{ "id": "norm-76925", "citation": "Resolución 027", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Modificación de Metodologías Tarifarias para Generadores Privados Renovables", "title_en": "Amendment of Tariff Methodologies for Private Renewable Generators", "summary_es": "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aprobó modificaciones a cinco metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con fuentes renovables (bagazo, biomasa, hidroeléctricas nuevas, hidroeléctricas existentes y eólicas). Los cambios buscan estandarizar el tratamiento regulatorio, especialmente en la definición y cálculo de variables como el costo de capital (rentabilidad), la actualización de inversiones en activos fijos y la indexación de costos. Se unifican fuentes de información financiera (Damodaran, Ibbotson), se amplía el alcance para transacciones distintas al ICE, y se incorpora transitoriamente la banda tarifaria de plantas hidroeléctricas nuevas para fuentes no convencionales (solar, desechos sólidos). Además, se ajustan procedimientos de exclusión de valores extremos y se elimina la regresión exponencial en costos de explotación, permitiendo mayor flexibilidad técnica. La reforma busca claridad, transparencia y eficiencia en las fijaciones tarifarias, manteniendo el equilibrio financiero de los operadores según la Ley 7593.", "summary_en": "The Public Services Regulatory Authority (ARESEP) approved amendments to five tariff-setting methodologies for private electricity generators using renewable sources (bagasse, biomass, new hydro, existing hydro, and wind). The changes aim to standardize regulatory treatment, especially in the definition and calculation of variables such as cost of capital (return on equity), updating of fixed asset investments, and cost indexing. Financial information sources are unified (Damodaran, Ibbotson), the scope is extended to transactions other than with ICE, and the tariff band for new hydro plants is temporarily applied to non-conventional sources (solar, solid waste). Additionally, procedures for excluding outliers are adjusted, and exponential regression in operating costs is eliminated, allowing greater technical flexibility. The reform seeks clarity, transparency, and efficiency in tariff settings, maintaining the financial equilibrium of operators under Law 7593.", "court_or_agency": "", "date": "20/03/2014", "year": "2014", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "ARESEP", "Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM)", "banda tarifaria", "generadores privados", "Ley 7200", "viabilidad ambiental", "índice de precios al productor industrial (IPPI)", "Damodaran" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 5", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo 1", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 20-21", "law": "Decreto 37124-MINAET" } ], "keywords_es": [ "ARESEP", "metodología tarifaria", "generación privada", "energías renovables", "costo de capital", "CAPM", "índice de precios", "actualización de inversiones", "banda tarifaria", "Ley 7200", "Ley 7593", "generadores privados", "biomasa", "bagazo", "hidroeléctrica", "eólica" ], "keywords_en": [ "ARESEP", "tariff methodology", "private generation", "renewable energy", "cost of capital", "CAPM", "price index", "investment update", "tariff band", "Law 7200", "Law 7593", "private generators", "biomasa", "bagasse", "hydroelectric", "wind" ], "excerpt_es": "Los cambios propuestos se refieren a las siguientes metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica:\na. Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad (...) b. Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) (...) c. Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas (...) d. Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar (...) e. Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas (...)", "excerpt_en": "The proposed changes refer to the following tariff-setting methodologies for private electricity generators: a. Tariff methodology based on the typical cost structure of a model sugarcane bagasse electricity generation plant for sale to the Costa Rican Electricity Institute (...) b. Tariff-setting methodology for existing private generators (Law No. 7200) (...) c. Reference tariff methodology for new hydroelectric private generation plants (...) d. Cost model and structure of an electricity generation plant with biomass other than sugarcane bagasse (...) e. Model for determining reference tariffs for new wind private generation plants (...)", "outcome": { "label_en": "Methodologies amended", "label_es": "Metodologías modificadas", "summary_en": "The ARESEP Board resolved to amend the tariff methodologies for private renewable generation, standardizing the cost of capital calculation, investment updates, and cost indexing, extending the scope to sales other than to ICE, and temporarily applying the hydroelectric band to non-conventional sources.", "summary_es": "La Junta Directiva de ARESEP resolvió modificar las metodologías tarifarias para generación privada con fuentes renovables, estandarizando el cálculo del costo de capital, la actualización de inversiones y la indexación de costos, ampliando el alcance a ventas distintas del ICE y aplicando transitoriamente la banda hidroeléctrica a fuentes no convencionales." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando I, Resumen", "quote_en": "The proposal presented in this report is aimed at resolving differences in regulatory treatment, especially in the definition, notation or calculation of certain variables, considered in the current private generation methodologies so that they receive homogeneous treatment.", "quote_es": "La propuesta planteada en este informe está orientada a solventar las diferencias en el tratamiento regulatorio, especialmente en la definición, notación o cálculo de ciertas variables, consideradas en las metodologías de generación privada vigentes de manera que reciban un tratamiento homogéneo." }, { "context": "Propuesta de cambio, estandarización actualización de inversiones", "quote_en": "The update of the fixed asset investment amount that forms the tariff base shall be carried out using a representative price index, in case the data used are older than one year. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and with the most recent information.", "quote_es": "La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente." }, { "context": "Alcance de metodología para plantas hidroeléctricas nuevas", "quote_en": "A new plant is understood as one whose physical capital investment has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not have generated energy that was sold under a power purchase agreement or for self-consumption purposes.", "quote_es": "Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para fines de autoconsumo." }, { "context": "Justificación de ampliación de alcance", "quote_en": "It is necessary for the Regulatory Authority to use the options within its reach to facilitate, within its scope of competence, the development of electricity sales markets produced with clean sources. In this orientation, it is convenient for the national interest that —on a transitional basis— the institution enable tariff setting for generation with non-conventional sources, based on one of the current tariff methodologies for private generation.", "quote_es": "Es necesario que la Autoridad Reguladora utilice las opciones a su alcance para facilitar, desde su ámbito de competencia, el desarrollo de los mercados de venta de electricidad producida con fuentes limpias. En esa orientación, resulta conveniente para el interés nacional que -de manera transitoria-- la institución habilite la fijación de tarifas para la generación con fuentes no convencionales, con base en una de las metodologías tarifarias para generación privada que se encuentra vigente." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-82943", "kind": "concordant_norm", "label": "099" }, { "target_id": "norm-71671", "kind": "affects_norm", "label": "163" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 5" }, { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo 1" } ], "external": [ { "ref_id": "norm-78714", "url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_norma.aspx?param1=NRM&nValor1=1&nValor2=78714&strTipM=FN", "kind": "concordant_norm", "label": "101", "norm_id": "78714" }, { "ref_id": "norm-78715", "url": 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RENOVABLES\n\n \n\n \n\nEXPEDIENTE OT-122-2013 RESULTANDO\n\nI.                          Que mediante resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010, publicada\nen La Gaceta  Nº 98 del 21 de mayo de 2010, la Junta Directiva de ARESEP aprobó la \"Metodología\ntarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de   electricidad\n con   bagazo  de   caña  para   la   venta   al   Instituto Costarricense de Electricidad y su\nfórmula de indexación\".\n\n \n\nII.                        Que mediante resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010, publicada en\nLa Gaceta  Nº 109 del 07 de junio de 2010, la Junta Directiva de ARESEP aprobó la \"Metodología de\n fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato\nde compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad\".\n\n \n\nIII.                       Que mediante resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto de 2011, publicada\nen La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante la Resolución RJD-161-2011,\ndel 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011, la Junta\nDirectiva de ARESEP aprobó la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas\".\n\n \n\nIV.                      Que mediante resolución RJD-162-2011 del 09 de noviembre de 2011, publicada\nen La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011, la Junta Directiva de ARESEP aprobó el \"Modelo y\nestructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de\ncaña de azúcar y su fórmula de indexación\".\n\n \n\nV.                        Que mediante resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre de 2011,\npublicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, la Junta Directiva de ARESEP aprobó el\n\"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas\nnuevas\".\n\n \n\nVI.                      Que mediante acuerdo 04-39-2012 de la sesión ordinaria Nº 39-2012,\ncelebrada el 24 de mayo  de 2012, la Junta Directiva de ARESEP solicitó a la Dirección General\nCentro de Desarrollo para la Regulación que realice una revisión de la Metodología de fijación de\ntarifas para generadores privados existentes y proponga a esta Junta Directiva las mejoras que\nconsidere pertinentes.\n\n \n\nVII.                     Que mediante el oficio 663-IE-2013/81-DGDR-2013, la Intendencia de Energía\ny la Dirección  General  de  Desarrollo  de  la  Regulación,  presentan  la  propuesta  de\n\"Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía\neléctrica con recursos renovables\". (folios 41 a 62).\n\n \n\nVIII.                   Que el 23 de mayo de 2013, mediante oficio 338-SJD-2013, la Secretaría de\nJunta Directiva remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su análisis,\nla propuesta referida en el punto anterior (Folio 38).\n\n \n\nIX.                      Que el 28 de mayo de 2013, mediante oficio 364-DGJR-2013, la Dirección\nGeneral de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió criterio sobre la propuesta contenida en el\noficio 663-IE-2013/81-DGDR-2013 (Folios 34 al 37).\n\n \n\n \n\nX.                        Que el 11 de junio de 2013, mediante oficio 774-IE-2013/93-DGDR-2013, el\nDirector General del Centro de Desarrollo de la Regulación (DGDR) y el Intendente de Energía\nremitieron a la Junta Directiva, la \"Propuesta de modificación de las metodologías de fijación de\ntarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables\". (Folios 8 al 32)\n\n \n\nXI.                      Que mediante oficio 473-SJD-2013/17381, la Secretaría de la Junta Directiva\nde la Autoridad Reguladora, comunica el acuerdo 02-48-2013 del acta de la sesión extraordinaria\ncelebrada el 24 de junio del 2013, en donde dispone instruir a la Dirección General de Atención al\nUsuario proceder con el procedimiento de audiencia pública de la propuesta de \"Modificación de las\nmetodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos\nrenovables\"\n\n \n\nXII.                     Que se pública la convocatoria a audiencia pública en los diarios de\ncirculación nacional (La Prensa Libre y La Nación) (Folio 73).\n\n \n\nXIII.                  \nQue se publica la convocatoria a audiencia pública en La Gaceta No 214 (Folios 70 y 76).\n\n \n\nXIV.                   Que la audiencia pública para conocer la propuesta se realizó el 12 de agosto\ndel 2013, a las 17 horas con 15 minutos, de conformidad con la normativa que rige este proceso.  Se\nadmitieron posiciones o coadyuvancias por parte de 15 personas físicas o jurídicas. Según el Informe\nde Oposiciones y Coadyuvancias, oficio 2515-DGAU- 2013/ 25593 (Folios 83 a 406). Las posiciones\npresentadas corresponden a las siguientes personas físicas o jurídicas: 1- Vientos del Volcán,\n(Folios 135 al 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 al 387), 3-\nHidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 al 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San\nCarlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 al 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 al 104), 6-\nAzucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 al 114), 7- Ingenio Taboga\n\nS.A., (Folios 115 al 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 al 134), 9- El Ángel S.A.,\n(Folios 152 al 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor\nLuis Enrique Pacheco Morgan, gerente de electricidad, (Folios 205 al 265), 11- Asociación\nCostarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 al 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. y\nDesarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 al 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don\nPedro S.A. y PH Río Volcán S.A, (Folios 313 al 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 al 353), 15-\nAsociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 al 406).\n\n \n\nXV.                    Que el 29 de Agosto de 2013, la Dirección General de Atención al Usuario\nmediante oficio 2515-DGAU-2013/ 25593 emitió el informe de posiciones y coadyuvancias (Folios 435 al\n438).\n\n \n\nXVI.                   Que mediante el oficio 29-CDR-2013 (sic), del 28 de febrero del 2014, la\nDirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación remitió el informe final sobre la\npropuesta de modificación de las Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de\nenergía eléctrica con recursos renovables.\n\n \n\nXVII.                 Que mediante oficio 117-SJD-2014, la Secretaría de Junta Directiva remitió a\nla Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su análisis la propuesta remitida en el\noficio 29-CDR-2013 (sic) indicada en el resultando anterior.\n\n \n\nXVIII.                Que mediante oficio 153-DGAJR-2014, del 3 de marzo del 2014, la Dirección\nGeneral de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió el criterio sobre la propuesta de modificación de\nlas Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos\nrenovables.\n\n \n\nCONSIDERANDO\n\n \n\nI.       Que del informe remitido mediante oficio 29-CDR-2013 (sic), que sirve de fundamento a la\npresente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n \"(.)\n\n \n\n1.         \nResumen\n\n \n\nLas actuales metodologías para plantas privadas de generación hidroeléctrica, eólica, con biomasa y\nbagazo, brindan un tratamiento diferenciado a ciertas variables que inciden en la determinación de\nlas tarifas.