),\n\nf) Mr. Esteban Lara Erramouspe,\n\ng) Mr. José Daniel Lara Aguilar,\n\nh) Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada,\n\ni) Mr. Federico Fernández Woodridge,\n\nj) Mr. Allan Broide Wohlstein,\n\nk) Aeroenergía, S. A.,\n\nl) Hidroeléctrica Platanares S. A. and Hidroeléctrica del General S.R.L.,\n\nm) Hidroeléctrica Caño Grande S. A.,\n\nn) El Embalse S. A.,\n\no) Mr. Claudio Volio Pacheco\n\np) Hidrovenecia, S. A.\n\n VII- That the General Directorate Center for Regulation Development issued a report on the proposed \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants,\" which was made known to this Board of Directors in Session 68-2011 of November 9, 2011.\n\nVIII- That in Ordinary Session of the Board of Directors 071-2011, of November 23, 2011, the CDR's proposal (official communication 185-CDR-2011) regarding the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\" was again made known.\n\nIX- That the methodology was approved through Resolution RJD-163-2011, of November 30, and was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.\n\n X- That the Board of Directors of the Regulatory Authority, by Article 3 of Session 021-2011, held on March 30, 2011, extended the term of the Regulation Committee and partially added to its functions. Among those assigned to it is that of \"Ordering the opening of tariff files, setting public service tariffs, and resolving appeals for revocation (recursos de revocatoria) filed against its actions.\"\n\n XI- That through Official Communication 846-RG-2011 of December 1, 2011, the General Regulator, responding to Vote 16591-2011, ordered the resumption of the Regulation Committee's functions regarding setting tariffs and resolving appeals for revocation, and changed its members as follows: Principal Members: Carlos Solano Carranza, Luis Fernando Chavarría Alfaro, and Luis Alberto Cubillo Herrera. Alternate: Álvaro Barrantes Chaves.\n\n XII- That the Board of Directors, by Article 6 of Agreement 05-075-2011 of Ordinary Session 75-2011, held on December 14, 2011, ordered the extension of the Regulation Committee's term from January 1 to June 30, 2012.\n\nXIII- That through official communication 433-DEN-2012/92329, the Energy Services Directorate of the Regulatory Authority analyzes the respective tariff proposal.\n\nXIV- That the Regulation Committee, in its Session Number 193 at 10:00 a.m. on May 10, 2012, unanimously agreed, with the nature of firm, to issue this resolution.\n\n XV- That the prescribed deadlines and legal requirements have been observed in the proceedings.\n\n WHEREAS:\n\n I. That from Official Communication 433-DEN-2012 / 92329 of May 11, 2012, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n\".\n\n 2. CURRENT METHODOLOGICAL FRAMEWORK\n\nThis section includes a summary of the methodology approved by the Regulatory Authority through Resolution RJD-163-2011 of November 30, 2011, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, which constitutes the methodology that must be applied in this case, as ordered by the Board of Directors.\n\n 2.1 Reference Tariff Level for new private wind generators\n\nThe model will set the tariff level for new private generators according to Ley 7200 and for those purchases and sales of electric energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which allows incentivizing new investments in the private electric sector that use wind as the 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 and substitute thermal energy production and its high costs.\n\n 2.1.1 General Aspects\n\nThe model presented aims to determine the reference tariffs for new private wind generation plants for sale to ICE or other agents authorized by law.\n\n 2.1.2 Objective\n\nThe ultimate objective of the reference tariff 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 Ley 7200 to substitute the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from wind sources. In this regard, it is borne in mind that, according to recent estimates by ICE, this public company can currently contract up to a maximum of 204 MW from private electricity generators producing with non-conventional sources, within the framework of Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nTo achieve the mentioned objective, a tariff model has been defined that stimulates private investment associated with wind 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 (banda tarifaria) is offered that allows the buyer to offer electricity purchase prices with which the bidder can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable profitability for the level of risk associated with the electricity generation activity.\n\n 2.1.3 Scope\n\nThe model presented is applicable to the tariff settings for energy sales to ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nA new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not have generated energy that was sold under any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\n\n 2.2 General formulation of the model\n\nIn general, the economic equation for the supply of electric energy from the perspective of the private generator can be expressed as follows:\n\nCE + CFC + fa = IR = p x E (Equation 1)\n\nWhere:\n\nCE = Operating costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed Cost for Capital (Costo Fijo por Capital), defined as the sum of the Investment Recovery (RI) and the Return on Investment (r).\n\nfa = Total environmental factor (Factor ambiental total)\n\nIR = Required income (Ingresos requeridos)\n\np = Sale tariff\n\nE = Sales expectations (quantity of energy)\n\nIt can be observed that in Equation 1, costs equal income.\n\nSolving for p:\n\nIt follows from the above that, for the purposes of this model, the tariff depends on both the electricity sales expectations and the operating costs, the cost of capital, and the environmental factor. Consequently, the model for determining the sale tariff for electric energy from new private generators requires the definition of sales expectations, required income, and the cost of capital.\n\nThe future approval of the methodology to determine the environmental component must be processed according to the procedures established in the current legal framework, which include holding a public hearing. In the meantime, this value is zero.\n\n 2.3 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 resource, the technology used, the age of the installations, and the company's maintenance practices. Furthermore, 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 a capacity utilization factor (Factor de Planta). 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 sale tariff according to the primary source.\n\nIn summary, to estimate the amount of energy that will be used to determine the applicable tariff, the following equation is considered:\n\nE = C x 8760 x fp (Equation 2)\n\nWhere:\n\nE = Annual sales (quantity of energy)\n\nC = Installed capacity of the plant\n\n8,760 = Number of hours in a year\n\nfp = Applicable plant factor (Factor de Planta) according to the source\n\nAlthough there is an economy of scale effect in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs, it is possible to simplify the model and conduct the analysis for a unit-sized plant (unitary installed capacity), thereby reducing the above formula to:\n\nE = 8,760 x fp (Equation 3)\n\nFor the determination of the plant factor (fp), load factor or plant factor values will be considered exclusively from national plants, considering information from the last five available years, according to the Regulatory Authority's database. For these purposes, a weighted average of the load factors of private generators that have been generating for a substantial portion of the respective year (10 or more months) will be considered.\n\nThe weighting for each year will be based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the five-year total will be based on the installed capacity of each of those years.\n\n 2.4 Required income (IR)\n\nThe payment that the plant owner will receive as consideration for the supply of electric energy must be sufficient to cover its operating costs and obtain a reasonable return on the invested capital.\n\nThus, the required income can be expressed by the following equation:\n\nIR = CE + CFC + fa (Equation 4)\n\nWhere:\n\nIR = Required income (Ingresos requeridos)\n\nCE = Operating costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital)\n\nfa = Environmental factor (Factor ambiental)\n\n 2.5 Operating costs (CE)\n\nAmong the Operating costs (Costos de Explotación), both variable operating costs (those expenses incurred exclusively during the productive process such as: taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the productive process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as: insurance policies, permits, permanent staff, technical consultancies, administrative expenses, etc.) are considered. It is important to note that these correspond to effective expenses, and therefore, depreciation, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings must not be included.\n\nIn general, operating costs depend fundamentally on the source resource and can be defined based on the analysis of existing plants, but keeping in mind that they will serve as a signal for the optimization of productive processes. In any case, they represent a minor portion within the industry's cost structure.\n\nThe operating cost represents the costs necessary to maintain and operate a wind plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.\n\nThe calculation of this value will be done by determining a sample of the operating costs (operation, maintenance, and administrative) of electric plants, as much as possible similar to the plants for which tariffs are intended to be applied.\n\nFor this, national and international data will be collected from different sources; these include working papers, technical reports, tariff studies, and generation expansion plans, among others, provided they are reliable sources.\n\nIf, given the sample, it is necessary to update the value of any plant to make it comparable with other information, indexation will be carried out using the United States Producer Price Index (IPP - EEUU) or the Costa Rican Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as appropriate, in order to have a series of comparable data in real terms. Other price indices may also be used, provided they are appropriate according to the type of adjustments being made.\n\nIn the database, data from plants with installed capacity similar to the plants for which the tariff is being calculated will be prioritized, provided there is reliable and verifiable information about them. In case it is not possible to have information based on this plant size, available information may be used, even if it is not from plants of the same size, making the corresponding adjustments. If necessary, the information obtained to determine the operating cost may be refined to make it comparable with the type of plants intended to be tariffed.\n\nThe annual unit operating cost is determined by the chosen sample, which may include both national and international existing and operating plants. This is obtained from the product of the relative weight and the operating cost per kWh of the plants in the sample. If it is not possible to obtain specific data from individual plants that allows for the calculation of this parameter, supplementary bibliography may be used in a reasoned manner, provided it is from reliable, impartial, and public sources.\n\nThe updating of operating costs will be done by recalculating their value from the continuous incorporation of new values into the sample, based on the criteria defined in previous paragraphs of this section.\n\n 2.6 Fixed cost for capital (CFC)\n\nThrough the component called \"Fixed Cost for Capital\" (CFC), the aim is to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar risk level, in order to make the alternative of participating in the plant's development attractive.\n\nThe CFC depends on the investment amount, the level of financial leverage (apalancamiento) used (debt/capital contributions ratio), the financing conditions (interest rate, payment method, and term), the rate of return expected by investors on their contributions, the investment recovery period (economic life), the age of the plant, and the applicable income tax rate.\n\nThis Fixed Cost for Capital item will be determined by the following equation:\n\nCFC = RI + r = M x FC (Equation 5)\n\nWhere:\n\nCFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital)\n\nRI = Recovery of the investment (depreciation) (Recuperación de la inversión)\n\nr = Return on the investment (Rentabilidad sobre la inversión)\n\nM = Total amount of the unit investment (Monto total de la inversión unitaria)\n\nFC = Factor reflecting the investment conditions\n\nIn this methodology, the particular formulation of Equation 5 used in estimating the tariff is CFC = M x FC.\n\nThe factor FC depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant. It is determined using the following equation, which allows determining the amount of the uniform installment, applicable throughout the entire economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain the expected profitability:\n\nWhere:\n\nψ = Financial leverage (apalancamiento) (debt ratio) (%)\n\nρ = Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes de capital) (%)\n\nt = Income tax rate (%)\n\ni = Interest rate (%)\n\ne = Age of the plant (years)\n\nd = Debt term (years)\n\nv = Economic life of the project (years)\n\nIt is important to note that the factor resulting from this formula reflects an average value applicable throughout the entire economic life. Within this context, during the initial years, the net profit received by the investor is low (and lower than the loss in the plant's value), since a portion of the corresponding profit is being allocated to \"purchasing\" the financial entities' share in the plant's ownership. In this way, once the debt is amortized, the investor becomes the sole owner.\n\nRegarding the calculation of the return on contributions \"ρ,\" it will be performed in accordance with the Capital Assets Pricing Model, or CAPM, methodology established by ARESEP, and the sources and database established by the Regulatory Entity will be used.