\n\n \n\nLa propuesta planteada en este informe está orientada a solventar las diferencias en el tratamiento\nregulatorio, especialmente en la definición, notación o cálculo de ciertas variables, consideradas\nen las metodologías de generación privada vigentes de manera que reciban un tratamiento homogéneo.\n\n \n\nEste informe presenta las siguientes propuestas de cambio:\n\n \n\na.    \nIncorporación\n y/o\n modificación\n del  alcance  de\n las\n metodologías\n para  plantas hidroeléctricas nuevas, generación mediante bagazo de caña y biomasa.\n\nb.    \nTratamiento estandarizado del costo de capital.\n\nc.    \nHomogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos.\n\nd.     Ajuste de forma en la sección de actualización de los costos de explotación para plantas\nhidroeléctricas existentes y generación mediante bagazo.\n\ne.     Eliminación de la referencia a la regresión de tipo exponencial en el cálculo de los costos\nde explotación en la metodología para generadores hidroeléctricos nuevos.\n\nf.       Ampliación del alcance de la metodología sobre plantas hidroeléctricas nuevas, para que de\nmanera transitoria se apliquen las tarifas que con ella se determinan a\n\nplantas que produzcan con fuentes no convencionales de energía, para las cuales\n\naún no existen definidas metodologías específicas.\n\n \n\nLos cambios propuestos se refieren a las siguientes metodologías de fijación de tarifas para\ngeneradores privados de energía eléctrica:\n\n \n\na.     Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación\nde electricidad  con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su\nfórmula  de indexación,  aprobada  mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y\npublicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010.\n\n \n\nb.     Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que\nfirmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de\nElectricidad, aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en La\nGaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010.\n\n \n\nc.     Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas\nnuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, el 10 de agosto de 2011, y publicada en La\nGaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante la Resolución RJD-161-2011, el 26\nde octubre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y la RJD-013-2012\ndel 29 de febrero del 2012 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012.\n\n \n\nd.     Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa\ndistinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación, aprobada mediante la Resolución\nRJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de\n2011.\n\n \n\ne.     Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada\neólicas nuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-163-2011, el 30 de noviembre de 2011, y\npublicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011.\n\nf.         Posterior al proceso de audiencia pública, celebrada el 12 de agosto del 2013, en donde\nse recibieron posiciones o coadyuvancias de 15 personas físicas o jurídicas, se procedió a realizar\nlos siguientes cambios a la propuesta presentada en audiencia pública:\n\n \n\na)     Se precisan aspectos relacionados a las variables que se incorporan en el cálculo de la\nrentabilidad CAPM mediante la fuente de información financiera Profesor Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de  Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\nTasa libre de riesgo: Se específica que se empleará la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro\nde los Estados Unidos de América (USA), con el mismo período de maduración al que se calcula la\nprima por riesgo.\n\n \n\nPrima por riesgo: se específica que se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\".\n\n \n\nRiesgo país: se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums\nfor the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium.\n\n \n\nb)    \nExclusión de valores\nextremos para el costo de inversión:\n\n \n\nLa exclusión de valores extremos se realizará por monto de inversión y estará bajo la\nresponsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado en\nla ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.(.)\n\n \n\n3.     Justificación\n\n \n\nDurante el proceso de análisis de los cambios a realizar para cumplir con el acuerdo 04-39-2012, se\nidentificaron varias situaciones asociadas con variables presentes en algunas de las metodologías de\nplantas privadas de generación eléctrica, cuyas definiciones se considera conveniente modificar para\nestandarizar en todas las metodologías de generación privada, o bien, mejorarlas. Entre ellos, se\nencuentran:\n\n \n\na)          Incorporación y/o modificación de la sección alcance de las metodologías de plantas\nhidroeléctricas nuevas, generación mediante bagazo de caña y biomasa. La modificación se realiza\nconsiderando:\n\ni.      La necesidad de definir una tarifa a los generadores privados que vendan energía a\ncompradores distintos del (ICE) y que a su vez estén autorizados para este tipo de transacciones; de\nmanera que se establezcan para tales fines las tarifas de referencia vigentes y definidas en dichas\nmetodologías.\n\nii.      Para el caso de la metodología tarifaria de generación con plantas nuevas se considera\nnecesario incluir dentro del alcance el criterio a emplear para que las plantas sean reconocidas\ncomo nuevas.\n\n \n\nb)         \nTratamiento estandarizado del costo de capital:\n\ni.          La estandarización del costo de capital se justifica para cumplir con el acuerdo 04-39-\n2012, estableciendo un diseño uniforme en el uso de las variables y forma en que se obtiene el costo\nde capital definido en las cinco metodologías de generación privada. Asimismo, lo referente a la\nhomogenización de las fuentes de información empleadas en cada metodología para el cálculo del costo\ndel capital.\n\nii.           Se consideró conveniente emplear la fórmula de cálculo establecida en las metodologías\nde generación con plantas nuevas hidroeléctricas, generación con biomasa y eólica como referencia\npara uniformar las metodologías de plantas existentes y generación con bagazo en lo que al costo de\ncapital se refiere.\n\niii.           La homogenización de las fuentes de información para las variables empleadas en el\ncálculo del costo del capital se justifica considerando las diferencias existentes, entre cada una\nde las metodologías, en lo que a su tratamiento se refiere:\n\nLa tasa libre de riesgo: En dos metodologías (generación con plantas nuevas hidroeléctricas y\nbiomasa) no se indica la fuente de información. Para el caso de la metodología de generación eólica\nse refiere como fuente de información la elaborada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la\nUniversidad de Nueva York, y mediante una estimación de 12 meses. Para las restantes dos\nmetodologías la tasa libre de riesgo se estima como un promedio a 60 meses de los bonos del Tesoro\nde los Estados Unidos a 20 años.\n\n \n\nBeta Desapalancada: Establecida en las metodologías de generación con bagazo y plantas existentes en\nbase a documentos técnicos del año 2000 elaborados por la DEN, para el resto de metodologías la\nfuente empleada ha sido Damodaran, en donde el valor del Beta se estima como un promedio de los\núltimos 12 meses.\n\n \n\nPrima por riesgo: En las metodologías de generación con bagazo y para proyectos hidroeléctricos\nexistentes la fuente utilizada es la elaborada por el consultor Martín Rossi estimado como un\npromedio a 40 años, mientras que para las restantes se emplea como fuente Damodaran y se calcula\ncomo un promedio de los últimos 12 meses.\n\n \n\nRiesgo país: La fuente utilizada para la definición de esta variable ha sido Damodaran sin detallar\nsu aplicación, esto para generación mediante Bagazo y plantas existentes. Para las demás\nmetodologías se utiliza como fuente Damodaran, teniendo en consideración un promedio a 12 meses.\n\n \n\nc)    \nHomogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos:\n\n \n\nLa metodología de generación de energía eléctrica con bagazo y plantas hidroeléctricas existentes,\ndivide la indexación de los costos totales en costes internos y externos, definiendo la indexación\ndel primero mediante el IPPI de Costa Rica, y los segundos, mediante el IPP de los Estados Unidos.\nSe considera necesario eliminar la diferenciación entre costos externos e internos y definir el\níndice que mejor se adecúen a la indexación de costos de inversión mediante un índice representativo\ndel sector.\n\n \n\nLas metodologías en cuestión, definen como criterio para la actualización de la inversión el Índice\nde Precios al Productor Industria de Estados Unidos o de Costa Rica, éste es un índice que agrupa en\nsu cálculo gran cantidad de actividades no necesariamente vinculadas al sector eléctrico.\nRecientemente se han identificado índices de precios acordes y propios de las inversiones vinculadas\nal sector eléctrico, de manera que permiten una mejor indexación de los costos. Lo anterior,\njustifica la modificación del apartado y dejar abierta la posibilidad de emplear índices de precios\nrepresentativos en función de las variables a actualizar.\n\n \n\nd)        \nEliminación de la referencia a la regresión de tipo exponencial:\n\n \n\nLa metodología de generación con plantas hidroeléctricas nuevas define para la actualización de los\ncostos de explotación una regresión exponencial que estima la función que relaciona capacidad\ninstalada y costos de explotación. Sin embargo, la forma funcional no puede estar sujeta a un único\ntipo de regresión, puesto que en el tiempo está expuesto a una serie de elementos (economías de\nescala, cambio tecnológico, productividad, eficiencia, entre otros.) que pueden hacer que la forma\nfuncional que mejor se aproxime a la relación que se desea modelar sea logarítmica, polinomio,\nlineal etc.\n\n \n\ne)     Ampliación del alcance de la metodología tarifaria  para  plantas  hidroeléctricas nuevas,\npara que las tarifas resultantes puedan ser aplicadas a plantas que utilizan fuentes de energía no\nconvencionales, para las cuales no existen aún metodologías tarifarias específicas. Las razones que\nse consideraron para plantear ese cambio son las siguientes:\n\ni.       La ARESEP tiene conocimiento de que en los últimos meses el ICE ha recibido una cantidad\nconsiderable de manifestaciones de interés para la venta de energía de generadores privados a ser\nproducida con desechos sólidos municipales y celdas fotovoltaicas.\n\n \n\nii.      Con base en información proveniente de diversas fuentes, se ha encontrado que existen\nplantas en otros países que venden electricidad producida con las fuentes antes mencionadas, a\nprecios inferiores a los costos de la electricidad producida en el país mediante fuentes térmicas.\n\n \n\niii.     La energía producida con residuos sólidos municipales puede generar impactos económicos y\nambientales positivos para el país, asociados con la sustitución de energía de origen térmico,\nademás de puede ser un medio importante para resolver los problemas ligados a la disposición y\ntratamiento de los residuos sólidos municipales. Por ello, es una actividad doblemente importante\npara el interés nacional.\n\n \n\niv.    Se tiene conocimiento de que en el mundo, el costo de la energía producida con celdas\nfotovoltaicas está experimentando una fuerte tendencia hacia la baja, debido entre otros aspectos a\nla sobreoferta de ese tipo de energía y a recientes mejoras tecnológicas.  Ello explica el interés\nque una cantidad considerable de inversionistas\n\nde ofrecerle al ICE la venta de energía producida con esa fuente (Pernick, et al)1.\n\n1  Pernick R., Wilder C. and T. Winnie (2013). Clean Energy Trends 2013. Clean Edge. The Clean -\nTech Market Authority.\n\n \n\nv.     La generación de energía con fuentes limpias está definida como una prioridad en el Plan\nNacional de Desarrollo. Al respecto, el objetivo 13.2.1.1.1 expresa lo siguiente: \"Garantizar el uso\nde fuentes limpias de energía para satisfacer la demanda nacional, disminuyendo la utilización de\nhidrocarburos.\" En ese sentido, es de importancia nacional la ampliación de la base de fuentes\nlimpias de energía, como son la energía solar y los desechos sólidos municipales.\n\n \n\nvi.    En el país no existe experiencia en la generación con residuos sólidos municipales ni con\nceldas fotovoltaicas de última generación. Además, las tecnologías asociadas a esos procesos son\nrelativamente recientes a nivel mundial. Por esas razones, la ARESEP debe recurrir al apoyo de\nespecialistas externos para desarrollar las metodologías tarifarias específicas para los procesos\nmencionados. Para ello se requerirá de un lapso de varios meses, a partir del momento de elaboración\nde esta propuesta.\n\n \n\nvii.   Es necesario que la Autoridad Reguladora utilice las opciones a su alcance para facilitar,\ndesde su ámbito de competencia, el desarrollo de los mercados de venta de electricidad producida con\nfuentes limpias. En esa orientación, resulta conveniente para el interés nacional que -de manera\ntransitoria-- la institución habilite la fijación de tarifas para la generación con fuentes no\nconvencionales, con base en una de las metodologías tarifarias para generación privada que se\nencuentra vigente.\n\n \n\n4.     \nMarco legal\n\n \n\nLa aprobación de los cambios metodológicos propuestos, encuentra sustento legal en la normativa que\nse cita a continuación:\n\n \n\na.               La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora  de  los  Servicios  Públicos\nestablece, en su artículo 5, que \". En los servicios públicos definidos en este artículo, la\nAutoridad Reguladora fijará precios y tarifas.\" Los servicios públicos citados incluyen, en el\ninciso a) del mismo artículo, el \"Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,\ntransmisión, distribución y comercialización.\"\n\n \n\n \n\nb.             La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de\nlo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento interno de organización y\nfunciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se\nencuentra facultada para dictar y modificar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los\ndiversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta No. 69, del 8 de\nabril de 2009 y sus reformas.\n\n \n\nDe conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad\nReguladora es la competente para emitir y modificar las metodologías tarifarias de los servicios\npúblicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual deberá seguir el\nprocedimiento de audiencia pública. El marco legal citado provee la base que faculta a ARESEP para\nestablecer y modificar las metodologías regulatorias objeto de este informe.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n5.     \nPropuestas de cambio\n\n \n\nTomando en cuenta los antecedentes y justificaciones expresadas, así como, la respuesta a\noposiciones y coadyuvancias presentadas en la sección 6 del presente informe; se propone modificar\nlo siguiente:\n\n \n\na.             De la \"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta\nmodelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de\nelectricidad y su fórmula de indexación\", aprobada mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de\nabril de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010:\n\n \n\n \n\nVERSIÓN ACTUAL\n\nVERSIÓN PROPUESTA\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"1. ASPECTOS GENERALES\n\n \n\nEl presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la\ndefinición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica\nentre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña\ny tengan una concesión válida para este tipo de actividad.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nModificar el primer párrafo de la sección 1., de la siguiente forma:\n\n \n\n\"1. ASPECTOS GENERALES\n\n \n\nEl presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la\ndefinición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica\nentre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de\ncaña y tengan una concesión válida para este tipo de actividad, y para aquellas compraventas de\nenergía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña con\ncondiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente\nfactibles y que deban ser reguladas por ARESEP.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\n \n\n \n\n\"2.18. Tasa de Rentabilidad\n\n \n\nSustituir texto por el siguiente:\n\n \n\n\"2.18. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nEl nivel de rentabilidad estará\n determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital, CAPM,\n según la siguiente fórmula:\n\n \n\nKe = KL + βd * (KM - KL)\n + RP\n\n \n\nDonde:\n\nKe:           Costo\n  de\n  capital  del inversionista.\n\nKL:             Tasa libre\n de riesgo.\n\nβd :    \n  Beta apalancada de la inversión como medida del riesgo sistemático.\n\n(KM -\n KL):        Premio por riesgo. RP:       Riesgo país.\n\n \n\n \n\n \n\nLas fuentes de los datos utilizados son las siguientes:\n\n \n\nLa Tasa libre de riesgo\n (rl ): se obtiene como un promedio de largo plazo (últimos 60 meses) de las tasas\n de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a\n\n20         años,        según         la         fuente: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic-\nfinance/debt-management/                interest- rate/yield_historical.shtml.\n\n \n\nLa prima de riesgo (rm - rl) se estima de acuerdo con la información suministrada por el consultor\nMartín Rossi, con base en información del Spread S & P 500. Se trata de un promedio (aritmético) de\naproximadamente de 4 décadas para el mercado de los Estados Unidos de América. (\"Ibbotson\nAssociates\" según Martín Rossi (1966-2006).\n\n \n\nEl valor de la beta (β) desapalancada se obtiene de los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000 de la\nARESEP, en el cual se calculó este valor con base en un estudio de varias empresas eléctricas con\nbase en información obtenida de Internet. La cual debe ser apalancada.\n\n \n\nEl riesgo país está determinado por las calificaciones de bonos y los diferenciales apropiadas por\ndefecto para los diferentes países según la página: http://pages.stern.nyu.edu/\n\n~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypr em.html\"\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\n \n\nEl CAPM determina el costo\n del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:\n\n \n\nKe = KL\n + βa * PR + RP\n\n \n\nDonde:\n\nKe = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa\n libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el\n\ninversionista.\n\nPR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores\n específicos y comunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado\ny la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia\n\ncon deuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd\n * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa  = \n  Beta apalancada.\n\nβd  = \n  Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre\n deuda y capital propio (estimada por  medio del apalancamiento\n financiero)\n\nt     =    Tasa de impuesto sobre la renta.  Los parámetros que se requiere calcular para estimar \n la   rentabilidad   sobre  aportes   al capital  son  los  siguientes:  tasa  libre  de\nriesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y\ntasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es la siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país\n(RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for\nthe other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\nLa fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de\nmanera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes\npara los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables\ncitadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\nRelación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el\napalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la sección 2.16.\nEl dato de apalancamiento podrá ser actualizado con base estudios técnicos avalados por la Autoridad\nReguladora.\n\n \n\nTasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro,\ncorrespondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-,\nestablecida y actualizadavía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n \n\n \n\nIncluir el siguiente texto al final de la sección \"2.1. Inversión Total\":\n\n \n\n\" (.)\n\n \n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"2.11. Indexación de costos totales\n\n \n\nPara indexar los costos totales definidos por el modelo propuesto, se clasifican estos\n en costos internos\n y costos externos, dado que unos son afectados por factores exógenos y otros por factores\n endógenos.\n\n \n\nCTn = CE n-1 x (IPPn / IPP n-1) + CI n-1 x (IPPI n / IPPI n-1)\n\n \n\nEl subíndice \"n\" se refiere al periodo actual (la fijación que se tramita) y el subíndice \"n- 1\"\nse refiere al período de la anterior fijación tarifaria.\n\nEsta indexación se aplicará anualmente, iniciando el proceso en el mes de mayo de cada año.\n\n \n\n2.12.  Costo interno\n\n \n\nEl costo interno está determinado por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo\ndel combustible (Ccb), el costo  del  transporte  (Ctr),  los  impuestos\n\n \n\nSustituir el texto de las secciones \"2.11.Indexación de costos totales\"; \"2.12 Costo interno\" y\n\"2.13 costo externo\" por lo siguiente:\n\n \n\n\"2.11.\n  Indexación de costos totales\n\n \n\nLa actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con\nexcepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden a variar en el\ntiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un componente local, debido a que\ngeneralmente son costos pagados en colones.\n\n \n\nLos costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima\n(Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los\ncostos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación\n(Cif). Los costos de explotación serán indexados con el Índice de Precios al Productor Industrial,\nIPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\n(Cimp),  los\n  costos  de  la\n  mano  de  obra\n\n(Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif). Estos costos serán\nindexados al Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de\nCosta Rica.\n\n \n\nCI\n n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)]\n\n \n\n2.13.  Costo externo\n\n \n\nEl costo externo está definido por la sumatoria de los gastos financieros (Gf) y el gasto en\ndepreciación (Gdep). Con lo cual estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor\n(IPP) de los Estados Unidos de América, calculado por el Bureau of Labor Statistics.\n\n \n\nCE\n n = (CE n-1))\n x (IPPIn / IPPIn-1)\"\n\n \n\nLos valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe\niniciarse en agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la\ninflación, por medio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa\ncontrarrestar la pérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a\ncontinuación:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nDonde:\n\nCE: Costos de explotación (costos fijos y variables con\n\nexcepción de los gastos financieros\n y depreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa\n\nIPPI: Índice de Precios al Productor Industrial,   IPPI, \n  calculado   por   el \n  Banco\n\nCentral de Costa Rica.\"\n\n \n\nEliminar el Por Tanto II de la resolución y\n\najustar la numeración de los Por Tanto siguientes.\n\n \n\n \n\nb.                 De la \"Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes\n(Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto \nCostarricense de Electricidad\",  aprobada mediante la  Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de\n2010, y publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010:\n\n \n\nVERSIÓN ACTUAL\n\nVERSIÓN PROPUESTA\n\n \n\n \n\n \n\n\"3.6. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\n3.6.1.          \n Concepto:\n\n \n\nLa rentabilidad o costo de capital mide el nivel de utilidad o rentabilidad porcentual que el\ninversionista obtendría por su inversión remanente; medida a través de un modelo llamada comúnmente\ncomo CAPM (modelo de valoración de activos de capital).\n\n \n\n3.6.2.      Metodología de cálculo\n\n \n\nEl nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de\nCapital, CAPM , según la siguiente fórmula:\n\n \n\nKe = KL + βd\n * (KM - KL)\n + RP\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nKe:         Costo de capital del inversionista. KL:         Tasa\n libre de riesgo.\n\nβd :         Beta\n  desapalancada  de\n  la  inversión\n\n \n\nSustituir texto por el siguiente:\n\n \n\n\"3.6. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo\nrelacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones\nespecíficas (riesgo específico).\n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\n \n\nKe\n = KL + βa\n * PR + RP\n\n \n\ncomo medida del riesgo sistemático. (KM - KL): Premio por riesgo.\n\nRP:       \n  Riesgo\n país.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n3.6.3. Fuentes de la información\n\n \n\nLas fuentes de los datos utilizados son las siguientes:\n\n \n\nLa Tasa libre de riesgo (rl ): se obtiene como un promedio de largo plazo (últimos 60 meses) de\nlas tasas de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a 20 años, según la fuente:\nhtp://www.ustreas.gov/offices/domestic- finance/debt-management/ interest-\nrate/yield_historical.shtml.\n\n \n\nLa prima de riesgo (rm - rl) se estima de acuerdo con la información suministrada por el\nconsultor Martín Rossi, con base en información del Spread S & P 500. Se trata de un promedio\n(aritmético) de aproximadamente de 4 décadas para el mercado de los Estados Unidos de América.\n(\"Ibbotson Associates\" según Martín Rossi (1966-2006).\n\n \n\nEl valor de la beta (β) se obtiene de los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000 de la ARESEP,\n\nen el cual se calculó este valor con base en un estudio de varias empresas eléctricas con base en\ninformación obtenida de Internet. La cual debe ser apalancada.\n\n \n\nEl riesgo\n país está determinado por las calificaciones de bonos y los diferenciales apropiadas\n por defecto para los diferentes\n países según \n  la   página: \n  http://pages.stern.nyu.edu/\n\n~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.h tml.\"\n\n \n\nDonde:\n\nKe = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y\n\nla tasa de rendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores\n específicos y comunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza\n  de  la\n  rentabilidad  de  un\n\nactivo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la\ninversión se financia\n\ncon deuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd\n * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa   =  Beta apalancada.\n\nβd  = \n  Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)\n\nt    = \n  Tasa\n de impuesto sobre la renta.\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos\nes la siguiente:\n\n \n\n1.               Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de\nlos Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que\nse calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva\nFederal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país\n(RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for\nthe other  markets  y  donde  el  riesgo  país  se denomina  Country  Risk\n premium  ).  .  Los\n\nvalores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr.\n Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\n3.                   3. La fuente de información elegida para las variables descritas en los\npuntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5\naños), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio\npublicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes\na los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para\nalguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica\nreciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero\nque sea igual para todas las variables.\n\n \n\n2.               4. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp =\nY/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nAutoridad Reguladora.\n\n5. Tasa de impuesto sobre la renta: Es  la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de\nlucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-,\nestablecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"3.3.2.  Fuente de información\n\n \n\n(.)\n\nSi dada la muestra se requiere actualizar el valor de alguna planta para hacerla comparable con\nrespecto a otra información, la indexación se efectuará utilizando el Índice de Precios al Productor\nde los Estados Unidos (IPP - EEUU), con el fin de poder contar con una serie de datos comparable en\ntérminos reales. Los datos contenidos en las bases de datos excluyen los valores extremos (por\nejemplo, las plantas con capacidad inferior a 1 000 kW y superior a 50 000 kW).\n\n \n\nSustituir el texto por lo siguiente:\n\n \n\n\"3.3.2.  Fuente de información\n\n \n\n(.)\n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con   la   información   más   reciente.      La\n\n \n\n(.)\"\n\nactualización\n  del  monto\n  de\n  inversión\n  en\n\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\nLa exclusión de valores extremos se realizará por monto de inversión y estará bajo la\nresponsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado \nen  la ciencia,  técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración\nPública\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios\n\n \n\nCada revisión tarifaria comprende la actualización de todos los componentes del modelo tarifario\n(I, Ca, Xu, ke y Fp), según la última información disponible y siguiendo las metodologías y fórmulas\nestablecidas en las secciones 2 y 3.\n\n \n\nSi no es posible obtener información actualizada de las variables Ca o I, estas se podrán\nactualizar de acuerdo con los índices de precios al productor, local e internacional\nrespectivamente, según la siguiente fórmula de ajuste:\n\n \n\nCa n\n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n =\n I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1)\n\nEn donde:\n\n \n\nCan   =                   Costo  anual\n  de\n  explotación actualizado.\n\nCan-1  =             Costo anual de explotación del periodo anterior.\n\nIn =              Inversión actualizada.\n\nIn-1 =            Inversión del periodo anterior.\n\nIPPICRn   =        Índice\n  de  Precios  al  Productor\n\nIndustrial de Costa Rica actual\n\nIPPICRn-1 = Índice  de Precios\n al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior.\n\nIPPUSAn= Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América actual\n\nIPPUSAn-1=Índice de Precios al Productor de los Estados \n  Unidos   de \n  América \n  del\n\nperiodo anterior.\n\n \n\nLas  fuentes  oficiales  de  estos  índices  serán\n\n \n\nModificar y sustituir la sección \"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios\":\n\n\"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios Actualización del monto del costo\n anual\n\nde explotación\n\n \n\nSi no es posible\n obtener información actualizada de la\n\nvariable Ca esta\n se podrá actualizar de acuerdo\n con el índice de precios al productor local:\n\n \n\nCa\n n =\n Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1)\n\n \n\nDonde:\n\nCan        =          Costo anual de explotación actualizado.