\n\nThe components of the FC factor formula are defined below.\n\n 2.6.1 Financial leverage (ψ)\n\nThe financial leverage (apalancamiento financiero) value is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the leveraged beta formula defined later.\n\nTo perform the calculation, an average of the financing information for electric projects available at the Regulatory Authority will be used.\n\nThis value will be updated at each tariff setting.\n\n 2.6.2 Return on capital contributions (ρ)\n\nThe calculation of the return on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\nThe CAPM method is based on considering that changes in the return of an asset 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 average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\n\nρ = Return on equity capital contributions (Rentabilidad sobre los aportes de capital propio).\n\nKL = Risk-free rate (Tasa libre de riesgo), which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nPR = Risk premium (Prima por riesgo). It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return, which corresponds to the respective sector of activity.\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 (Beta apalancada de la inversión). It is the covariance of the return of a specific 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 (Beta apalancada)\n\nβd = Unleveraged beta (Beta desapalancada)\n\nD/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).\n\nt = Income tax rate\n\nThe parameters required to estimate the return on capital contributions are as follows: risk-free rate, risk premium, country risk, unleveraged beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each of these is defined below.\n\n 1. Risk-free rate (KL), Risk premium (PR), Country risk (RP), and Unleveraged beta (βd): the values of these parameters will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.\n\n2. 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, will be used. If this source becomes unavailable, another public and reliable one will be used.\n\n 3. Debt-to-equity ratio (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp = ψ/(1-ψ), where ψ is the financial leverage (apalancamiento financiero).\n\n4. Income tax rate: it is defined based on current legislation. Note that this variable is also used in the estimation formula for the factor reflecting the investment conditions (FC).\n\n 2.6.3 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, will be used.\n\n 2.6.4 Economic life of the project (v)\n\nFor 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 equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.\n\n 2.6.5 Debt term (d) and contract term\n\nThe debt term is 20 years. This duration has been assigned 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 calculating the tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by Ley 7200. However, the contract term will be defined between the parties.\n\n 2.6.6 Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, the value of zero is assigned to this variable.\n\n 2.7 Unit investment amount (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. In this case, it involves information that adjusts, as much as possible, to the reality of the plants intended to be tariffed.\n\nA band of average unit investment costs bounded by two extreme values will be calculated. As a first option, this band will be estimated as follows:\n\n a. A sample of average unit investment cost data from at least 20 wind plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from reliable sources, will be compiled. As a priority, projects from Latin American and Caribbean countries will be included in the sample.\n\n b. Whenever available information allows, the technically determined adjustments will be made to make this data comparable, in aspects such as the consideration of taxes, turbine size, plant size, exchange rate, inflation, and the particular aspects of the Costa Rican economy and its electric sector.\n\nc. If data from projects with capacities greater than 20 MW are available and there are technically justifiable ways to adjust them to the conditions of projects with capacities equal to or less than 20 MW, they may be incorporated into the sample with the corresponding adjustments, provided there is a shortage of data for projects in the required capacity range.\n\nd. When any datum in the investment cost sample is from a year different from the base year used, indexation may be carried out using the United States Producer Price Index (IPP - EEUU) or the Costa Rican Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as appropriate; other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment required.\n\ne. The average of the unit investment cost values corresponding to the sample described above will be estimated. To the value obtained from the calculations explained in the preceding points, the amount corresponding to the payment of interest during the construction period of the wind project, estimated at one year, will be added. The resulting value is the average unit investment cost to be considered in estimating the energy sale price to ICE and, eventually, the price of other electricity transactions to which this methodology must be applied.\n\nf. The standard deviation of the set of unit investment cost values for all values in the sample will be calculated.\n\ng. The upper limit of the band consists of the sum of the average unit investment cost and the value of the standard deviation. The lower limit of the band consists of the value of the average unit investment cost minus the value of the standard deviation.\n\nh. The updating of the investment cost through this calculation alternative will be done by incorporating new values into the sample, as a result of the continuous updating process of said sample.\n\nThe second option applies if there is insufficient data to compile the unit investment cost data sample described above. The procedure for applying this second option is described below:\n\n a. The data on the investment cost structure of a typical plant and on the variation ranges of the investment cost structure of a typical plant found in Krohn, Soren; Poul-Erik Morthorst; and Shimon Awerbuch. \"The Economics of Wind Energy.\" European Wind Energy Association (EWEA), 2009, are used. The data on the investment cost structure of a typical plant are found in table 1.1 on page 30 of said document, and the data on variation ranges of the investment cost structure are presented in table 1.2 on page 31.\n\n b. The cost values presented in table 1.1 are converted into United States dollars and expressed in present value using the \"Producer Price Index Industry\" of the United States of America (electric generation segment).\n\nc. For each component of the total investment cost, the typical cost of that component included in table 1.1 is multiplied by the ratio between the percentage of the distribution corresponding to the lower limit and the percentage of that component within the typical distribution (both included in table 1.2). Thus, the investment cost value for each component, at the lower limit, is obtained. These values are then summed, and the total investment cost value at the lower limit is obtained.\n\nd. A calculation similar to that explained in b) and c) is performed to obtain the value of the investment cost at the upper limit.\n\ne. The average unit investment cost values for each limit are multiplied by a turbine size correction factor. The data to calculate this factor are obtained from the U.S. Department of Energy. \"2010 Wind Technologies Market Report\". Government of the United States of America, 2011. Specifically, data from chart 29 on page 48 of that publication are used. The correction factor is calculated as the quotient between the average investment cost data for projects with turbines whose sizes range between 1.75 MW and 2.5 MW, and the average investment cost data for projects with turbines smaller than 1 MW.\n\nf. The two limit values of the average unit investment cost resulting from the application of the turbine size correction factor constitute the investment cost band to be used for estimating the tariff band.\n\nThe calculation of the investment cost band using this method is performed as follows:\n\na. A typical investment cost structure representative of wind projects such as those covered by this methodology proposal is chosen.\n\nb. An estimate of the range in which the costs of each investment component of wind projects may vary, under conditions similar to those covered by this methodology proposal, is chosen.\n\nc. The limits within which the value of each component of the typical investment cost structure can vary are calculated, using the information from a) and b).\n\nd. The values calculated in c) corresponding to the lower limit and the upper limit are summed to obtain the total investment range.\n\nThe values corresponding to the second option may be modified when more recent information sources are available than the one used to estimate them. The data to be obtained for calculating the investment cost band via the second option are as follows: a) the typical investment cost structure representative of wind projects similar to those covered by this methodology; b) the variation range of the costs of each investment component of wind projects similar to those covered by this methodology, with a cost structure equal to the typical structure; and c) adequate data to estimate the turbine size correction factor.\n\nTo obtain the updated data used to estimate the investment cost band via the second option, only publications from national or regional organizations specialized in energy, such as the U.S. Department of Energy, the American Wind Energy Association, the European Wind Energy Association, or the Latin America Wind Energy Association, or international financial organizations, such as the World Bank or the Inter-American Development Bank, may be used. The information to be used must be public, reliable, and verifiable.\n\n2.8 Definition of the tariff band\n\nIt is proposed to regulate the sale price of energy by private generators to ICE, within the framework of those purchases and sales of electricity from private wind plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nEach of the extreme values of the tariff band is calculated as the tariff corresponding to the respective extreme value of the average unit investment cost. Thus, the lower limit of the band consists of the tariff estimated with the lower limit value of the average unit investment cost. Similarly, the upper limit of the band consists of the tariff estimated with the upper limit value of the average unit investment cost.\n\n2.9 Hourly-seasonal structure\n\nIn general, the tariff structure is the relative valuation of the energy price in the different hourly ranges and seasonal periods. It is expressed as a set of coefficients for each combination of hourly ranges and seasonal periods. These coefficients are multiplied by the current average energy price to obtain the tariff corresponding to each of those combinations.\n\nWind generation technology does not allow production to be regulated and energy to be shifted from one hour to another, as hydroelectric plants with reservoirs do. Nor can the hourly distribution of wind energy generation be predicted, because there is no hourly wind pattern, and therefore, the hourly distribution of wind generation is random.\n\nFor the reasons stated, the tariff structure for wind generation is only seasonal. The seasonal structure applied to the prices of energy generated by wind seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electrical system, due to the influence of the wind behavior pattern over the period of one year.\n\nThe values of the parameters of the seasonal structure for wind generation, along with the explanation of how they were calculated, were sent by ICE to ARESEP via official communication 510-149-2011 of January 31, 2011. The coefficients\n\nfor the seasonal distribution of energy prices from wind sources were estimated by ICE based on 10 years of historical information (2000-2009) of monthly generation from three existing wind plants in Costa Rica: Molinos de Viento Arenal S.A., Plantas Eólicas S.A., and Aeroenergía S.A. The calculation procedure consisted of finding the structure parameters for the high season and low season, which, when applied to the sample of plants, produced the same cumulative income that the sample would have if a single price equal to the desired price level were applied. The high season covers the five months between January and May, and the rest of the year corresponds to the low season.\n\nThe dimensionless parameters are as follows:\n\na. For high season: 1.326.\n\nb. For low season: 0.531.\n\nThese coefficients will be multiplied by the tariff resulting from the tariff model to obtain the final seasonal prices.\n\nFurthermore, it must be considered that to define the tariff structure applicable to transactions regulated by this methodology, single energy prices (precios monómicos) will be used. That is, payment will only be made for energy and there will be no capacity charges.\n\nThe seasonal structure corresponding to this methodology may be reviewed and modified based on the publication of more updated information that is relevant for justifiably updating the values of the parameters that define it. This information must be public, reliable, and verifiable.\n\n2.10 Currency in which the tariff will be expressed\n\nThe tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in United States dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.\n\n2.11 Price adjustment\n\nThe values of the tariff band will be reviewed at least once a year through an ordinary rate-setting procedure, in accordance with the provisions of Ley 7593. To this end, all parameters defined in the calculation of the tariff band will be reviewed—and updated when appropriate—using the procedures described in this report.\n\nAt no time may the prices paid for the purchase of electricity be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band.