\n\nCan-1    =       Costo anual de explotación del periodo anterior.\n\nIPPICRn  =  Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual\n\nIPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica\n  del periodo anterior.\n\n \n\nLa fuente oficial de este índice es la siguiente: http://www.bccr.fi.cr\n\n \n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nSi no es posible\n obtener información actualizada de la\n\nvariable I esta se podrá actualizar de acuerdo con el índice de precios representativo:\n\n \n\nI n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1)\n\n \n\nrespectivamente: http://www.bccr.fi.cr http://www.bls.gov\"\n\n \n\nEn donde:\n\nIn =      Inversión actualizada.\n\nIn-1 =     Inversión del periodo anterior.\n\nIPRn   =      Índice\n  de\n  Precios\n  representativo\n\nactual\n\nIPRn-1=\n Índice de Precios representativo del periodo anterior.\n\n \n\nPara seleccionar el índice de precios representativo se utilizará el criterio indicado en la sección\n3.3.2\"\n\n \n\n \n\n \n\nc.                  De la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas\", aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y\npublicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones\nRJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y\nRJD-013- 2012, del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta No 74 del 17 de abril de 2012:\n\n \n\nVERSIÓN ACTUAL\n\nVERSIÓN PROPUESTA\n\n \n\n\"Generalidades\n\n \n\nEl modelo que se presenta tiene como objetivo determinar las tarifas de referencia para plantas\nnuevas de generación privada hidroeléctricas para la venta al ICE.\n\n \n\nObjetivo\n\n \n\nEl objetivo último del modelo tarifario de referencia definido en este informe consiste en brindar\nlos incentivos tarifarios necesarios, para que, en el plazo más corto posible, el país aproveche\nlos instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200, para sustituir la mayor proporción\nposible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuentes renovables. Al\nrespecto,  las estimaciones del ICE indican que puede contratar en la actualidad, a generadores\nprivados de electricidad que produzcan con fuentes renovables, hasta un máximo de 183 MW.\"\n\nEliminar sección de \"Generalidades\". Incluir    después    de  \n  la    sección  \n  de\n\n\"Objetivo\":\n\n \n\n\"Alcance\n\n \n\nEl modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE\npor parte de  generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco\n\nde lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica\nprovenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que\nestablece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para\naquellas compraventas de energía proveniente de  plantas nuevas que produzcan con fuentes no\nconvencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\nLa banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para\nlas que no existe una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante ésta\nmetodología, sin considerar estructura estacional.\n\nSe entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en\n capital físico no ha sido\n utilizada aún en ningún proceso de producción de electricidad.  En\n  consecuencia,  las\n  plantas\n\n \n\n \n\nnuevas  por  definición  no\n  podrían\n  haber\n\ngenerado energía que fuera vendida\n en el marco de algún contrato\n de compraventa de electricidad o para fines de autoconsumo.\"\n\n \n\n\"Costos de explotación (CE)\n\n(.)\n\nb) Se hace un ejercicio de regresión exponencial para estimar la curva que mejor aproxima la función\nque relaciona capacidad instalada y costo de explotación.\n\n(.)\"\n\nModificar el texto de la siguiente forma:\n\n \n\n\"Costos de explotación (CE)\n\n(.)\n\nb) Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor\n aproxima la función que relaciona\n capacidad instalada y costo\n de explotación.\n\n(.)\"\n\n \n\n\"Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes se determina mediante el método denominado Modelo\nde Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, \"Capital Asset\nPricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM 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 componentes: el\nriesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones\nespecíficas (riesgo específico).\n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP Donde:\n\nρ: Rentabilidad sobre los aportes\n de capital propio.\n\nPR: Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado. La tasa\n\nlibre de riesgo (Kl) es\n la que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene\n\nriesgo para el inversionista. La tasa\n de rendimiento de mercado es la que corresponde al sector\n de actividad respectivo.\n\nRP: Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica  \n  debido    sólo    a  \n  factores\n\nespecíficos y comunes de un cierto país. βa :         Beta apalancada de la inversión.     Es la\n\ncovarianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina\n\"apalancada\" cuando parte\n\nde la inversión se financia con deuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nSustituir texto por el siguiente:\n\n \n\n\"Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP Donde:\n\nρ      =            Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL= Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\n para el inversionista.\n\nPR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión.  Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado\ny la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda.\n\n \n\nβa = βd * (1 + (1-t)*\n D/Kp) Donde:\n\nβa =   \n  Beta apalancada\n\nβd =   \n  Beta desapalancada\n\nD/Kp= Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero).\n\nt =       Tasa de impuesto sobre la renta\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad\nsobre los aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación\nentre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno\nde ellos.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR)\n\nLa prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran,\nprofesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem\n\n/ERPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los\núltimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la\n\nfijación tarifaria. Si esta\n fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y\n\nconfiable.\n\n \n\nBeta desapalancada\n\n \n\nobtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de\nNueva York (EUA), en la dirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el\npromedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se\ncuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de\nestar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nRiesgo país\n\nEl riesgo país también se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los\nvalores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el\nmomento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nd.     Tasa de interés (i)\n\nSe utilizará el promedio mensual de los valores\n\nde los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para\n préstamos al\n sector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\n \n\n \n\na.   Vida económica del proyecto (v)\n\nPara los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del\ncontrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica\nes la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.\n\n \n\nb. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nEl plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo\nmáximo del contrato de compra-venta de energía.\n\n \n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.\n\n \n\nc.   Tasa de impuesto sobre la renta (t)\n\nLa tasa\n de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente.\n\n \n\nd.   Edad de la planta (e)\n\nDado que se trata de plantas\n nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.\n\n \n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd\n * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa = \n  Beta apalancada.\n\nβd = \n  Beta desapalancada.\n\nD/Kp= Relación entre\n deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)\n\nt =      Tasa de impuesto sobre la renta.\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos\nes la siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país\n(RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for\nthe other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ).. Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\nLa fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de\nmanera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes\npara los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables\ncitadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica     reciente     que   \n complete     5\n\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n1.                                  Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la\nfórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo\nindicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento.\n\n \n\n2.                                          Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva\npara personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la\nrenta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de\nHacienda.\"\n\n \n\n6.   Otras variables\n\n \n\na.         \n Tasa de interés\n (i)\n\n \n\nSe utilizará el 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 dólares, de los bancos\nprivados.\n\n \n\nb.   Vida económica del proyecto (v)\n\n \n\nPara los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del\ncontrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica\nes la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.\n\nc.         \n Plazo de la deuda (d)\n y plazo del contrato El plazo de la deuda es de 20 años.\n Se le ha\n\nasignado esa duración, para que sea igual al\n\nplazo máximo del contrato de compra-venta de\n  energía.\n  La\n  duración\n  del  contrato\n  de\n\ncompra-venta\n  de\n  energía\n  utilizada\n  en\n  el\n\nmodelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el\nICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría\nasumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que\nse avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado\neléctrico regional.\n\n \n\nd.     Edad de la planta (e)\n\n \n\nDado que se trata de plantas nuevas,\n a esa variable se le asigna el valor de cero.\"\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"Monto\n de la inversión unitaria (M) (.)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales  para nuestro país.\n\nEl cálculo de este valor se efectuará a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas\nhidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, provenientes de tres fuentes\nde información:\n\na)         Del      documento      titulado      \"Plan Indicativo Regional de Expansión de\n\nla Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010\", publicado por el Consejo\n de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de\n\nPlanificación   \n  Indicativa     Regional\n\n(GTPIR),\n la tabla \"Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos\n de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010\".\n\n(.)\"\n\nModificar el texto de la siguiente forma:\n\n \n\n\"Monto\n de la inversión unitaria (M) (.)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nEl cálculo de este valor se efectuará a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas\nhidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, de los cuales se excluirán\nlos valores extremos, provenientes de tres fuentes de información:\n\na)         La  versión  más\n  reciente  del\n  Plan\n\nIndicativo Regional  de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de\nAmérica Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR) .\n\n(.)\"\n\n \n\n \n\nIncluir al final de la sección \"Monto\n de la inversión unitaria (M)\":\n\n \n\n\"Actualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\n \n\n \n\nd.        Del \"Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa\ndistinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación\", aprobada mediante la Resolución\nRJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de\n2011:\n\n \n\nVERSIÓN ACTUAL                                                 VERSIÓN PROPUESTA\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es\ncontar con el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad\npor parte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas\nmediante sistemas de combustión, en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200. Se excluyen de esta\nmetodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con\nbagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva\nmediante la resolución RJD- 004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de\nenergía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.\n\n \n\nEl modelo es aplicable únicamente a plantas de generación ó (sic) cogeneración de electricidad con\nbiomasa que utilizan únicamente procesos de combustión. Por lo tanto, no es aplicable a plantas que\nincluyen procesos distintos a los de combustión para generar electricidad con biomasa, tales como\nlos de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma. Además, debe tenerse presente que dado que\nel ámbito de aplicación del modelo se restringe a transacciones de electricidad enmarcadas en el\nCapítulo 1 de la Ley Nº 7200, solamente se puede utilizar para fijar las tarifas de energía generada\nen plantas con capacidades de 20 MW o menos.\"\n\n \n\nSustituir la sección \"1.1. Objetivo y alcances\" con el siguiente texto:\n\n \n\n \n\n\"1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es contar\ncon el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad por\nparte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas\nmediante sistemas de combustión, al ICE en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200, y para\naquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con\nfuentes biomásicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la\nLey 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.\n\n \n\nSe excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad\nproducidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología\naprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD- 004-2010. También se excluyen las\nfijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales\ncomo insumo.\n\n \n\nEl modelo no es aplicable a plantas que incluyen procesos distintos a los de combustión para generar\nelectricidad con biomasa, tales como los de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma.\"\n\n \n\n \n\n \n\n\"4.4.1 Rentabilidad. (.)\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad\nsobre los aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación\nentre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de\nellos.\n\n \n\na. Prima por riesgo (PR). La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr.\nAswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección\nde                                                              Internet:\n\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem\n\n/RPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos\n doce  meses  para  los  que  se  cuente\n\n \n\nSustituir texto por el siguiente: \"4.4.1 Rentabilidad.\n\n(.)\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos\nes la siguiente:\n\n \n\n1. Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula\nla prima por riesgo, la cual está disponible en la página\n\n \n\ninformación, en el momento en que se calcule la\n\nfijación tarifaria. Si esta\n fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nb.                 