\n\n2.12 Other considerations\n\nTo improve this methodology in the future, it is established that new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually present to ARESEP audited financial information (including operating and maintenance, administrative, and individual investment expenses), along with their 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\nCompanies that fail to comply with the delivery of information as detailed in the preceding paragraph will be subject to the sanctions established by articles 24, 38 subsection g, and 41 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.\n\n4. FINAL APPLICATION OF THE MODEL\n\nThe application of the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\" according to resolution RJD-163-2011 published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and the criteria explained in each case, are detailed below.\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 for public hearing, precisely due to the changes approved by the Board of Directors in the tariff methodology.\n\nThe tariff to be calculated aims to establish a tariff band that incentivizes new investments in electricity generation using wind as a productive input and substitutes thermal generation due to its high costs and pollution levels, and on the other hand, decreases the possibility of collusion among interested economic agents, as well as providing a framework for action for ICE and other agents authorized by law as buyers to assign a price for energy, following the principles of allocative and productive efficiency.\n\nThe proposed tariff (tariff range) depends on the 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 limit, average, and lower limit) is obtained as follows:\n\nWhere:\n\np = Sale tariff\n\nCE = Operating costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital), defined as the sum of the Investment Recovery (RI) and the Return on Investment (r).\n\nfa = Total environmental factor\n\nE = Sales expectations (amount of energy)\n\n4.1 Sales expectations (E)\n\nTo estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariffs, the following equation is considered:\n\nWhere:\n\nE = Annual sales expectation (amount of energy)\n\n8760 = Number of hours in a year (24*365)\n\nFp = Applicable plant factor per source\n\n4.2 Plant factor\n\nThe value of the plant factor used in this model is obtained using information from national plants that generate with wind sources for which the Regulatory Authority has data available, with installed capacities less than 20 MW. Information from the last five years available is used, and data from plants that generated energy for 10 or more months of the respective year; for these plants, the weighted average by installed capacity for each year is considered.\n\nTo obtain the plant factor to be used in the application, the following steps are followed:\n\n1. For the last five years with available information, that is, for 2007, 2008, 2009, 2010, and 2011, the average of the values for each individual plant that has 10 or more months of production in each of those years is estimated.\n\n2. The available information refers to the generation of the following plants: Molinos de Viento S.A., Plantas Eólicas S.A., Aeroenergía S.A., Tejona, and Planta Eólica Guanacaste S.A.\n\n3. Once the average for each particular plant is obtained, the annual average weighted by installed capacity is calculated for the years mentioned above, that is, after this, there are five data points, one for each year. In this case, the plant factor for 2007 is 0.41, for 2008 it is 0.34, for 2009 it is 0.47, for 2010 it is 0.35, and for 2011 it is 0.40.\n\nThe average weighted by the total installed capacity of these five values is the plant factor to be used to obtain the tariff. With the above data and weighting, the average is 0.39.\n\nAnnex 1 of technical report 433-DEN-2012 shows the information required to obtain the plant factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, as well as the result for each of the wind plants used. The following table shows a summary of the results.\n\nTable No. 1\n\nAverage plant factor per year.\n\nPeriod 2007-2011\n\n| Period | FP Annual | Weighting | FP*Weighting |\n| --- | --- | --- | --- |\n| FP 2007 | 0.41 | 0.15 | 0.06 |\n| FP 2008 | 0.34 | 0.15 | 0.05 |\n| FP 2009 | 0.47 | 0.15 | 0.07 |\n| FP 2010 | 0.35 | 0.27 | 0.09 |\n| FP 2011 | 0.40 | 0.27 | 0.11 |\n| Average | 0.39 | | |\n\nSource:\nDEN's own elaboration\n\n4.3 Operating costs (Costos de explotación)\n\nThe operating costs (costos de explotación) considered include the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.\n\nThe methodology approved in RJD-163-2011 indicates that the calculation will be obtained by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of plants similar to those intended to be tariffed, and that if it is not possible to obtain specific data from individual plants, supplementary bibliography may be used, provided it is from reliable, impartial, and public sources.\n\nFor the present application, despite the search for relevant information on the operating costs (costos de explotación) of wind plants, information on the operating costs of individual plants is not available, which is why bibliography is used to obtain the operating costs. This is found in the methodology approved in OT-028-2011 as a second option.\n\nTo determine the operating cost (costo de explotación) of a 20 MW wind plant, bibliography from reliable sources in Latin America, Europe, and the United States of America was analyzed (for example, the U.S. Department of Energy (DOE), the American Wind Energy Association (AWEA), the European Wind Energy Association (EWEA), the Latin America Wind Energy Association (LAWEA), among others).\n\nThe operating cost (costo de explotación) was calculated as follows: 1.\n\nAccording to the bibliography consulted1, the operating costs (costos de explotación) are between 1 and 1.5 € cent/kWh during the useful life of the turbines, in 2008 euros. For the study, the average amount of 1.25 € cent/kWh is used.\n\n 1 Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco.\nDepartment of Economics, University of Alcalá, Spain. 2009. Elsevier Journal.\n\n2. Since the data is required in dollars, the equivalent in 2008 dollars of 1.25 € cent/kWh is calculated, using the dollar to euro exchange rate for the year 2008, which according to information from the Federal Reserve was 1.47 dollars per euro. This results in $1.84 per kWh.\n\n3. The operating cost (costo de explotación) per KW in the year 2008 is $63 per KW. This value is updated to March 2012 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics 2.\n\n 2 The information is available at:\nhttp://www.bls.gov/\n\nThe recommendation for operating costs (costos de explotación) for a wind plant is an operating cost (costo de explotación) of US$ 70.00 per kW.\n\n4. 4 Fixed capital cost (CFC)\n\nThe fixed capital cost (CFC) depends on the investment amount and the investment conditions, including the debt-to-equity ratio, financing conditions, the age of the plant and its useful life, among others. It is determined using the following equation:\n\nWhere:\n\nCFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital)\n\nM = Total unit investment amount\n\nFC = Factor reflecting the investment conditions\n\nThe FC factor is calculated using the equation that determines the amount of the uniform payment, 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 = Debt term (years)\n\nv = Economic life of the plant (years)\n\n4.4.1 Leverage (ψ)\n\nLeverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this data, the Regulatory Authority calculates 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 of public tender Nº 2006LI-000043-PROV promoted by ICE, of which there are five: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negros II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás). Also, from the latest rate settings for private generators, the information contained in studies on leverage, specifically for P.H. El Ángel it is 65% according to data found in ET-169-2010 on folio 855, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010. The financial conditions presented for the wind BOT are also included, which are: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S.A. (P.E. Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A. (P.E. Los Ángeles), and Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).\n\nThe average value of the projects for which financial leverage information is available is 72%.\n\nThe following table shows the specific values for each project:\n\nTable No. 2\n\nLeverage percentage per project\n\n| Project | Financial Leverage |\n| --- | --- |\n| P.E. Orosi Dos | 75% |\n| P.E. Los Ángeles | 70% |\n| P.E. Chiripa | 62% |\n| P.H. Capulín | 75% |\n| P.H.Torito | 75% |\n| P.H. Los Negros II | 80% |\n| P.H. Las Palmas | 75% |\n| P.H. Chucás | 70% |\n| P.H. Vara Blanca | 75% |\n| P.H. Ángel | 65% |\n| Average | 72% |\n\nSource:\nDEN's own elaboration\n\n4.4.2 Return on equity contributions (ρ)\n\nThe calculation of the return on equity contributions was determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\nThe CAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\n\nρ = Return on equity capital contributions.\n\nKL = Risk-free rate. This corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nPR = Risk premium. 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 solely to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Leveraged beta of the investment. This is the covariance of the return of 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 capital (estimated through financial leverage).\n\nt = Income tax rate\n\nTable No. 3\n\nLeveraged beta calculation\n\n| Symbol | Description | Value |\n| --- | --- | --- |\n| βd = | Unleveraged beta | 0.48 |\n| D = | Debt | 72% |\n| Kp = | Equity Capital | 28% |\n| t = | Tax rate | 30% |\n| βa= | Leveraged beta | 1.34 |\n\nSource: DEN's own elaboration\n\nNext, the value and the source from which each of the parameters calculated to obtain the CAPM is defined:\n\na. Risk-free rate (KL). Obtained as the arithmetic average of the last 12 months of the 20-year U.S. Treasury Bond rate, which is available on the U.S. Federal Reserve website, at the following address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 (different from the address indicated in RJD-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). It is calculated in the manner defined in RJD-163-2011; however, the variable used, as well as the source, are those currently used in the methodologies applied by the Dirección de Servicios de Energía that incorporate the CAPM model, because the wind plant methodology does not define which variable to use for the risk-free rate and because the source it refers to does not contain information on this parameter. If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.\n\n The risk-free rate for the last 12 months is that from April 2011 to March 2012; the average of these values is 3.24%. Annex 2 of technical report 433-DEN-2012 details each of the monthly values.\n\nThe period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a short period for calculating the risk-free rate. In several previously approved methodologies (old plants and sugarcane bagasse), a 60-month period is used so that the calculation does not contain biases. Despite this, the indicated reference period (12 months) is used because resolution RJD-163-2011 so indicates.\n\nb. Unleveraged 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, is used. The value of the unleveraged beta (βd) is obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the address: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html (different from the address indicated in RJD-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.\n\n It 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 unleveraged beta is obtained as the arithmetic average of the unleveraged betas of the electricity utility sector in the United States of America for the sector, central, east, and west for January 2012. The value obtained is 0.48. See annex 3 of report 433-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, is used. The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.\n\n The last twelve months available at the date of the setting are from April 2011 to March 2012, for which the arithmetic average is 5.98%. See annex 4 of report 433-DEN-2012.\n\n It is important to note that the period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a very short period for calculating the risk premium. Various documents note the importance of considering a broad time horizon for the risk premium to avoid using biased rates; this is mentioned in official communications 499-DEN-2000, 837-DEN-2000, and indicated by the primary source of the risk premium information, i.e., Aswath Damodaran. Despite this, the indicated reference period (12 months) is used because resolution RJD-163-2011 so indicates.\n\nd. Country risk (RP). 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, will be 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-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.\n\n As with the leveraged beta, it 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 the annual country risk.\n\n The country risk value used is 3.00%, which is specifically for Costa Rica. See annex 5 of report 433-DEN-2012.\n\ne. Income tax rate (t). The income tax rate is defined based on current legislation.\n\n The current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.\n\n With the result of the unleveraged beta and the other variables required to calculate the return, a return of 14.27% is obtained according to the CAPM model, as shown in the following table:\n\nTable No. 4\n\nCalculation of return with the CAPM model\n\n| Symbol | Description | Value |\n| --- | --- | --- |\n| KL= | Risk-free rate | 3.24 |\n| βa= | Leveraged beta | 1.34 |\n| PR= | Risk premium | 5.98 |\n| RP= | Country risk | 3.00 |\n| ρ = | Return | 14.27 |\n\nSource: DEN's own elaboration\n\n4.4.3 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 April 2007 to March 2012, of the aforementioned interest rate is 9.37%. See annex 6 of report 433-DEN-2012.\n\n4.4.4 Economic life of the project (v).\n\nAccording to the provisions of RJD-163-2011, 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. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.\n\n4.4.5 Debt term (d) and contract term.\n\nAccording to resolution RJD-163-2011, 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 law.\n\n4.4.6 Age of the plant (e).\n\nSince these are new plants, this variable is assigned a value of zero.\n\n4.5 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\nIn this application of the methodology, the first option included in RJD-163-2011 is used, which requires the creation of a sample of at least 20 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, coming from reliable sources. Additionally, data from projects with capacities greater than 20 MW can be incorporated if there are technical justifications for doing so and when there is insufficient project data in the required capacity range.\n\nThe investment amount is calculated as follows:\n\na) From the information available at the Regulatory Authority on wind plants, investment costs are obtained; this is the case for the plants Montes de Oro Wind (CE-003-2012), Mogote (CE-007-2011), Guayabo (CE-006-2011), and Tilawind (ET-253-2008), all the previous plants having a capacity equal to 20 MW. Next, the investment cost of Los Santos3, a plant of less than 20 MW, is obtained. From the Servicio de Evaluación Ambiental of Chile4, investment costs are obtained for 9 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, and from the Inter-American Investment Corporation5, the investment cost of a wind project in Argentina of less than 20 MW is obtained. That is, with the above information, a sample of 15 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW is available.\n\n 3 The information is available at:\nhttp://www.coopesantos.com.\n 4 The information is available at:\nhttp://www.sea.gob.cl/\n 5 The information is available at:\nhttp://www.iic.org/es/projects\n\nb) Given that the sample is insufficient, information from the last two public wind BOT tenders promoted by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) is incorporated, thereby obtaining the investment cost for Guanacaste, La Esperanza, Orosi Dos, Los Ángeles, and Chiripa, which are plants with capacities close to or equal to 50 MW. However, if the investment costs of these plants are compared with those with capacities equal to or less than 20 MW, no correlation is found between plant size and investment cost, probably because the cost depends more on the turbine size used than on the project size. For this reason, it seems reasonable to include these projects in the sample. In this way, a sample of 20 wind projects is constructed.\n\nc) For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is available, which is why each of the values is indexed to March 2012 using the United States Producer Price Index for Industrial Electric Power Generation (PCU221110221110)⁶.\n\n ⁶ This information is obtained from the Bureau of Labor\nStatistics at: http://www.bls.gov/\n\nd) Subsequently, for the investment cost data as of March 2012, the capacity-weighted average is calculated to obtain the average investment cost value of the sample. Which is $1,837 per kW with the obtained sample. To this value is added the amount corresponding to interest payments during the wind project construction period, estimated at one year, which in this case is $124 per kW⁷, meaning the average investment cost amount is $1,962 per kW.\n\n ⁷ It is calculated as one year of interest, using the\ninterest rate indicated in point 4.4.3 above, on the amount of the investment\nthat is financed, i.e., the leverage (apalancamiento), which was obtained in\n4.4.1. In summary, the amount for interest payments will be equal to\nmultiplying the investment by the leverage percentage by the interest rate.\n\ne) Finally, the standard deviation (desviación estándar) of the investment costs in the sample is calculated, obtaining a value of $421 per kW. With the above information, the upper limit of the band is calculated by adding the standard deviation to the average investment cost, i.e., $1,962 + $421 = $2,382 per kW. And the lower limit of the band is the average investment cost minus one standard deviation, which results in $1,541 per kW.\n\nAnnex 7 of technical report 433-DEN-2012 shows the sample and the investment values used.\n\n4.6 Environmental factor (Factor ambiental)\n\nCurrently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-163-2011, 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 (among others, the convening and holding of a public hearing).\n\n4.7 Definition of the band\n\nTo establish the tariff band, the following steps are carried out:\n\na. The standard deviation corresponding to all data used to estimate the average investment cost was calculated, which resulted in $421.\n\nb. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, i.e., $1,962 + $421 = $2,382 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, $1,962 - $421 = $1,541 per kW.\n\n4.8 Calculation of the tariff\n\nThe tariff calculation is obtained as follows:\n\nWhere:\n\np = Sales tariff\n\nCE = Exploitation costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital), which is the investment\n(M) multiplied by the factor for\nfinancing conditions (FC).\n\nThus, CFC = M * FC\n\nfa = Total environmental factor\n\nE = Annual sales expectations (quantity of energy)\n\nOnce all the variables of the formula to obtain the tariff have been calculated, they are introduced into the tariff calculation formula and the result is as follows:\n\nTable No. 5\n\nCalculation of tariff bands\n\n| Variables | Minimum | Average | Maximum |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Exploitation costs ($) | 70.00 | 70.00 | 70.00 |\n| Investment ($) | 1541 | 1962 | 2382 |\n| FC | 0.14 | 0.14 | 0.14 |\n| FP | 0.39 | 0.39 | 0.39 |\n| Hours | 8 760 | 8 760 | 8 760 |\n| Profitability (%) | 14.27 | 14.27 | 14.27 |\n| CFC | 222 | 277 | 331 |\n| E | 3 430 | 3 430 | 3 430 |\n| Price ($/kWh) | 0.0830 | 0.1000 | 0.1171 |\n\nSource: Prepared by DEN\n\n4.9 Seasonal structure\n\nThe seasonal tariff structure used is the one approved in RJD-163-2011, which is as follows:\n\n\"The calculation procedure consisted of finding the structure parameters for high season (temporada alta) and low season (temporada baja), which, when applied to the sample of plants, would produce the same cumulative revenue that the sample would have if a single price equal to the desired price level were applied. The high season covers the five months from January through May, and the rest of the year corresponds to the low season.\n\nThe dimensionless parameters (parámetros adimensionales) are as follows:\n\na. For high season: 1.326.\n\nb. For low season: 0.531.\n\nThese coefficients will be multiplied by the tariff resulting from the tariff model to obtain the final prices per season.\n\nFurthermore, it must be considered that to define the tariff structure applicable to transactions regulated by this methodology, monomic prices (precios monómicos) will be used. That is, payment will only be made for energy and there will be no capacity charges.\"\n\nAccording to the above dimensionless parameters and the calculated tariff bands, the tariff structure to be approved for the average and the band ($/kWh) is as follows:\n\nTable No. 6\n\nTariff structure according to dimensionless parameters for the\n\ntariff bands ($/kWh)\n\n| Season | Tariff | |\n| --- | --- | --- |\n| Minimum | 0.1100 | |\n| High | Average | 0.1326 |\n| Maximum | 0.1553 | |\n| Minimum | 0.0441 | |\n| Low | Average | 0.0531 |\n| Maximum | 0.0622 | |\n\nSource: Prepared by DEN\n\n4.10 Currency in which the tariff will be expressed\n\nAs established by resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in United States of America 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 the applicable regulations.\n\n4.11 Adjustment of the tariff band values\n\nThe tariff band values will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Law No. 7593.\n\nThe RJD-163-2011 establishes that at no time may 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\n4.12 Obligation to submit information\n\nAs established through RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obliged to annually submit to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.\n\n4.13 Application of methodology\n\nThe methodology approved through resolution RJD-163-2011 establishes that it is applicable to the tariff fixations for energy sales to the ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Law 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nAdditionally, it states that a new plant will be understood as one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, by definition, new plants could not have generated energy that was sold under any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\n\nThe tariff band will be the one applicable to new projects once it is published in the Official Gazette La Gaceta.\n\nII. That in relation to the statements of the opponents indicated in Resultando VI of this resolution and in accordance with what was analyzed by the Dirección de Servicios de Energía, some of the most recurrent arguments, which could eventually affect the tariff more significantly, are summarized below. For each of them, the position of ARESEP is presented, as set forth in resolution RJD-163-2011 and other additional considerations, as indicated in official note 433-DEN-2012.\n\nThis section is based on the analysis carried out when the respective methodology was submitted to a public hearing (OT-028-2011). In this case, it is not possible to differentiate when the arguments presented by the opponents are against the methodology or its respective application. However, it must be considered that once the methodology is defined by the Board of Directors, many of the arguments presented lose validity.\n\n3.1. Main arguments presented.\n\nThe oppositions filed deal with a considerable number of specific topics. Some of the most recurrent arguments among the participants in the hearing process, which could eventually affect the tariff and the proposed model more significantly, are summarized below; for each of them, the position of ARESEP is set forth⁸.\n\n ⁸ Some\nof the arguments presented and the analysis carried out are taken from resolution\nRJD-163-2011 (folios 666-709 of file OT-028-2011).\n\n3.1.1 Tariff scheme: Price-cap tariffs (Tarifas tope), band, or single tariff?\n\nSeveral of the oppositions expressed in the hearing objected to the price-cap tariff scheme, and in particular the use of a tariff associated with average costs to establish that cap. The main arguments expressed by the opponents on this aspect are the following:\n\na) The costs considered in the estimation of the price-cap tariff are not based on reliable information to establish the average cost of an efficient company.\n\nb) The price-cap tariff scheme has the drawback that it leaves private generators with costs above the estimated average with no possibility of participating as energy suppliers for the ICE.\n\nc) Given that the ICE is the sole buyer, the price-cap tariff scheme disadvantages investors vis-à-vis the ICE.\n\nThe ARESEP analysis after the hearing coincides with the aforementioned arguments.\n\nRegarding the argument expressed in point a), it must be considered that the method for estimating the average investment costs proposed in the methodology proposal sent to the hearing does not allow linking that cost to a specific efficiency level, because the result would be generated from a statistical average of available cost data. Therefore, it is agreed that the information that would be used to estimate the investment and exploitation costs employed in the calculation of the price-cap tariff would not allow reflecting an operational efficiency condition. To this, it must be added that in the industrial segment of wind energy generation with capacities equal to or less than 20 MW, there is no single efficient production standard. Although the equipment used in that industry is highly standardized, a high degree of variability is recorded in the different components of investment and operation costs, caused by various factors. These cost differences occur between plants that present acceptable levels of technical efficiency. Therefore, the tariff scheme should not be based on an attempt to reflect the costs associated with a single efficient company model.\n\nGiven that there is no single clearly identifiable efficient process, it also makes no sense to set the upper tariff limit at the tariff level associated with the costs of a hypothetical efficient plant. With this type of tariff scheme, private generators with costs above the estimated average would be left with no possibility of participating as energy suppliers for the ICE. Such an effect would be especially inconvenient because the objective of the proposed tariff scheme is to minimize the use of thermal generation, provided that the substitution is carried out with non-conventional sources and significantly lower costs. For the reasons stated above, agreement is expressed with the argument in point b).\n\nAgreement is also expressed with the argument in point c) because the price-cap tariff scheme has the drawback that it does not establish a lower limit for the price of energy to be purchased by the ICE. This would cause the ICE, in its condition as a monopsonistic operator, to have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators that could be considered efficient.\n\nARESEP considered that to avoid the drawbacks of the price-cap tariff raised in the oppositions, the most suitable option is the tariff band scheme, and it was thus approved through resolution RJD-163-2011. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the industrial segment of interest, two options for defining the band are proposed. The first to be used consists of applying a statistical criterion, based on the average and standard deviation of the investment costs. If this option were not applicable due to lack of information, a second alternative option would be chosen, consisting of estimating the band from typical cost estimates and variation ranges of the components of the investment cost structure of wind projects, based on data available in specialized literature.