Beta desapalancada. El valor de la beta desapalancada (βd) se obtendrá de la\ninformación publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA),\nen la dirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los\nvalores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el\nmomento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nc.                 Riesgo país.  El riesgo país también se obtendrá de la información publicada\npor el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet citada en el punto anterior. Se\nutilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para\nlos que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente\ndejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nd.             \n Tasa de impuesto sobre la renta (t).\n La tasa de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente.\n\nde  internet  de\n  la  Reserva  Federal  de  los\n\nEstados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/\nBuild.aspx?rel=H15.\n\n \n\n2.               Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium\n(FCFE)\". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos\ndenominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk\npremium ). Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información\npublicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\n3.                 La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                     Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp\n= Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos\nincluidos en la sección 4.2.3.2.\n\n \n\n5.                             Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para\npersonas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la\nrenta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de\nHacienda.\"\n\n \n\n \n\nIncluir al final\n de la sección \"4.2 Inversión total\":\n\n \n\n\"Actualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior\n\nal año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de\nacceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más\nreciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se\naplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario\nen el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha\ndecisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la\nAdministración Pública .\"\n\n \n\n \n\n \n\ne.        Del \"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación\nprivada eólicas nuevas\", aprobada mediante la Resolución RJD-163- 2011, el 30 de noviembre de 2011,\ny publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011:\n\n \n\n \n\n| VERSIÓN ACTUAL | VERSIÓN PROPUESTA | | --- | --- | | vii. Costos fijo por capital (CFC) |\nSustituir texto por el siguiente: | | \"vii. Costos fijo por capital (CFC) | | | (.) | (.) | | a.\nApalancamiento () | a. Apalancamiento () | | El valor de apalancamiento financiero se utiliza | El\nvalor de apalancamiento financiero se | | para estimar la relación entre deuda y capital | utiliza\npara estimar la relación entre deuda y | | propio, la cual es parte de la fórmula del beta | capital\npropio, la cual es parte de la fórmula | | apalancado que se define posteriormente. | del beta\napalancado que se define | | | posteriormente. El cálculo se realizará de | | Para realizar el\ncálculo se utilizará un promedio | conformidad con el punto b.4 siguiente. | | de la información de\nfinanciamiento de proyectos | | | eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora. | b.\nRentabilidad sobre aportes al capital (ρ) | | Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.\n| (.) | | b. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) | Los parámetros que se requiere calcular\npara | | | estimar la rentabilidad sobre aportes al | | (.) | capital son los siguientes: tasa\nlibre de | | | riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta | | Los parámetros que se requiere\ncalcular para | desapalancada, relación entre deuda y | | estimar la rentabilidad sobre aportes al\ncapital | capital propio, y tasa de impuesto sobre la | | son los siguientes: tasa libre de riesgo,\nprima por | renta. La fuente de cada uno de ellos es la | | riesgo, riesgo país, beta desapalancada,\nrelación | siguiente: | | entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto | | | sobre la renta. A\ncontinuación se | 1. Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa | | define cada uno de ellos. | nominal\n(TCMNOM) de los Bonos del Tesoro | | | de los Estados Unidos de América (USA). | | 1. Tasa libre de\nriesgo (KL), Prima por riesgo | Se utilizará la tasa con el mismo período de | | (PR), Riesgo país\n(RP) y Beta desapalancada | maduración al que se calcula la prima por | | (bd): los valores de estos\nparámetros se | riesgo, la cual está disponible en la página | | obtendrán de la información\npublicada por el Dr. | de internet de la Reserva Federal de los | | Aswath Damodaran, profesor de la\nUniversidad | Estados Unidos, en la dirección de internet: |\n\n \n\nde Nueva York\n (EUA), en la siguiente dirección\n\nde                                                            \n  Internet:\n\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem\n\n/ERPbymonth.xls.\n\n \n\n2.                Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los\núltimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación\ntarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y\nconfiable.\n\n \n\n3.              \n Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp = /(1-), donde\n\nes\n el apalancamiento financiero.\n\n \n\n4.              Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente.\nRecuérdese que esta variable también se usa en la fórmula de estimación del factor que refleja las\n\ncondiciones de la inversión (FC).\"\n\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/\n\nBuild.aspx?rel=H15.\n\n \n\n2.               Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium\n(FCFE)\". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos\ndenominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk\npremium ).. Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información\npublicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\n3.                 La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                     Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp\n= Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos\nincluidos en la sección vii. en el apartado denominado apalancamiento.\n\n \n\n5.     Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de\nlucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta\n\n-la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n \n\n \n\n\"viii. Monto de la inversión unitaria (M)\n\n \n\n(.)\n\n \n\nd. Cuando algún dato de la muestra de costos de inversión sea de diferente año al de la base\nutilizada, se podrá efectuar la indexación con el Índice de Precios al Productor de los Estados\nUnidos (IPP - EEUU) o el Índice de Precios al\n\n \n\nSustituir texto por el siguiente:\n\n \n\n\"\"viii. Monto de la inversión unitaria (M)\n\n \n\n(.)\n\n \n\nd. Actualización del monto de inversión en activos fijos: La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios\nrepresentativo, en caso de\n\n \n\n \n\nProductor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el caso; se podrán utilizar otros índices de\nprecios, siempre que estos sean apropiados para el tipo de ajuste que se requiera hacer.\"\n\n \n\nque los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice\nconsiderará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada\nen la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del\nmonto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el\nmismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice\na utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia,\ntécnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\n \n\n \n\n \n\n6.         \nAnálisis de posiciones presentadas en audiencia pública.\n\n \n\n6.1      \nAudiencia Pública\n\n \n\nLa \"Propuesta de Modificación de las Metodologías de Fijación de Tarifas para Generadores Privados\nde Energía Eléctrica con Recursos Renovables\" fue presentado en la audiencia pública celebrada el 12\nde agosto del 2013 a las 17:15 hrs. Según el informe de oposiciones y coadyuvancias, que consta en\nel OT-122-2013 ( folios 435 a 438), fueron presentadas y admitidos documentos de posición por\nescrito de 15 personas físicas o jurídicas. Cuatro de estas personas hicieron uso de la palabra en\nla audiencia, de manera directa o por medio de representantes. No se presentaron posiciones que\nfueran solamente orales durante el desarrollo de la audiencia pública.\n\n \n\nLas posiciones presentadas corresponden a las siguientes personas físicas o jurídicas: 1-\n\nVientos del Volcán, (Folios 135 al 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios\n\n354 al 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 al 339). 4- Cooperativa de Electrificación\nRural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 al 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94\nal 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 al 114), 7- Ingenio\n\nTaboga S.A., (Folios 115 al 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 al 134), 9- El Ángel S.A.,\n(Folios 152 al 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor\nLuis Enrique Pacheco Morgan, gerente de electricidad, (Folios 205 al 265), 11- Asociación\nCostarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 al 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. y\nDesarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 al 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don\nPedro S.A. y PH Río Volcán S.A, (Folios 313 al 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 al 353), 15-\nAsociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 al 406).\n\n \n\nSeguidamente se presenta el resumen de los principales argumentos de cada posición admitida, así\ncomo la respectiva respuesta.\n\n \n\n \n\n6.2    \nPosiciones presentadas por:\n\n \n\n1.         \nVientos del Volcán SA, representada por Jay Gallegos,\npasaporte 184000071732, presidente\ncon facultades de apoderado generalísimo y Allan Broide Wohlstein, con cédula de identidad\n1-1110-069, secretario con facultades de apoderado generalísimo de la citada sociedad.\n\n \n\n2.          Plantas Eólicas S.R.L., representada por Jay Gallegos, pasaporte 184000071732,\npresidente con facultades de apoderado generalísimo.\n\n \n\nPosición 1.\n\nSobre la conveniencia de realizar una \"Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para\ngeneradores privados de energía eléctrica con recursos renovables\".\n\n \n\nPosición 1.1.\n\nEn caso que ARESEP decida implementar estos cambios debe de contar con los elementos técnicos\nsuficientes para asegurarles a los operadores dos aspectos que son de fundamental importancia para\nel desarrollo tanto de los proyectos como de la industria:\n\n§  Que en forma alguna se estará\nafectando el equilibrio financiero de los proyectos\n\nexistentes (imperativo legal según el artículo 31 de la Ley 7593);\n\n§  Garantizará el equilibrio financiero de proyectos futuros (imperativo legal según el artículo 31\nde la Ley 7593).\n\n \n\nRespuesta\n\nLa propuesta planteada en este  informe está orientada a solventar las diferencias en el\n\ntratamiento regulatorio, especialmente en la definición, notación o cálculo de ciertas variables\nconsideradas en las metodologías de generación privada vigentes, de manera que reciban un\ntratamiento homogéneo. Con lo anterior se pretende mejorar la claridad, precisión y transparencia en\nlas fijaciones tarifarias, teniendo como marco de referencia lo establecido en la Ley 7593 respecto\nal equilibrio financiero de los operadores.\n\nPosición 2. Sobre los temas que han debido incluirse en esta propuesta de modificación. Posición\n2.1. Factor Ambiental\n\nLas resoluciones RJD-152-2011 y RJD-163-2001 incluyen en la fórmula para determinar la tarifa el\ndenominado \"Factor Ambiental\". A la fecha, la Autoridad Reguladora no ha definido la\n\nmetodología para determinar el factor ambiental, que es un tema pendiente que se viene arrastrando\ndesde el 2011 lo cual introduce un elemento de incerteza para los operadores afectando el principio\nconstitucional de seguridad jurídica. Solicitamos se incluya dentro de las recomendaciones a Junta\nDirectiva de ARESEP, una propuesta para que se desarrolle y\n\nsometa a audiencia pública a la brevedad posible la metodología para determinar el factor ambiental,\nfijando plazo para que la administración resuelva sobre este asunto.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías\nde generación privada.\n\n \n\nPosición 2.2. Estabilidad de tarifa en largo plazo - ajustes\nperiódicos\n\n(.) \"Respetuosamente solicitamos que, con ocasión de la tramitación del procedimiento que consta en\nexpediente OT-022-2013, se corrijan todas las metodologías aplicables, para que las tarifas\ndeterminadas por medio de dichas metodologías apliquen únicamente en el momento de selección de\nproyectos o fijación del precio. Asimismo, que los ajustes de precio se realicen\n\nmediante modelos de ajuste anual (fórmula de ajuste de los costos de explotación), que\n\ndeberán ser incorporadas en los respectivos contratos a ser refrendados por la ARESEP y tomarán en\ncuenta los principios establecidos en el artículo 31 de la Ley 7593 (ajuste basado en variables\nexternas, que no atenten contra el equilibrio financiero)\" (.).\n\n \n\nRespuesta\n\nEl Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de\n\njunio del 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica\nautónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de\ncompra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra respectivamente:\n\n \n\nArtículo 20. Tarifas.- (.) \"La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará\nlas tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200\ny sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de\nenergía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones\nparticulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para\ncada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos\ndesarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de\nlas plantas existentes.\" (.).\n\n \n\n(.)\"Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo\nla modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán\ntener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de\nacuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN (.).\"\n\n \n\nArtículo 21.- Precio de compra de la energía: \"El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el\nProductor en el proceso en que resultó seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor\nrespetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en\nel momento de presentar su propuesta.\n\nEn el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el precio ofrecido junto con la\nfórmula  para  su actualización durante  la vigencia  del Contrato.  La fórmula de actualización del\nprecio de la energía deberá estar sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las\nvariaciones en los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de referencia,\nde modo que forme parte integral del precio ofrecido.\n\nEl reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará\nsujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.\n\n \n\nDe los artículos en mención se concluye que el ICE comprará la energía al precio que el productor\nofrece en el proceso mediante el cual el oferente resultó seleccionado para la venta de electricidad\nal ICE, dichos precios deben respetar los rangos tarifarios establecidos por la ARESEP, asimismo,\ncualquier ajuste posterior quedará sujeto a que el mismo se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que al momento tenga vigente la ARESEP. Por tanto, los contratos\nestablecidos entre los oferentes de energía eléctrica y el ICE, determinan las condiciones actuales\ny futuras que regirán el precio de compra y la forma de actualización de los costes de acuerdo a lo\nestablecido en la Ley N° 7200 y sus reformas, incluido el Decreto 37124-MINAET.