\n\nThe tariff band scheme has the following advantages with respect to the one presented at the hearing:\n\na) The upper limit is set at a level higher than the average production cost, thereby opening the option that among the suppliers to be chosen by the ICE, there may be some with costs above the average. This option is justified based on the objective of stimulating investments in private wind generation with competitive costs relative to thermal generation. In this way, the purpose of estimating an efficient cost with adequate information (alluded to in argument a) of the opponents) ceases to be meaningful; and it also avoids leaving a large proportion of investors without options to compete because their costs are higher than a hypothetical efficient cost (thus addressing argument b) of the opponents).\n\nb) By setting a lower limit to the price the ICE could pay, its margin of action to set the price it will pay to wind energy suppliers is bounded. This restriction is convenient, considering the strong market power the ICE has under the conditions associated with the tariff being proposed. Thus, argument c) of the opponents is addressed.\n\nOn the other hand, in some oppositions, it was requested to establish a single tariff to fix the selling price of energy to be purchased by the ICE within the framework of Law 7200. In this regard, it is worth bearing in mind that if a single tariff were established with a value equal to the upper limit of the tariff band proposed in this report, the ICE would be left with no margin to give preference to suppliers quoting lower tariffs. On the contrary, it would be forced to grant the same tariff to all suppliers, and to award contracts based on criteria other than the offered price.\n\nThis eventual scheme would entail a disincentive to technical and economic efficiency in the operation of wind companies willing to sell their energy under Law 7200.\n\n3.1.2 Recognition of capital profitability\n\nAlthough the CAPM model presents some disadvantages and practical application problems, it can be used in the Costa Rican segment of private wind energy generation because it operates under market conditions even though it is composed of a small number of operators who have no restrictions on the mobility of their capital. For industries with conditions such as those mentioned, CAPM is a valid methodology for recognizing the return on capital. Among its advantages: it allows considering the particularities of a sector (such as the electric sector), it is more transparent than other alternatives, it allows taking long-term averages to avoid high volatility in the results, and it allows adjustments based on the degree of leverage or risk of each sector.\n\nIn the specific case of 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 the University of New York, USA., which provides updated information. Failing this, an alternate, public, and reliable source would be used. Other variables used to apply the CAPM method will also be taken from Professor Aswath Damodaran's website.\n\n3.1.3 Financing\n\nThe financing conditions were defined as follows: i) the amortization period (plazo de amortización) was set at 20 years to equate it with the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage (apalancamiento financiero) will be estimated based on the available data on private electricity generation projects held by ARESEP.\n\n3.1.4 Frequency of contracts and tariff\n\nThe original proposal taken to the public hearing contained two alternatives regarding the tariff term: one with a single tariff 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 not bankable. For this reason, the final proposal agreed to leave only the alternative of a single contract term.\n\nThe tariff recognizes a contractual term of 20 years (maximum allowed by legislation), similar to the useful life of the projects. In any case, a 20-year contract is very favorable for any investor operating in the wind energy sales industry.\n\n3.1.5 Environmental sustainability criterion (criterio de sostenibilidad ambiental) and the environmental factor\n\nSeveral opponents or coadjuvants expressed that the methodology proposal for wind plants submitted to the public hearing fails to comply with Article 31 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593, because the tariff formula does not include the concrete calculation of an environmental factor. This assertion is based on a mistaken argument. What Article 31 of Law 7593 establishes is that the criterion of environmental sustainability, among others, must be a central element for setting public service tariffs and prices.\n\nWith the proposed methodology, the environmental sustainability criterion is more than fulfilled. The very fact of approving a specific tariff methodology for private generation based on wind energy entails a very important objective of environmental sustainability, which is to contribute to substituting thermal generation—which, as is known, is highly polluting—with generation from renewable sources with low environmental impact. Furthermore, the proposed scheme has a design that stimulates investment in that industry. With this purpose, a tariff band is established from a wide range of investment costs. In this way, the possibility is offered to supply the ICE—under adequate profitability conditions—with energy from a wide range of plants with considerable differences in terms of investment costs. In the context described above, promoting investment in this energy source implies promoting environmental sustainability in the country.\n\nThe opponents' opinions that the proposed methodology does not contemplate the sustainability criterion stem from a mistaken equivalence between the concept of environmental sustainability and the \"environmental factor,\" whose inclusion is provided for in the general tariff formula proposed in this methodology. While the former refers to the need to preserve the long-term balances between human activity and environmental dynamics, the latter consists of a component of the tariff intended to recognize a very specific aspect of environmental sustainability: the reduction of carbon dioxide emissions into the atmosphere associated with the decrease in electricity generation from thermal sources.\n\nConsidering what was set forth in the preceding paragraphs, it is concluded that the proposed methodology allows for broad compliance with the provisions of Article 31 of Law 7593 regarding the application of the environmental sustainability criterion.\n\nIt is worth adding that ARESEP has planned the formulation of a concrete methodology, through which the value of the \"environmental factor\" included in this methodology will be estimated as a specific variable. The approval of that procedure must be carried out through the current procedure, which includes presentation before a public hearing.\n\n3.1.6 Indexation of the tariff\n\nThe tariff band values will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Law 7593. All values that determine the tariff will be reviewed—and when applicable, updated—in each tariff fixation.\n\n3.1.7 Investment\n\nSeveral alternatives have been proposed regarding the amount of investment to be recognized in this tariff model.\n\nAs a first option for estimating the average unit investment cost, it is established that this will be obtained from a sample of investment cost data from plants in various countries. The unit investment cost is estimated as an average of the unit investment cost values corresponding to a sample of at least 20 wind projects with installed capacities equal to or less than 20 MW as established by Law 7200. If there is insufficient information to estimate the investment cost in the manner explained above, the second option will be used, which corresponds to a calculation based on typical cost data and variation ranges of the cost structures from specialized literature.\n\n3.1.8 Exploitation costs\n\nThe exploitation cost includes those necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for Costa Rica. It does not include depreciation expenses or financial expenses. Its value will be estimated as the average of a sample of the exploitation costs (operation and maintenance) of electric plants, as far as possible similar to the wind plants covered by Chapter 1 of Law 7200. For this purpose, reliable national and international data will be collected from different sources. If it is necessary to adjust the exploitation cost value of any plant in the sample to make it comparable with the others, the indexation will be carried out using the United States Producer Price Index (PPI - USA) or the Costa Rican Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as the case may be. Other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment being made. If it is not possible to obtain data from individual plants allowing this parameter to be calculated, supplementary literature generated by reliable, impartial, and public sources may be used in a reasoned manner.\n\n3.1.9 Recognition of taxes on dividends\n\nIt is the criterion of the regulatory body that within the cost structure of public services, only those taxes inherent to the productive activity should be considered, and not those that shareholders must pay on their profits, which must be borne 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 of the dividends with the resources obtained from tariff returns. It is not up to the regulatory body to decide on the destination of such returns.\n\n3.1.10 Validity of resolution RJD-009-2010 (old plants)\n\nThe methodology approved to define the tariffs for existing plants (Resolution RJD-00009-2010) will be applied only to those that have already had a contract with the ICE. The methodology now proposed is for new plants; therefore, it is not legally appropriate for the new methodology now proposed to repeal the previous one. For that reason, the content of resolution RJD-00009-2010 is not analyzed in this report.\n\n3.1.11 Objectivity of the methodology\n\nIn some oppositions, it was expressed that the fact that the ICE contributed to the design of the proposed methodology generates objectivity problems in its formulation. In this regard, it must be specified that the methodology proposed by the Regulatory Authority is based on several sources of information and was proposed, in its original version, by ARESEP officials. It has subsequently been enriched with the input of different actors, including some of the operators. It is not an ICE proposal, although it contributed valuable inputs; but the same can be said of other actors.\n\nThe public hearing process that has been carried out is precisely for all potential interested parties in the process to express their technical opinion and opposition if the proposal eventually had conceptual or methodological problems, or if there were a bias in favor of one of the parties.\n\n3.1.12 Promotion of private investment in wind generation\n\nThe model proposed in this report is designed to stimulate private investment in wind generation, aimed at taking advantage of the opportunities opened by Chapter I of Law 7200. Two of the main elements of the model that would allow the achievement of this objective are the following: a) establish a tariff band scheme with an upper limit above the tariff corresponding to the average cost, through which a considerable margin is offered so that firms with costs different from the average have possibilities to sell energy; and b) open the possibility of including an environmental component in the tariff, the design of which will be submitted to a public hearing soon if so decided by the Board of Directors. Other improvements with respect to the formulation of the model sent to the public hearing that allow establishing more attractive tariffs for private generators are the following: a) use in the application of the CAPM methodology the values obtained from an internationally recognized, verifiable, and periodically updatable source of information; and b) an estimation of the average investment cost defined in a detailed manner to make the calculation of that variable more predictable.\n\n3.1.13 Power of ARESEP to set any tariff modality\n\nRegarding the power of ARESEP to establish any type of tariff methodology, the Procuraduría General de la República has already ruled 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\"[...] according to Article 3 of the Ley de la Autoridad Reguladora, the principle governing tariff setting is that of cost-of-service (servicio al costo). Said article states in subsection b) on cost-of-service:\n\n[...] Principle that determines the way of setting tariffs and prices for public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow a competitive return and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31.\"\n\nAnd it adds:\n\n\"[...] This last article [refers to Article 31 of Law 7593] obliges ARESEP to consider the model production 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 Plan Nacional de Desarrollo. At the same time, the Authority is obliged to ensure that its tariffs respect the financial equilibrium of the providing entities. [...]\"\n\n[...]\n\nIn fulfilling this principle [referring to the principle of services at cost], the Regulatory Entity may establish various methodologies [the methodology—states the Office of the Attorney General of the Republic in its Opinion C-348-2001, dated December 17, 2001—is the set of ordered operations, directed toward a specific result, in this case the setting of the rates corresponding to the public service in question], which shall be valid as long as they are based on the necessary costs of the service provider. We note, in this regard, that beyond respect for the principles governing rate-setting, the choice of the most appropriate methodology constitutes a problem of a technical nature. This is also the nature of the work aimed at determining whether the selected methodology respects the aforementioned principle:\n\n(The original is not underlined).\n\n\"The foregoing could be expanded to maintain that in the choice and application of any methodology, the Regulatory Entity must adhere to the law and to 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 Public Administration Law['].\"\n\n(The original is not underlined).\n\nFrom the foregoing, it can be concluded that ARESEP has broad powers to establish and use the methodologies it deems convenient, as long as the principle of service at cost is respected, the financial equilibrium of the public service providers subject to the regulations of Ley 7593 is not undermined, and they are in accordance with the provisions of Article 16 of the aforementioned General Law. These powers include the setting of specific rates or rate bands (bandas tarifarias). It should be borne in mind that a rate band is nothing other than a possible sequence of authorized rates. It must be kept in mind that the setting of rates through bands by public service regulatory entities worldwide is not infrequent.\n\nFinally, it is pertinent to cite the recent Resolution 000506-F-S1-2010—issued by the First Chamber of our Supreme Court of Justice, at 9:45 a.m. on April 30, 2010—in what is relevant:\n\n\"[...]\n\nCONSIDERANDO\n\n[...]\n\nIII.- [...] Consequently, despite alleging that the principles of legality, reasonableness, proportionality, and legal certainty were infringed, it does not indicate how this occurs, but merely points out that the band system constitutes a delegation of powers. For this Chamber, it is clear, according to precept 5 of the ARESEP Law, that among its powers 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, the annulment of which is sought in this proceeding, created a band system for determining the price of fuels in port and airports [...] In accordance with the stipulations of numeral 31 ibidem, ARESEP may enable or create price calculation models for regulated services, and may take into account variables external to the providers [...] Thus, in the specific case, the defendant [refers to ARESEP] did not delegate its authority to RECOPE, but rather established the formula that it technically deemed most 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 that 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, and therefore, the appeal must be dismissed.\"\n\n3.2.\nSummary and analysis of oppositions and joinders9\n\n 9 According to the report of oppositions and joinders contained in folios 329-334, the following natural or legal persons did not state a position on ET-029-2011: Esteban Lara Erramouspe (included because he was included in the responses to positions on OT-028.2011), Inversiones La Manguera S.A., Compañía Eléctrica Doña Julia S.R.L., Empresa Eléctrica Matamoros S.A., and Hidroeléctrica Aguas Zarcas S.A. Furthermore, apart from the responses provided to the positions in RJD-163-2011, responses are included to Hidroeléctrica Caño Grande S.A., Hidroeléctrica Platanar S.A. and Hidroeléctrica del General S.R.L., El Embalse S.A., and Hidrovenecia S.A., since the cited report indicates that they stated a position on ET-029-2011.\n\nBelow is a summary of the main arguments of the oppositions and joinders admitted for the rate methodology on wind generation, as well as the respective analysis of each argument. The reasoning presented below must be complemented with the preceding analysis of the main topics of the oppositions.\n\n \n3.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436:\n\nThe proposed models effectively set a ceiling (tope) 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 have no certainty that those plants ARESEP is using to define those ceilings were hydroelectric or wind projects that were developed in an efficient manner. And the problem with this is that plants that were inefficient in their execution are used as a reference.\n\nWe agree with the statement in the cited text, in that there is no certainty that the estimated average investment and operating values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report of establishing a rate band (banda tarifaria) around the investment average makes it possible to overcome this uncertainty, within reasonable limits. In relation to this topic, see point 3.1.1. of this section.\n\nARESEP must initiate the financial oversight of private electricity generation projects, requesting and reviewing the corresponding financial statements so that they are reflected, to review if the real investments are being reflected and the proposed investment models. And they should consider regional investment and operating data, adjusted to the national situation.\n\nWe agree with the statement in the cited text, regarding the importance of having financial information from private generation operations within the framework of Ley 7200, as input for the adequate setting of rates. Currently, that type of information is lacking and therefore, it cannot be used for those purposes. This report proposes that operators that manage to be selected to sell energy to ICE must submit periodic financial reports on their operations to ARESEP. As more precise information from the sector is obtained, it will be possible to review and improve the model's design.\n\n \n3.2.2. Mr. Stephen Yurica, ID 8-076-871\n\nARESEP must include an environmental factor in the rate, because in reality, in many international treaties that are being signed with Costa Rica, the social and environmental costs of companies must be internalized, and that must be included in the rates.\n\nWe agree with the statement in the preceding text. See in this regard point 3.1.5 of this report.\n\nThe wind rate structure presented here speaks of 12 cents in the high season, where there is normally wind, and then speaks of 5 cents when there is no wind. This is a double penalty; in a season like September when there is no wind at all, 5 cents will be paid, destabilizing the company because it cannot provide for its maintenance, nor for operation, endangering financing.\n\nThe rate structure is designed to generate all the financial resources the project requires. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual periodicity of energy purchases responds to energy demand requirements of the Sistema Eléctrico.\n\n \n3.2.3. Jorge Arturo Alfaro Vargas, ID 2-306-651:\n\nThe objection is regarding the concept of a ceiling rate, since we are in a condition where a very detailed analysis is being done, very much at real cost, where it is not possible to decrease that price being used in the model, and that using a concept of a ceiling rate puts the investor at a disadvantage in that concept.\n\nWe agree with the statement in the preceding text. See in this regard what is expressed in point 3.1.1. of this section.\n\n \n3.2.4. Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273:\n\nBecause the model does not incentivize; that is, it is proposed that there is a need to incentivize, 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\nOn this topic, see what is expressed in points 3.1.1., 3.1.5., and 3.1.12. of section 3 of the report.\n\nBecause the model primarily proposes ceiling rates; that is, that is the maximum that will be set. Ceiling rates are proposed, with information that was almost nonexistent, much information that comes precisely from the sole buyer, which is ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end it is the only one that will buy, and the generators know that this is the maximum they will aspire to.\n\nFrom the point of view of the content of the act, there is also a problem, and it is that in principle the content, says the law, must also be lawful; that is, it is not just a matter of it sounding good mathematically or economically. The content must also be lawful. And when we go to analyze whether the content is lawful, what must be established by the legal system, being a fundamental right of the environment. It turns out that, furthermore, the Law of the Regulatory Authority in Article 31, which refers precisely to rates, establishes that environmental sustainability must be considered when setting rates; therefore, we have in the Constitution, in the law, and even in the same report that an environmental factor is mentioned, 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. An omission that could even be an unconstitutionality by omission, because the Constitution requires it, the law requires it, and it is in the initial report itself.\n\nRegarding what is stated in the transcribed text concerning the drawbacks of establishing a ceiling rate scheme based on average costs, see what is expressed in point 3.1.1. As for the consideration of environmental aspects in the rates: in his argument, the opponent confuses the concept of \"environmental sustainability\" (sostenibilidad ambiental) with the \"environmental factor\" (factor ambiental) provided for in the rate formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5.\n\nWe also have to legally distinguish the difference that exists between a public works concession and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is State property and is so before, during, and after. But when we are in a case like this, where we have an electricity generation plant and it is the property of X company, that is framed by the right to 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\nThat is very dangerous because it could also be a constitutional violation of the right to private property. Why? Because one of the elements of the right to private property, which is fundamental in any democratic country, is the economic value that private property has. If I leave supposedly private property without the economic value it has, I am denaturing it and I am turning into a totalitarian country where I assign no value to any assets and give them no type of importance.\n\nWe agree with what is expressed in this opposition, in that the contractual conditions specific to the sale of electricity to ICE within the framework of Ley 7200 are different from those of public service concession contracts. We also agree that there are no valid reasons for not recognizing within the rate the revaluation over time of the real value of the asset. Within the methodology, the updating of all variables in each rate-setting is being included, including the investment item, which allows the value of the project to be updated in each rate-setting.\n\n 3.2.5. Oppositions presented by: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), represented by Mario Alvarado Mora, ID 4-129-640, and Hidroeléctrica Platanar, S.A. and Hidroeléctrica del General, S.R.L, represented by Javier Matamoros Agüero, ID 2-0359-0733:\n\nThe concept of a ceiling rate has no legal or technical basis, and at least in the analysis conducted, it would only promote price competition against the profitability of investors.\n\nIt is a competition that, moreover, has no legal framework, since Ley 7200 nor any other law we know of is designed for this purpose; that is precisely why the special electricity commission of the Legislative Assembly is currently discussing the General Electricity Law bill that will establish that type of competition. But the current frameworks do not contain it, and furthermore, the concept of a ceiling rate contradicts some principles of Ley 7593. It demands from the investor a lower profitability than that established by a methodology like the CAPM, promoting a potentially ruinous business and against the financial equilibrium of the company, a topic established in Ley 7593.\n\nIn this report, the ceiling rate scheme is replaced by a rate band 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 within the framework of Ley 7200, based on a rate 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 Ley 7593; there are important elements that should be considered to assess this criterion, the opportunity cost and externality 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 terms of emissions, with the difference in terms of foreign currency outflow, with the difference in terms of a country's image problems.\n\nIn his argument, the opponent confuses the concept of \"environmental sustainability\" (sostenibilidad ambiental) with the \"environmental factor\" (factor ambiental) provided for in the rate formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5 of this section.\n\nARESEP also mentions the possibility that these rates decided through this process could 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 that could be done, because the only possibility we know of is Ley 7200 for private generators. If the Regulatory Authority could enlighten us on this topic, we could truly evaluate that matter because the file does not contain what those other options are.\n\nThe purpose of leaving the application of this methodology open to eventual energy transactions with buyers other than ICE is to consider the possibility that national legislation may undergo changes in the future that permit this type of transaction. In that eventual situation, the approval of a new methodology to regulate the sales of energy produced with new wind plants might not be necessary.\n\nRegarding the citation of a specific case, let the case of sales from Coneléctricas to the various Rural Electrification Cooperatives be mentioned.\n\nThe models and calculation parameters, as indicated by the file of this public hearing itself, were made by ICE, which is the buyer, evidencing a conflict of interest.\n\nOn the topic addressed in the preceding paragraph, see what is expressed in point 3.1.11 of this section.\n\nOn May 7, 2010, according to resolution RJD-009-2010, published on June 7, 2010, a methodology was established to set rates for existing generators. The current rate procedure contemplates the case of a rate for recontracting, and furthermore, the procedure we are discussing now differentiates between hydroelectric and wind cases, which is, let's say, an additional element differing from what was established in the previous resolution of the Board of Directors, and we consider it very prudent to avoid confusion, to avoid contradictions, and to avoid errors, to request that ARESEP repeal and archive this resolution published on June 7, 2010.\n\nThe rate models discussed at the public hearing on April 6, 2011, only apply to new wind plants. On 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. This is reflected using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on dividend distribution.\n\nOn what is expressed in the preceding 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 not have any possibility of obtaining bank financing, and 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 at the financial sector level, so a formula is proposed, which is attached in the study we have submitted in documentation here at the entrance of this hearing, so that it may be evaluated by the Regulatory Authority.\n\nOn the duration of contracts, see what is expressed in point 3.1.4 of this section. And on the topic of financing, see points 3.1.2 and 3.1.3.