\n\n \n\nPosición 3. Sobre las propuesta de modificación\n\n \n\nPosición 3.1.  \n Alcance (todas las tecnologías / metodologías nuevas)\n\nConsideramos apropiado incluir un \"Alcance\" para cada metodología, con el fin de establecer el\námbito de aplicación. Sin embargo, solicitamos considerar los siguientes puntos:\n\ni.            En el caso de plantas nuevas, se debe aclarar que las metodologías aplican para\ndeterminar tarifas de referencia iniciales (antes de iniciar operación) para los concursos\n\nu otras modalidades de contratación permitidas por la legislación costarricense. Estas tarifas  de\n referencia  servirán  de  criterio  para  que  ARESEP  pueda  refrendar  los\n\ncontratos que así lo requieran. Las bandas vigentes para cada tipo de tecnología determinan una\nventana de precios aceptables que debería aplicar únicamente a los precios cuya fijación realicen\nlas partes (es decir, el generador privado y el Instituto\n\nCostarricense de Electricidad) dentro del período de vigencia de dicha banda. La\n\nrevisión de las\nbandas\nen años futuros no debe afectar a los\nprecios\n(y sus\nfórmulas de ajuste) que se hayan determinado en fijaciones anteriores, pues estos estarían\nfuera del alcance de la fijación correspondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nVéase la respuesta brindada en la posición 2.2 del numeral 1 de este apartado, que se refiere a\n\nla forma en que se establecen inicialmente las tarifas de referencia y su posterior ajuste, que se\nencuentran normados en el artículo 20 y 21 del Decreto 37124-MINAET.\n\n \n\nCabe aclarar que las tarifas de referencia sirven para que el ICE y el generador definan la tarifa a\nla cual van a vender y comprar la energía dentro de la banda establecida por la ARESEP. Y lo que se\ndeterminar es una \"ventana\" de precios autorizados y no aceptables.\n\nii.           Los ajustes anuales para plantas nuevas deben realizarse conforme a la fórmula a\nincluir en los contratos que serán suscritos con el Instituto Costarricense de Electricidad (los\ncuales son refrendados por ARESEP) que contemple únicamente aquellos costos que no están \"dados\", es\ndecir, solo variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tal como la\nque se incluyó como referencia en 427-DEN- 2011 o en el Concurso N1 de selección de proyectos que\nrealizó el Instituto Costarricense de Electricidad, lo cual estaría acorde con el artículo 31,\npárrafo tercero de la Ley 7593.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos ajustes están debidamente normados por el Decreto 37124-MINAET, considerando efectivamente la\ndeterminación de una fórmula de ajuste, en donde las tarifas resultantes\n\ndeben estar dentro de lo establecido legalmente.\n\n \n\niii.                      Se debe evitar confusión y ambigüedad, pues plantas que inician operación\n(y que fijaron precio con base en la tarifa para planta nueva) podrían llegar a considerarse\n\"existentes\" a partir de que entreguen su primer kWh a la red. En consecuencia, la definición de\nplantas nuevas debe modificarse a fin de clarificar este punto.\n\n \n\nRespuesta\n\nUna vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación\n privada  hidroeléctricas  nuevas,  considerando  lo  que  el  Por  Tanto  I.  punto  f.\n\nreferente al plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el\n\ninversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...) \"El plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de\ncompra-venta de energía.\n\n \n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional\". (...).\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\n \n\nPosición 4. Fuentes y cálculo de parámetros del Modelo de Valoración de Activos de Capital\n\n \n\nPosición 4.1.  Tasa libre de riesgo\n\nLa redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos a utilizar (plazo e\ninstrumento financiero). Esta propuesta identifica específicamente el instrumento financiero que\ncorresponde a la tasa libre de riesgo de largo plazo: La serie TCMNOM corresponde a\n\nBonos del Tesoro de los Estados Unidos, con un vencimiento constante de 20 años, en\n\ntérminos nominales. El plazo de los bonos de referencia a utilizar es consistente con el horizonte\nde la inversión (veinte años; largo plazo). Se propone sustituir del texto de la propuesta (.) \"El\ninstrumento que se usa es TCMNOM con un plazo de 20 años, frecuencia anual\" (.) por el siguiente:\n\"La serie de datos a utilizar es TCMNOM con un plazo de 20 años, frecuencia anual.\"\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin\nembargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de\n\nmaduración empleado\npor\nel Profesor Damodaran para estimar la prima por riesgo, de\nmanera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para\n\nlas fijaciones que utilicen Damodaran como fuente para las estimaciones del CAPM.\n\nPosición 4.2. Prima por riesgo\n\nLa redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de cálculo a\nutilizar. Esta propuesta identifica específicamente la fuente y la forma de obtener el dato deseado\n(en las fuentes citadas aparecen varias formas de calcular la prima por riesgo y es necesario\nespecificar). Utilizar un período de datos muy corto implica introducir un error de estimación muy\ngrande, por lo cual se recomienda utilizar la mayor cantidad de datos posible\n\npara estimar este valor.\n\n \n\nSe recomienda el siguiente texto: (.) \"Prima por riesgo (PR): El valor de esta variable se obtendrá\nde la información publicada ya sea por:\n\na)     el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls,  usando  los  datos \"Stocks T.Bonds\",\no, alternativamente,\n\nb)     el \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", usando el valor denominado \"Long-Horizon\" Se debe\nutilizar el promedio aritmético de la prima por riesgo, para el período más largo disponible\"(.).\n\n \n\nRespuesta\n\nSe acepta  parcialmente  la posición  en el sentido  de especificar en mayor medida como identificar\nla prima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas para este\npropósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo\nestán dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los últimos 5\naños anteriores a la fijación tarifara.\n\n \n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Se\naclara que se emplea la variable denominada Implied Premium (FCFE).\n\n \n\nPosición 4.3. Riesgo país\n\n(.) \"La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de\ncálculo a utilizar. Esta propuesta identifica específicamente la fuente y la forma de obtener el\ndato deseado (en las fuentes citadas aparecen varias formas de calcular la el riesgo país y es\nnecesario especificar)\" (.).\n\n \n\nSe recomienda el siguiente texto: (.) \"Riesgo país (RP): El valor de esta variable se obtendrá de la\ninformación publicada ya sea por:\n\na)       Dr. Aswath Damodaran, en la dirección\nhttp://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, datos \"Risk Premiums for Other\nMarkets\", donde el riesgo país se denomina \"Country Risk Premium\" y es calculado usando el spread de\nriesgo de bonos soberanos (\"Rating- based Default Spread\") multiplicado por la volatilidad del\nmercado accionario local (si no está disponible la volatilidad para Costa Rica utiliza el valor\nestándar de 1.5), o, alternativamente\n\nb)       \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", donde para determinar el riesgo país se promedian los\nresultados de restarle el Country Risk Rating de Costa Rica al correspondiente al de los Estados\nUnidos de América, para los métodos en que se encuentre disponible el valor para Costa Rica. \"(.).\n\n \n\nRespuesta:\n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no\n\nuna dirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el\n\npaso del tiempo. Así mismo, la metodología es clara en cuanto al criterio para considerar el valor\nfinal del riesgo país. Por su parte en cuanto al período se indica: \"(...) en cuanto a extensión de\nla serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año,\ncorrespondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5\nobservaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).\nEn el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con\nuna serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica\nmenor a 5 años igual para todas las variables \"(...).\n\n \n\nPosición 4.4. Beta desapalancada\n\nLa redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de cálculo a\nutilizar. El sector de referencia debería ser representativo del sector de generadores de\nelectricidad. Las fuentes indicadas agregan los datos de generadores con empresas de\n\ndistribución y transmisión eléctrica, pero en caso que empiecen a reportar datos por separado\n\npara generación (que serían más representativos del sector), se debería utilizar dicha referencia.\n\n \n\nSe recomienda el siguiente texto: (.) \"Beta desapalancada (bd): El valor de esta variable se\nobtendrá de la información publicada ya sea por:\n\na)       Dr.               Aswath                Damodaran,               en              \nla               dirección http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, datos\n\"Levered and\n\nUnlevered Betas by Industry\" usando la columna \"Unlevered Beta\",y tomando el promedio aritmético de\nlos sectores denominados \"Electric Utility Central\", \"Electric Utility East\" y \"Electric Utility\nWest\", o, alternativamente,\n\nb)  \n\"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", usando el dato de Beta \"Unlevered Adjusted\"\n\ncorrespondiente a la serie \"SIC Composite\" para el código SIC 4911 (\"Electric Services\").\"(.).\n\n \n\nRespuesta\n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no\n\nuna dirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso\ndel tiempo. Así mismo, la metodología es clara en cuanto al criterio para considerar el valor final\ndel beta desapalancado a utilizar en las fijaciones tarifarias, siendo un promedio de los valores\nobservados para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifaria. Se revisará la\n\nredacción para incluir la posibilidad de emplear valores que reflejen de mejor forma la industria\neléctrica en caso que exista mayor desagregación u otras fuentes de información que permitan\n\ncontar con valores de este tipo.\n\nPosición 4.5.\n\nAl 1 de agosto de 2013, las fuentes indicadas arriba reportan los datos de generadores únicamente de\nforma agregada con empresas de distribución y transmisión eléctrica. En caso que dichas fuentes\nreporten datos por separado para el sector de generación de electricidad,\n\nse deberá utilizar dicho sector para seleccionar el dato de referencia.\n\n \n\nRespuesta\n\nDe ubicarse o disponer de fuentes confiables y rigurosas que reflejen y representen\ncon\nmayor detalle el sector de generación eléctrica y, una vez validadas por la ARESEP, se podrán\n\nincorporar en la presente metodología siguiendo para ello los procedimientos institucionales y\n\nlegales requeridos en cada caso.\n\nPosición 5. Muestreo y cálculo de los valores promedio (parámetros CAPM) Posición 5.1.\n\nLa redacción propuesta por ARESEP no es clara en cómo se escogería entre las dos fuentes\n\nde datos citados (Damodaran e Ibottson). Es necesario incluir una indicación expresa del orden de\nprioridad para las fuentes (cuál es primaria y cuál se considera de respaldo). Se recomienda el\nsiguiente texto: (.) \"Para las variables descritas en los puntos 2.i, 2.ii, y 2.iii la fuente\npreferida es la información publicada por el  Prof. Damodaran. En el caso de que, para alguna(s) de\nlas variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con la información de esta fuente, se\nutilizará la información del \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" únicamente para las variables no\ndisponibles en la fuente preferida. \"(.).\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario\ny pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de\nla\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que\nlo\n\ncomponen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y\n Beta desapalancada (bd)) se podrá\n\nobtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearboo\n\nk\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información\nfinanciera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\nde las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores\ninvolucrados.\n\n \n\n3.          Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., representada por Ronald Álvarez Campos, con\ncédula de identidad 2-0530-0396, gerente con facultades de apoderado generalísimo.\n\nPosición 1. Tratamiento estandarizado del costo de capital Posición 1.1. La tasa libre de riesgo\n\nLa propuesta planteada en el presente procedimiento modifica la fuente de datos para este parámetro,\nproponiendo utilizar la información que se encuentra disponible en la página de internet de la\nReserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx7reNH15., sin embargo, es omisa en indicar cuál\nes el instrumento financiero, y el vencimiento (maturity) a considerar, siendo este\n\nnecesario para dar precisión a la fuente. Solicitamos se especifique el instrumento financiero, y\n\nel vencimiento (maturity) a considerar, así como la frecuencia de las observaciones.\n\n \n\nSugerimos utilizar la siguiente redacción: (.)\"Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal de los\nBonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA); se obtiene como un promedio de largo plazo\n(últimos 60 meses) de las tasas de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (U.S.\ngovernment securities/ Treasury constant maturities/ Nominal TCMNOM) con vencimiento a 20 años, la\ncual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los estados Unidos, en la\ndirección de internet http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.asp?relH15     \"(...)\n\n \n\nRespuesta\n\n \n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin\nembargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración\nempleado por el Profesor Damodaran para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del\nCosto del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que\nutilicen Damodaran como fuente para las estimaciones del CAPM.\n\n \n\nPosición 1.2. Beta desapalancada\n\nDe la dirección electrónica suministrada, se puede constatar que el Dr. Damodaran publica valores de\nbeta (apalancada y desapalancada) para diferentes industrias, realizando un promedio (simple) de los\nvalores mensuales de cada acción considerada en la muestra,\n\ndurante en los últimos 5 años.\n\n\"Levered and Unlevered Betas by Industry Description\n\nThis data set lists betas by industrial sector. The betas are computed using 5 years of monthly\nreturns for each stock and then averaged (simple). The unlevered betas are estimated using the\naverage market debt/equity ratios by industrial sector.\"\n\nPese a lo anterior, la propuesta de redacción planteada por la ARESEP es omisa en establecer qué\nsector industria considerar para obtener el beta a aplicar en los modelos.\n\n \n\nDado lo anterior se solicita a la Autoridad Reguladora, ampliar la redacción propuesta, de manera\nque sea explícita en cuanto al sector industria a considerar para establecer el beta desapalancado,\nasí como, su tratamiento (en caso de requerir realizar un promedio); adicionalmente se sugiere\nconsignar en la resolución el enlace directo a la publicación de las betas\n(http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html).