\n\nThe wind investment cost, the values proposed in ARESEP's database are basically proposed projects, the majority of which are outside the 20 Megawatt range and have not started any construction, or almost none. They are projects of little representativeness for evaluating the investment cost, as in the end, how much they will cost is unknown. In the range of projects under 20 Megawatts under construction in Costa Rica, there are two projects: Valle Central, whose cost is 3,000, almost 3,500 dollars per installed kilowatt, and there we do have many references from people knowledgeable about the subject who consider that cost to be very high, and the Proyecto Eólico Los Santos, whose cost is 2,800 dollars, as indicated by the representatives of the cooperatives at the Concapam conference. It is appropriate to consider, for the investment cost of wind plants, the value that the Proyecto Eólico Los Santos currently has.\n\nOn what is expressed in the preceding paragraph regarding the estimation of investment costs, see point 3.1.7 of this section.\n\nRegarding the sample of projects chosen for the rate calculation, see section 4.5 of the technical report (433-DEN-2012).\n\nOn the topic of profitability (CAPM), conducting an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by ACOPE associates but also academics from the Technological Institute, we have an effect of adjusting this process to the Costa Rican case, and the values it yields are explained in the document. Firstly, they are within the range of 15 and 18 and 27 and 96, the value of the gentlemen academics from the Technological Institute, and the ones we calculate for the specific cases in new contracts are 15.81 and 9.45 for the issue of 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 are updated. 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 terms proposed for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation, to which the construction period must be added. Over these terms, the entire rate must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is convenient to use the parameter of the U.S. Producer Price Index, using as a source the Bureau of Labor Statistics of the United States of America; 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 in the proposal of this report, the capitalization of financial expenses during the grace period is being included, to prevent the project from becoming decapitalized and the investment from running liquidity risk during the construction process. Regarding the financial conditions included in the proposed model, information was requested from financial entities so that it is precise and corresponds to current conditions for projects of this type. Furthermore, in the periodic updates of the band, the financial variables are being considered (see point 3.1.6).\n\n 3.2.6. Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994:\n\nThe rate established by ARESEP does not provide adequate profitability for the activity carried out. ARESEP's rate model is methodologically correct, but the information applied to it is incorrect, and the signals ARESEP is sending to the market do not incentivize private company participation at all.\n\nPoint 3.1.12 of this section explains the main aspects of the rate model proposed in this report that tend to stimulate private investment for wind energy generation, within the framework established by Ley 7200.\n\nRegarding the rate structure, seasonality concentrates too much income in 5 months of the year, which, let's say, financially sometimes is not logical for those with financial burdens. It is observed that 66% of income is generated in 5 months of the year, while the remaining 7 months only bring in 34%, which creates a significant imbalance to cover the current expenses of an indebted company.\n\nThe rate structure is designed to generate all the financial resources the project requires. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual periodicity of energy purchases responds to energy demand requirements of the Sistema Eléctrico Nacional and is therefore a condition external to the design of the rate model.\n\nRegarding the real production of a plant, we see that the method used by ARESEP is very simplistic; they even make their calculations at the time of application with an efficiency of 0.91—I imagine it is a very new technology—and we conducted a real operational analysis of a plant, that is, introducing the part of 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\nFor the determination of the plant factor (Fp), values for load or plant factors will be considered, solely from national plants, considering information for the last five available years, according to the database of the Regulatory Authority. For these purposes, a weighted average of the load factors of private generators that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months) will be considered.\n\nThe weighting for each year will be based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years will be based on the installed capacity of each of the years.\n\nSpecifically, in this rate-setting, a load factor of 0.39 is used.\n\nIt is not understandable how the profitability of an investment should 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 greater 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 them on to its consumers (at least to date, it has not done so with the plants that renewed contracts under the terms of Ley 7200).\n\nIn relation to the topic addressed in the preceding paragraph, see point 3.1.10 of this section.\n\nIn the case of investment and contract term, it must be clarified whether the financing is the initial one when signing the financing or the form in which it should be applied. In the tax part, only the application of income taxes is provided for, and taxes on dividends are not being considered. Existing legislation applies a 15% tax rate on profits distributed among company partners.\n\nIn relation to the topic of recognition of the dividend tax, see point 3.1.9 of this section.\n\nThe interest rate applied to the investment must be the effective rate, that is, one that includes formalization costs and commissions, unless these are included as part of the total investment costs.\n\nThe interest rate was estimated using 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 calculating the cost of 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, 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\n 3.2.7. José Daniel Lara Aguilar, ID 1-1326-0817:\n\nThe problem begins because, despite ARESEP's intention to stimulate investment by using reference terms provided by ICE, being the sole buyer, it fails to reflect the activities of energy costs or the investment markets, and, well, this has already been mentioned previously, but what happens is that by failing in this task, the model, although mathematically correct, lacks real applicability, and we will very clearly touch upon the concept of reasonable profit, which clashes with the concept of a ceiling rate being implemented, since a lower rate results in an unreasonable profit. So, if we say it is a ceiling rate for a reasonable profit, then a lower rate would be an unreasonable profit.\n\nThis report proposes a rate band scheme, not a ceiling rate. 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, given that 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 that are in those 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 returns on capital has not been resolved with certainty. This raises many questions as to 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 look here first, and it is that 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 should be noted that a credit card number must be entered to continue with the consultation.\" This means that the procedures for rate-setting are based on free Internet information and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are a bit more serious or a bit more reliable.\n\nRegarding 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 the University of New York. See point 3.1.2 in this regard.\n\n 3.2.8. Tobías Cossen, ID 1267600140826:\n\n\nWhat ARESEP does with that rate and with that model with a cap rate of 9.4 cents is to prevent private investment in projects. Because with that rate there is clearly no project that can be carried out.\n\nThe improvements introduced in the rate model proposed in this report allow it to increase its capacity to stimulate private investment aimed at selling wind energy to ICE under the framework of Law 7200. Regarding the investment incentives that this methodology can generate, see point 3.1.12.\n\n 3.2.9. Federico Fernández Woodbridge, ID 1-844-157:\n\nA fixed rate, what ARESEP is proposing is to adjust operating costs (costos de explotación), that is, possibly the employees can continue buying their basic basket and I can buy spare parts and that kind of thing, but what about the dividends. In other words, the investor enters a project to earn money and that money has to at least preserve its purchasing power and what is happening with the dollar today is very worrying. So I wanted to start with that point.\n\nIn this report, the criterion for updating costs was expanded to include all the variables that affect the calculation of the rate band (franja tarifaria). For these purposes, see what is expressed in point 3.1.6.\n\nThe fair rate of return (tasa de rentabilidad justa) of 11.43 that ARESEP is proposing is very interesting because the region's financing bank par excellence is the Central American Bank and the cut-off rate (tasa de corte) of the Central American Bank is 12, that is, any project that any of the people here present takes to the BCIE for financing, they will say, no, look, I cannot finance this project for you, because I have a cut-off rate of 12%.\n\nRegarding what was stated by the opponent in the previous paragraph, see point 3.1.2. of this section.\n\n 3.2.10 . Allan Broide Wohlstein, ID 1-1110-0069:\n\nIf a cap rate (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 of the examples is the project that won in the last bidding and it also puts one in an asymmetric bargaining position with the single buyer, as the others mentioned, that is, there is no clarity on how the final price would be determined.\n\nIn case of setting a cap rate, they should not use the average price, but rather 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 implies.\n\nGiven the time desired to bring 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\nIt is agreed with what is expressed in the previous text, regarding the disadvantages associated with establishing a cap rate. See point 3.1.1. of this section in this regard. On the other hand, regarding the drawbacks of establishing a single rate (tarifa única) to set the sale price of the energy to be purchased by ICE under Law 7200, see the last paragraph of point 3.1.1. and point 3.1.13 of this section.\n\n3.2.11 . Claudio Volio Pacheco, ID 1-302-793:\n\nAnd without financing it is essential that there are adequate rates and bankable rate schedules (pliegos tarifarios bancables), that is, the rates have to be predictable and as previously said they have to give tranquility to the banks and among those costs that exist and that do not appear in the model, there are costs such as interest during construction and another series of costs, the reserves that exist and so on, for which one must put 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\nRegarding the issue of financing, see point 3.1.3. of this section.\n\n3.2.12 . Aeroenergía S.A., represented by Salomón Lechtman Koslowsky, ID 105270594\n\nThe Regulatory Authority is requested not to establish a reference cap rate, but rather, as Law 7593 indicates, to set a rate for the purchase and sale of energy between private generators and ICE under the first chapter of Law 7200, which must consider the sources of risk associated with the size and characteristics of the investment.\n\nIt has been deemed convenient to eliminate the cap rate, but the idea of a single rate is not supported. Instead, it has been decided to establish a rate band system (sistema de banda tarifaria) that offers a wide margin of opportunities to present offers to ICE. See point 3.1.1 of this report. Regarding the issue of risks, the rate proposal is limited to the treatment provided through the use of the CAPM.\n\nThere does not seem to be evidence, within the ARESEP model, of the inclusion of a variable representing the criterion of environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), indicated in Law 7593, although the context of the document on the model continuously speaks of this issue, and weighs it as part of the 2010-2014 National Development Plan.\n\nIn their argument, the opponent confuses the concept of \"environmental sustainability\" with the \"environmental factor (factor ambiental)\" provided for in the rate formula, and that leads them to the wrong conclusion that Article 31 of Law 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5 of this report.\n\nLikewise, it is not clear how this model intends to \"attract\" investment for the development of electricity with renewable resources and private capital participation [.]\n\nIn order to clarify these aspects, the incentives established with this proposal were specified more clearly. See point 3.1.12 of this report.\n\nIt is inadmissible that the model and the calculation parameters have been prepared by ICE, which is one of the parties in the energy purchase and sale relationship of Chapter 1 of Law 7200.\n\nIt is clarified that ARESEP must provide all interested parties the opportunity to contribute elements for the improvement of the proposal and that it was precisely for this purpose that the public hearing (audiencia pública) was held. See point 3.1.11 of this report.\n\nPrivate generators can participate in the sale of electricity, only under the framework of Law 7200 and its reforms, and their sole buyer is ICE.\n\nIt is clarified that there is additional regulation to Law 7200 applicable to sales by cooperatives and that eventually a greater market opening could occur.\n\nLikewise, it is necessary to resolve the situation of rate proceeding (expediente tarifario) ET-135-2008, and its outcome, resolution RJD-009-2010 published in La Gaceta No. 109 of Monday, June 7, 2010, between pages 83 and 93.\n\nIt is clarified that this proposal only applies to new electricity generation plants. See point 3.1.10 of this report.