\n\nRespuesta\n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Así\nmismo, la metodología define el criterio para considerar el valor final del beta desapalancado a\nutilizar en las fijaciones tarifarias, siendo un promedio de los valores\n\nobservados para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifaria. Se revisará la redacción\n\npara incluir la posibilidad de emplear valores que reflejen de mejor forma la industria eléctrica,\nen caso que exista mayor desagregación u otras fuentes de información que permitan contar con\nvalores de este tipo..\n\n \n\nPosición 1.2.1.\n\nPor otra parte, nos oponemos a que se utilice el término \"alternativamente\" en relación a la\n\nfuente de información de \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" y solicitamos que en lugar del término\n\"alternativamente\" se diga que en caso de no estar disponible la fuente de información del Dr.\nDamodaran se recurrirá a la información del \"Ibbotson\". Lo anterior, para eliminar la\ndiscrecionalidad del término \"alternativamente\" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente de\ninformación a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.\n\n \n\nSugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular:\n\n\"Beta desapalancada (βd): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por\nel Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar,\nespecíficamente: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html,  realizando\nun promedio simple de los valores consignados para la industria de servicio de electricidad\n(Electric Utility) de EUA del sector: central, este y oeste. En caso de que esta fuente dejara de\n\nestar disponible, se recurrirá a la información del \"Ibbotson© Cost of Capital Yearbook\" u otra que\nsea pública y confiable.\"\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la selección de la\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen\n(Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de\n\nestas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.\n Esto\n\npermite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se\ntarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 1.3. Prima por riesgo\n\nEl enlace brindado para la obtención de los valores de la prima por riesgo (Equity Risk Premium),\n no  direcciona  directamente  hacia  la  información  requerida,  lo  cual  dificulta  la\n\ntrazabilidad de la información, asimismo, no se especifica cuál de los EPR (equity risk Premium)\npublicados en la página de referencia es el que se debe utilizar (EPR T12m / EPR Smoothed), ni el\ntratamiento que se debe dar a los datos.\n\n \n\nDado lo anterior se solicita a la Autoridad Reguladora, ampliar la redacción propuesta, de manera\nque sea explicita en cuanto al EPR (equity risk Premium) a utilizar, así como, su tratamiento (en\ncaso de requerir realizar un promedio); adicionalmente se sugiere consignar en la resolución el\nenlace directo a la publicación de dicha información\n(http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls).\n\n \n\nSugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular: \"Prima por riesgo\n(PR): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr.\n\n \n\nAswath Damodaran, en la dirección de Internet, específicamente:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls, realizando un promedio simple de los\nvalores EPR T12m (equity risk Premium Trailing 12 month) consignados para los últimos sesenta (60)\nmeses. En caso de que esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a la información del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" u otra que sea pública y confiable.\"\n\n \n\nRespuesta\n\nSe acepta parcialmente la posición en el sentido de especificar en mayor medida como identificar la\nprima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas para este\npropósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo\nestán dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los últimos 5\naños anteriores a la fijación tarifara.\n\n \n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Se\naclara que se emplea la variable denominada Implied Premium (FCFE).\n\n \n\n \n\nPosición 1.3.1\n\nPor otra parte, nos oponemos a que se utilice el término \"alternativamente\" en relación a la fuente\nde información de \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\", y solicitamos que en lugar del término\n\"alternativamente\" se diga que en caso de no estar disponible la fuente de información\n\ndel Dr. Damodaran se recurrirá a la información del \"Ibbotson\". Lo anterior, para eliminar la\n\ndiscrecionalidad del término \"alternativamente\" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente de\ninformación a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la selección de la\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo\n\ncomponen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector\n\nque se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\nde las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores\ninvolucrados.\n\n \n\nPosición 1.4. Riesgo país\n\nSugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular:\n\n\"Riesgo país (RP): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr.\nAswath Damodaran, en la dirección de internet http://www.sternt.nyu.edu/adamoda, realizando un\npromedio simple de los valores de riesgo país (Country Risk Premium), para los últimos cinco (5)\naños. En caso de que esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a la información del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" u otra que sea pública y confiable\"\n\n \n\nRespuesta\n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de\n\nemplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una\ndirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del\ntiempo. Así mismo, la metodología define el criterio para considerar el valor final del riesgo país.\nPor su parte, en cuánto al período se indica: \"(...) en cuanto a extensión de la serie histórica (5\naños), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio\npublicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a\nlos 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s)\nde las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que\ncomplete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años igual para todas\nlas variables \"(...).\n\n \n\nPosición 2. Homogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos\n\n \n\nPosición 2.1. Índice de actualización de las inversiones en activos\nfijos\n\n(.) \"Se evidencia la necesidad de homogenizar el procedimiento de actualización de las inversiones\nen activos fijos, objetivo planteado en la presente propuesta de modificación metodológica, sin\nembargo, nos oponemos a que la selección del índice de indexación quede a discreción de la ARESEP\nconsignando que se utilizará un \"índice representativo\"; como se\n\ndemostró anteriormente existe suficiente análisis en esta materia como para establecer de\n\nantemano el índice a utilizar\" (.).\n\n \n\nSugerimos respetuosamente la siguiente redacción para la modificación de este particular:\n\n\"La actualización del monto de inversión en activos que conforman la base tarifaria, en caso de que\nlos datos utilizados muestren una antigüedad superior a un año, se realizará utilizando el índice de\ncostos de construcción del Bureau of Reclamation Construction Cost trends (CompositeTrend), según se\nindica en el sitio web del U.S. \"Department of the interior, Bureau of Reclamations\nhttp://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html la actualización del monto de inversión en activos\nfijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consecuente el mismo índice. En el evento de\nque se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la\nrazón técnica que fundamente dicha decisión.\"\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la actualización\ndel monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector,\nsiempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello.\n\nLo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa\n\nrepresentan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se\nconsidera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices\nque de manera congruente y precisa reflejen en mejor medidas las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la\njustificación técnica, de conformidad  con la Ley General de Administración Pública, y el valor del\níndice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 2.2. Exclusión de valores extremos en el costo de inversión\n\nEs importante señalar que en la resolución RJD-009-2010 se relaciona el concepto de valores extremos\ncon capacidades de planta menores de 1.000 kW y mayores de 50.000 kW, mientras\n\nque en la propuesta sometida a Consulta Pública se menciona que las bases de datos excluyen los\nvalores extremos. Sobre el particular es necesario resaltar la necesidad de que se\n\ndefina en la metodología el concepto de valor extremo. En ese sentido, es importante anotar que\ncuando se eliminan los valores extremos, implícitamente se está excluyendo la noción de riesgo en lo\nreferente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos.\n\n \n\nAsí las cosas, se solicita respetar la exclusión de valores extremos únicamente en cuanto a la\npotencia de los proyectos a ser incluidos en la base de datos (capacidades de planta menores de\n1.000 kW y mayores de 50.000 kW), no así en cuanto a la exclusión de valores extremos por magnitud\nde inversión, ya que como se indicó anteriormente esto excluye implícitamente la noción de riesgo en\nlo referente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión\n y estará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual\n\ndeberá hacerlo justificado\nen la ciencia, técnica y lógica tal\ny como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\nPosición 3. Eliminación de la referencia la regresión de tipo exponencial\n\n \n\nPosición 3.1. Ajuste de la curva de regresión\n\nSe le solicita a la ARESEP que especifique en la metodología respectiva para definir la curva de\nmejor ajuste como aquella que tiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor\nabsoluto de 1), que mide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en\nla o las variables independientes, y que será esta curva de mejor ajuste la\n\nque se utilizará en la metodología.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es\n\nadecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre\n\ncapacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los\nprocedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del\ngrado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este\ncoeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 3.2. Exclusión de valores extremos en los costos de explotación\n\nCabe señalar que la Consulta Pública de marras no hace una mención directa a la exclusión de valores\nextremos en lo referente al costo de explotación en plantas hidroeléctricas nuevas o existentes. En\nla fijación tarifaria contenida en la resolución RIE-040-2013 (.) \"Para la determinación de los\ncostos de explotación se empleó un procedimiento de exclusión de valores extremos: promedio ± 1\ndesviación estándar, que no se había utilizado en fijaciones\n\nprevias, ni consta en el modelo tarifario respectivo\" (.).\n\n \n\nLo anterior es una inconsistencia metodológica que debe subsanarse - doble exclusión de valores\nextremos - ya que la metodología contenida en la resolución RJD-009-2010 no contempla el manejo sui\ngeneris utilizado en la fijación tarifaria contenida en la resolución RIE- 040-2013.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo\njustificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General\n\nde la Administración Pública.\n\n \n\nPosición 4. Ampliación del alcance de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas -\ncon excepción de lo referente a las estructuras tarifarias.\n\n \n\nEn el Informe 774-IE-2013, en el cual se plantean las modificaciones de las metodologías tarifarias\nde plantas de generación privada, se incluye la propuesta de \"ampliar el alcance\" de la metodología\ntarifaria de plantas hidroeléctrica nuevas, de manera que banda tarifaria resultante de plantas\nnuevas hidroeléctricas se aplicaría por referencia a potenciales proyectos nuevos de WTE y solares,\naclarando que lo anterior aplicaría sin considerar la estructura estacional, ya que las estructuras\ntarifarias son específicas para cada fuente de generación. Así las cosas, consideramos que lo\nprocedente es que, antes de aplicar una metodología por referencia, se elaboren y aprueben lo antes\nposible metodologías específicas para WTE y para energía solar.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas\n\ncon fuentes renovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía\n\ngenerada a partir de desechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes,\nal mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para\ngeneración solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las\ncondiciones y características particulares de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la\nbanda tarifaria de plantas hidro, no su estructura.\n\n \n\n \n\n4.         \nHidroeléctrica  Platanar,\n representada  por\n Javier\n Matamoros\n Agüero,\n cédula  de identidad 2-0359-0733, Gerente General.\n\n \n\nPosición 1. Variables beta y prima de riesgo\n\n \n\nSi bien estamos de acuerdo y apoyamos la actualización que se está realizando, nos oponemos a que se\nutilice el término \"alternativamente\" en relación a la fuente de información de Ibbotson, y\nsolicitamos que en lugar del término \"alternativamente\" se diga que en caso de no estar disponible\nla fuente de información del Dr. Damodaran se utilizará la de Ibbotson. Lo anterior, para eliminar\nla discrecionalidad del término \"alternativamente\" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente\nde información a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.\n\n \n\nEn conclusión, apoyamos la actualización de las variables beta y prima de riesgo en la metodología\npara la fijación de las tarifas de plantas existentes, sin embargo, nos oponemos que se establezca\nel uso \"alternativo\" de dos fuentes de información, y en su lugar, proponemos que en todo caso el\nuso de las dos fuentes de información sea \"subsidiario\".\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de\ninformación financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo\n\ncomponen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá\n\nobtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas\nfuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite\nemplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\nde las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores\ninvolucrados.\n\n \n\nPosición 2. Eliminar discrecionalidad\n\n \n\nLas metodologías tarifarias se crean para determinar expresamente la forma en que se realizarán las\nfuturas fijaciones tarifarias. Esa determinación permite dar seguridad jurídica a los prestadores de\nlos servicios públicos y a los usuarios de los mismos, sobre las reglas aplicables a las futuras\nfijaciones.\n\nLas metodologías tarifarias, deben establecer todos y cada uno de los parámetros que tienen una\nimplicación directa en la tarifa resultante. No puede ser discrecional que el funcionario de turno\ndetermine parámetros que tienen un impacto directo en la tarifa resultante.