\n\nIt does not include the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law in its Article 18, subsection a (Law 7092, published in La Gaceta No. 96 of May 19, 1988).\n\nIt is clarified that it is not considered appropriate for this payment to be recognized in the rate proposal. See point 3.1.9 of this report.\n\nAs the rate is established in US dollars, it must be clarified that it must be convertible at the selling exchange rate corresponding to the day on which the monthly billing for the energy delivered is made.\n\nIn point 2.10 of the model, the way in which the exchange rate should be applied was reformulated more clearly.\n\nRegarding the adjustment of the rate, 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.\n\nUnder the rate band scheme, the contract value negotiated by the operator with ICE can be periodically adjusted by mutual agreement, provided that the limits established in said band are not exceeded, which will be adjusted in accordance with the provisions of Law 7593.\n\nThe Regulatory Authority is suggested to use the investment cost of the PH Los Santos (US $ 2,800 / kW) as a valid reference for the value of that parameter in the rate calculation model for wind projects.\n\nIn the proposal, the use of investment values from a representative sample of plants up to 20 MW is proposed to calculate the rate band. Alternatively, if there were information problems, it is proposed to use cost structures of wind plants obtained from specialized bibliography. See point 2.7 of this report.\n\nIt is necessary to review in the future the information on terms, rates, and conditions of bank financing used in the rate calculation, since the information consigned in the ARESEP document is from a time prior to the international financial crisis.\n\nAll variables that affect the rate calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Law 7593. See point 3.1.6 of this report.\n\nThe challenge then consists of determining how the CAPM should be adjusted to reflect the reality of the private electricity generation sector in Costa Rica.\n\nRegarding the application of the CAPM, see what is indicated in point 3.1.2 of this report.\n\nThe change in structure being presented in the Regulatory Authority's document modifies the operation proposal under which existing private renewable energy plants have been designed and built. A detailed simulation must be carried out to evaluate the effect of this adjustment, which could not be completed in time prior to the holding of the Public Hearing.\n\nIt is important to indicate that the entire model will be subject to periodic evaluation to introduce pertinent adjustments. That evaluation may include aspects related to the seasonality of demand, to which the opponent refers in the cited paragraph.\n\nARESEP proposes that, once the rate is set, only the rate component corresponding to operating costs be adjusted during the contractual term. This is 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.\n\nAll variables that affect the rate calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Law 7593. See point 3.1.6 of this report.\n\n3.2.13. Hidroeléctrica Caño Grande, represented by Alonso Núñez Quesada, ID 4-160-063:\n\nThis object or this existing philosophy in the mathematical model has serious friction with the provisions of Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services. The rate-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 a sovereign 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 existing legislation. The guidelines of that rate-setting power are clearly established in Articles 3, 5, 25 to 29 and 31 of Law No. 7593. And it turns out that being a sovereign power, because it effectively affects the legal sphere of private parties and that affecting the legal sphere of private parties has its vicissitudes because it means the sovereign power of the State to come to restrict, to limit or to eliminate consolidated legal situations that exist in a contractual relationship.\n\nThat means that according to what is sought in the mathematical method and if one can observe, there is a lack of competence (falta de competencia) finally at the moment the respective price setting is made between the generator and the Instituto Costarricense de Electricidad, why? Because there is no norm that authorizes the Regulatory Authority of Public Services to establish a rate that determines a reference cap and that allows the generator and ICE to establish prices for the contractual relationship. That would imply a delegation of that rate-setting power and there is no norm that establishes that power of delegation on the part of the Law so that a private party can establish a price, which is public, and precisely therein lies a friction over the concept of the legal reserve (reserva de ley). And the reason why there must be a legal norm that establishes that possibility of delegating, of delegating that power. The model refers to the price being determined between the generator and ICE, they are the ones who set the rate and not ARESEP. They are going to define a rate for the suppliers.\n\nWhere precisely the transversal axis of the Law of the Regulatory Authority of Public Services is that as an entity ARESEP comes to be the impartial entity that comes to determine that rate, that power, that economic consideration that is the fair one that must be given to the provider of public service, well I have effectively included here that if a concept of a band system is given, because from the cap to zero there is a band. And that would then imply effectively ignoring the competencies that ARESEP has in its favor due to the lack of application, which is a defect, the lack of competence is one of the most serious defects that administrative conduct has. And then Articles 3, 5, 29, 30 and 31 of Law No. 7593 are violated by that lack of application.\n\nThe State recently in 2009 by legal opinion 0J-66-2009 has said that the establishment of a band system in a rate is illegal and is an illegitimate conduct that the regulatory entity would deploy. I believe that although the legal opinion is not binding, it must be kept in mind that it is a source of administrative law as jurisprudence. And this effectively has a trace that must be valued at this procedural moment, that because we are in the preparatory stage, these issues related to the powers, with that sovereign power, with the reserve of Law No. 7593 that the regulatory entity has must be observed, where it is established that it cannot delegate that competence to private parties in the concession relationship.\n\nAnother effect that can occur with a reference rate, a cap, is that a liberalization effect of the service may occur because there can effectively be a liberalization of the rate-setting powers when there is a liberalization of the public service, as is well established in Article 50 of the General Telecommunications Law, where it is stated that the rates for telecommunications services available to the public are only set by SUTEL initially, but as the market becomes more efficient and effective competition can be guaranteed, the rates 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 sovereign power in rate-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 under Law No. 7200, based on a rate band scheme defined by ARESEP, see point 3.1.13 of this report.\n\n3.2.14 . El Embalse S.A., represented by Manrique Rojas Araya, ID 1-893-107:\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, a lot was already talked about that in a previous presentation. Totally outdated data from 11 years ago are used and those reports DEN-499 and 837 were not in the file, one of the speakers was able to locate them, I did not find them in the file at least. And, why if in 2008 a database that is quite prestigious was used, that of Professor Damodaran from the University of New York, why is it not being used now, why if in 2008 an updated database was used at that time, in 2011 do we go back to 2000.\n\nThe value of the \"beta\" parameter being used is the one that comes from the Internet site of Professor Damodaran. See point 3.1.2 of this section in this regard.\n\nThe investment cost. Data from plants under 20 Megas should be used, with plants already built, not paper plants. If we are going to use plants from elsewhere, it does not matter, but let's make the corresponding adjustments, there are plants that have very preferential tax treatment in other latitudes. Regarding the operating cost, let's include all the costs, let's include the private plants, the information that was already given in 2008, in those of ICE let's include all the costs, not just part and we do 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, see 3.1.8. On investment costs see point 3.1.7 of this section.\n\nFurthermore, the 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 and verifiable sources must be used and the CAPM methodology must be adjusted to the reality of the sector and the country.\n\nRegarding the issue of financial conditions, see point 3.1.3 of this section. Regarding the issue of the recognition of taxes, see point 3.1.9 of this section. And regarding the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.\n\nRegarding the Cap rate, it must be a definitive rate. And as for the adjustment formula, it must be complete, not partial, not just adjusting operation and maintenance (operación y mantenimiento), that does not allow the project to be bankable.\n\nRegarding the rate scheme to be used, see point 3.1.1 of this section. As for the issue of updating costs, see point 3.1.6.\n\n3.2.15. Hidro Venecia S. A., represented by Rafael Rojas Rodríguez, ID 9-009-547:\n\nTo use the CAPM model it is necessary to use the model developed by the School of Business Administration (Escuela de Administración de Negocios) of the Technological Institute of CR, for the context of an emerging economy.\n\nRegarding the use of the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.\n\nRegarding the financial cost, the ARESEP model proposes an interest rate based on offers presented in bidding 2006LI-00043-PROV of the hydroelectric BOT that ICE promoted and the Vara Blanca and El Angel, S.A. hydroelectric projects. For this cost, not only the interest rate must be considered but also the formalization 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 quota, it is necessary to index semiannually, 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\nRegarding the way of indexing the rate, see point 3.1.6 of this section.\n\nWith regard to the economic life of the project, to encourage investment in hydroelectric projects, it is advisable that the contracting terms equal the economic life of the project.\n\nRegarding the periodicity of the contracts, see point 3.1.4 of this report.\n\nThe concept of cap rate, since it is not appropriate to establish a reference cap rate, Article 6, subsection d of Law No. 7593 of the Regulatory Authority of Public Services, establishes the power to set rates but Article 31 indicates that fixations that threaten the financial balance 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 establishes a cap rate.\n\nA cap rate scheme is not established, but rather a rate band scheme. See point 3.1.1 of this section in this regard. As to the legitimacy of establishing a band and not a specific rate, see point 3.1.13 of this section.\n\n III. That in accordance with what is indicated in the preceding resultandos and considerandos and the merit of the proceedings, the appropriate course is to set the rate band for all new private wind generators that use wind as an input to generate electrical energy for sale to ICE under Chapter I of Law 7200 and its reforms or other buyers duly authorized by Law, as provided.\n\nTHEREFORE:\n\nBased on the powers conferred in Law 7593 and its reforms, in the General Law of Public Administration, in Executive Decree No. 29732-MP, Regulation to Law 7593, in the Internal Regulation of Organization and Functions and, as provided by the Board of Directors of the Regulatory Authority through Article 6 of agreement 05-075-2011 of ordinary session 75-2011, held on December 14, 2011;\n\nTHE REGULATORY COMMITTEE\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the rate band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of the lower rate (lower limit) of $0.0830 per kWh, the average rate at $0.1000 per kWh and an upper rate (upper limit) of $0.1171 per kWh.\n\nII. To establish the following structure for the resulting rate ($/kWh).\n\n| Season | Rate | |\n| --- | --- | --- |\n| High | Minimum | 0.1100 |\n| Average | 0.1326 | |\n| Maximum | 0.1553 | |\n| Low | Minimum | 0.0441 |\n| Average | 0.0531 | |\n| Maximum | 0.0622 | |\n\nIII. The conditions to apply to those private generators are those indicated in Resolution RJD-163-2011, as well as what is indicated in section 4 of the respective technical report that serves as the basis for this resolution.\n\nIV. To indicate to all private generation companies affected by this rate setting, that to improve this methodology in the future, private wind generators will have the obligation to annually present audited financial information to ARESEP. Otherwise, they will be subject to the application of the sanctions established in Articles 24, 38 subsection g and 41 of the Law of the Regulatory Authority of Public Services, Law 7593.\n\nV. To indicate to the individuals and legal entities that submitted oppositions or co-adjuvancies (coadyuvancias), to please consider as a response what is indicated in Considerando II of this act, thanking them for their valuable participation and the contributions received during the rate process.\n\nIn compliance with what is ordered by Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration, it is informed that against this resolution the ordinary remedies of reconsideration (revocatoria) and appeal (apelación) and the extraordinary remedy of review (revisión) may be filed. The reconsideration may be filed before the Regulatory Committee, which is responsible for resolving it, and the appeal and review 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 reconsideration and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following the notification and, the extraordinary review, within the periods indicated in Article 354 of said law." }