\n\nEn ese sentido, nos oponemos a cualquier discrecionalidad que genere incerteza e inseguridad\njurídica sobre las futuras fijaciones tarifarias. Así mismo, no es de recibo la discrecionalidad de\nparámetros tarifarios, porque eso implica que el prestador del servicio no podría conocer de\nantemano el cálculo de la tarifa resultante y en consecuencia no podría preparar ni siquiera una\nsolicitud tarifaria, con lo cual, se estaría impidiendo en la práctica la posibilidad de presentar\nsolicitudes tarifarias establecida en la propia Ley 7593. En conclusión, las fijaciones tarifarias\nno pueden ser una suerte de lotería de parámetros tarifarios, en la cual, el prestador del servicio\nni el usuario, no tienen idea o certeza sobre la tarifa resultante, que quedaría en manos del\nfuncionario de turno y su decisión discrecional, lo cual evidentemente es inaceptable.\n\n \n\nRespuesta\n\nCoincidimos en que las metodologías de fijación tarifaria que se desarrollen debe reducir al mínimo\n la  discrecionalidad.  Sin  embargo,  la  posición  no  precisa  sobre  que  variables  o\n\nparámetros se genera potencialmente discrecionalidad en la presente propuesta. Por otra parte, el\nque algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos,\n\npor el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado, no exime a\nque los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y\n\ncalcular la tarifa y, por otro, no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el\n\ninforme técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede\nopinar sobre los cálculos efectuados.\n\n \n\nAdemás, el prestador del servicio siempre se encuentra posibilitado a realizar solicitudes\ntarifarias y en las variables en que se encuentre discrecionalidad, proponer la que mejor se adapte\nal servicio o al costo que se esté revisando, lo cual será analizado por el Ente Regulador con el\nfin de determinar si es lo más razonable.\n\nPosición 3. Procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos Posición 3.1.\n\nEn relación a la\nactualización del monto de inversión en activos fijos, cuya indexación se había\n\nestablecido mediante el índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP-EEUU), sin\njustificación técnica o jurídica, se elimina dicha referencia en la propuesta sometida a Audiencia\n(folio 23), se elimina la certeza técnica y la seguridad jurídica de un índice concreto, y se\npropone que la actualización se realice mediante un índice que se definirá en cada fijación\ntarifaria, lo que supone en consecuencia, que previo a cada fijación no hay forma materialmente\nposible de saber qué índice se utilizará para indexar las inversiones, ya que en cada ocasión la\nARESEP podría modificarlo a su antojo, lo que evidentemente no es de recibo. En virtud de lo antes\nexpuesto, nos oponemos a que se elimine la indexación concreta que existe actualmente y solicitamos\nque se rechace la propuesta de modificación presentada en ese sentido.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere realizar la actualización del\nmonto de inversión, mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando\nmedie la razón y justificación técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se  han\n identificado  índices  que  de  forma  más  precisa  representan  la  evolución  y  el\n\ncomportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesaria dejar\n\nabierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que reflejen de manera\ncongruente y precisa las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice\nrespectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica y el valor\nde las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores\ninvolucrados.\n\n \n\nPosición 3.2\n\nAdicionalmente, no queda claro en el Informe de la Propuesta sometida a Audiencia, si se pretende\neliminar el primer párrafo del Punto 6.2 de la Resolución RJD-009-2010, en cuyo\n\ncaso nos opondríamos, porque consideramos que lo correcto es que efectivamente, tal y como está\ndispuesto hoy en día, en cada fijación se actualicen todos los componentes del modelo\n\ntarifario (I, Ca, Xu, ke y Fp).\n\nEl punto 6.1 de la Resolución RJD-009-2010 se indica que:\n\n\"Después de la fijación inicial que se realizará de seguido a la aprobación de esta metodología, la\nactualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando el procedimiento a partir del primer\ndía hábil del mes de octubre de todos los años, aplicándose las fórmulas y metodologías vigentes y\nrevisando todos los cinco componentes del modelo, utilizando la información disponible y de acuerdo\ncon los criterios señalados en las secciones anteriores.\"\n\n \n\nAl no modificar la propuesta el punto 6.1 se desprende claramente que la actualización de las\ntarifas es anual, y siendo las variables (I, Ca, Xu, ke y Fp), sus componentes de cálculo, se\nentiende que se actualizarán de forma anual. En este sentido no resulta necesario mantener lo del\npunto 6.2, toda vez que se indica claramente que ese procedimiento se utilizará solamente si no se\ncuenta con información actualizada.\n\n \n\nPosición 4. Sobre ampliación del alcance de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas\nnuevas.\n\nPosición 4.1.\n\n(.)\"En relación a la propuesta de aplicar la banda de plantas nuevas hidroeléctricas a\n\npotenciales proyectos nuevos de WTE y solares, consideramos que lo ideal es que se apruebe lo antes\nposible, en cuestión de 4 o 5 meses, metodologías específicas para WTE y para energía solar\"(.).\n\n \n\nSin perjuicio de lo anterior, consideramos que en la medida de que no se atrase la aprobación de las\nnuevas metodologías específicas, no habría inconveniente en que se generalizara para esas otras\nfuentes de generación la banda tarifaria de plantas nuevas hidroeléctricas. Sin embargo, quisiéramos\nllamar la atención de la Autoridad Reguladora, que al igual que sucede hoy en día con los proyectos\neólicos existentes a los que se les aplica la tarifa hidroeléctrica, debe establecerse una\nestructura tarifaria específica para esa fuente.\n\n \n\nEn la determinación de esas estructuras tarifarias, se debe considerar que las plantas de WTE tiene\nun factor de planta muy alto y pueden generar durante el día y la noche durante todos los meses del\naño, mientras que en el caso de la energía solar, sólo se puede generar plenamente entre 5 y 6 horas\nal día, aspectos que deben ser tomados en consideración dentro de las estructuras tarifarias que\nsean aprobadas. En conclusión, nos oponemos a que se atrase la definición de metodologías\nespecíficas de WTE y de energía solar, ya que esos atrasos repercuten en el desarrollo de la\ngeneración de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. No obstante, no nos oponemos a que\ntransitoriamente se utilice como referencia para WTE y para energía solar la banda tarifaria de\nplantas nuevas.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\n\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura. Lo\nanterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes renovables y no\nconvencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de desechos sólidos,\npara realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja\nen la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y mediante desechos\nsólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y características particulares de\ncada fuente particular.\n\n \n\nPosición 4.2 Concepto de planta\nnueva\n\n \n\nNos oponemos a que el concepto de planta nueva se restrinja a una planta que nunca haya operado, ya\nque esta definición impediría el aprovechamiento de proyectos nuevos dentro del Sistema Nacional, \nque hasta ese momento se hayan utilizado sólo para autoconsumo o proyectos que han generado en el\npasado pero que han sido renovados en razón de que los equipos electromecánicos u otros hayan\ncumplido su vida útil. En virtud de lo antes expuesto, solicitamos que las tarifas de plantas nuevas\npuedan ser aplicables a los proyectos que renueven sus equipos por haber llegado a su vida útil.\n\nUna vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas,  considerando lo  que el Por Tanto I. punto  f. referente al Plazo\nde la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no\nrenovación del contrato si es menor a 20 años. (...)\"El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha\nasignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía.\n\n \n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional. \"(...)\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\n \n\nPosición 5. Factor ambiental\n\n \n\n(.) \"En la propuesta que ha sido sometida a Audiencia Pública dentro del Expediente OT-122- 2013 de\nreferencia, se ha omitido la definición del factor ambiental y no se está cumpliendo lo que había\ndispuesto el Regulador General en el Oficio de referencia. En virtud de lo anterior, solicitamos se\nincluya de la unificación de metodologías objeto de este procedimiento, la definición del factor\nambiental aplicable a la generación privada de electricidad mediante fuentes renovables. A efectos\nde la determinación del cálculo del factor ambiental, solicitamos se tome en consideración la\npropuesta presentada por mi representada dentro de los Expedientes OT-29-2011 y OT-28-2011.\" (.).\n\n \n\nEn virtud de la espera de más de un año para que se corrijan los parámetros de cálculo del costo de\ncapital para plantas existentes y para la definición del factor ambiental; solicitamos que se le dé\nmáxima prioridad al presente procedimiento y que el mismo sea resuelto por parte de la Junta\nDirectiva antes de que termine el presente año 2013, más aun si tomamos en cuenta que se nos había\ndicho que estaría resuelto antes de terminar el año 2012.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición está\nfuera de los alcances de\nla presente propuesta de modificación a\nlas metodologías de generación privada.\n\n \n\n \n\n5.         \nCooperativa  de  Electrificación  Rural  de\n San  Carlos\n R.L.  (COOPELESCA\n R.L.) representada por Omar Miranda Murillo, cédula: 5-165-019, Gerente General.\n\n \n\nPosición 1. Alcance\n\nSe apoya la propuesta de ampliar el alcance; sin embargo, se debe considerar lo siguiente:\n\n \n\nPosición 1.1.\n\nDebería haber consistencia en el texto de los alcances de todos los modelos tarifarios de generación\nprivada con recursos renovables, para lo cual debería modificarse su redacción para que se lea\nigual, con excepción del tipo de fuente primaria de energía.\n\n \n\nRespuesta\n\nExisten metodologías que por la naturaleza de la fuente primaria a que se refieren deben contener\ncriterios particulares en lo que respecta al alcance, e incluso en lo referente a otras secciones,\ndebido a la presencia de elementos diferenciadores como el factor de planta,\n\ncapacidad instalada, tipo de inversión, etc. Aunque se realiza un esfuerzo por estandarizar las\ndiferentes  metodologías  de  generación  privada,  se  considera  que  existen  elementos\n\nparticulares  que  deben  mantenerse  y,  por  tanto,  los  textos  del  alcance  no  aplican\nnecesariamente igual para todas. Un ejemplo de lo anterior es la inclusión, de manera transitoria,\nde un texto que permita emplear las bandas de precios que se establecen en la metodología de\ngeneración con plantas hidroeléctricas nuevas para las tarifas para de fuentes de generación que\nutilicen la energía solar o los residuos sólidos, lo anterior hasta que se desarrollen y aprueben\nlas respectivas metodologías.\n\n \n\nPosición 1.2.\n\nLa referencia a condiciones similares a las que establece la Ley 7200, deja  por fuera a\n\ngeneradores privados con capacidad mayor que 20 MW, a los cuales las empresas distribuidoras\npodríamos comprarles energía. Dado que el Sistema Eléctrico Nacional requiere con urgencia la\nincorporación de nuevas plantas de generación con recursos renovables, debería considerarse la\nposibilidad de ampliar el alcance de estos modelos para plantas con capacidades mayores a 20 MW, al\nmenos, mientras no exista un modelo tarifario aprobado por ARESEP para tal fin.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición presentada se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta, ya que las\nmetodologías aquí modificadas se circunscriben a proyectos de tamaños iguales al Capítulo 1\n\nde la Ley 7200.\n\n \n\nPosición 1.3.\n\nARESEP utiliza como regla, para las cooperativas de electrificación, que el promedio de los precios\nde compra a otros generadores distintos del ICE, debe ser igual o menor que la tarifa T-SD, a la\ncual las cooperativas le compran la energía al ICE. Eventualmente, dado el nivel de\n\nla banda tarifaria definida por la ARESEP y sus posteriores ajustes,\nel precio de compra a los\n\ngeneradores privados, podría ser superior a la tarifa T-SD.\n\n \n\nConsiderando la importancia de esta energía para el sistema Eléctrico Nacional y en procura de\nincentivar nuevos proyectos de generación de energía mediante el uso de fuentes renovables, debería\nreconsiderarse la citada regla para las empresas distribuidoras distintas del ICE.\n\n \n\nPor otra parte, dicha regla pretendía proteger a los usuarios del servicio que prestan esas\ndistribuidoras. Sin embargo, en las condiciones actuales y las proyecciones de generación para los\nsiguientes años, la regla iría en detrimento de nuestros usuarios, ya que, comprar energía a otros\ngeneradores reduciría la dependencia de la generación térmica y por lo tanto nuestros usuarios se\nverían menos afectadas por tal dependencia.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn este caso particular, el Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC \"Reglamento sectorial de\nservicios eléctricos\", que se encuentra vigente, indica en el artículo 26 lo siguiente:\n\n \n\n\"Artículo 26.-De las tarifas para el servicio de generación. La tarifa de generación para venta a\nlas empresas distribuidoras y a abonados que estén servidos en alta tensión, se definirá por los\nprincipios generales establecidos en el artículo 22 de este Reglamento.\n\n \n\nLos costos de generación reconocidos por la compra de electricidad en bloque a las empresas\ndistribuidoras, se establecerán con base en las tarifas vigentes que existen para ese mismo caso, de\nmanera que no sobrepase otras opciones más económicas con que puede contar la empresa distribuidora.\n\n \n\nEn caso de que la empresa distribuidora genere con una planta de su propiedad, se le asignará a esta\nelectricidad para efectos tarifarios, un valor que reconozca los costos y una rentabilidad\nrazonable, pero que en ningún caso excederá la tarifa de compra de electricidad de menor costo\nexistente en el mercado.\n\n \n\nEl cálculo del costo de las compras de electricidad debe permitir que las empresas distribuidoras\ntengan incentivos para contratar en forma económica el suministro de energía en bloque y a la vez,\nque parte de las ventajas en el precio de compra se apliquen en beneficio de los usuarios finales.\"\n\n \n\nComo se observa, las decisiones de compra de energía eléctrica de las empresas distribuidoras, no\nsolo deben ser orientadas a la oportunidad de dependencia o no de un recurso, sino también deben\nconsiderar la mejor opción económica para el beneficio de sus usuarios finales.\n\nPosición 2. Estabilidad de precios Posición 2.1.\n\nSe considera conveniente que se otorgue la mayor estabilidad a los precios que se fijen con\n\nestos modelos tarifarios, para que los potenciales compradores (COOPELESCA) no se vean afectados por\ncambios abruptos en los precios de compra a los generadores privados y tampoco nuestros usuarios,\npara lo cual podría pensarse en una indexación de las tarifas usando índices razonables y uniformes\npara todos los modelos tarifarios.\n\n \n\nRespuesta\n\nEl Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de\n\njunio del 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica\nautónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de\ncompra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas, ajustes y precios de compra respectivamente:\n\n \n\nArtículo 20. Tarifas.- (.) \"La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará\nlas tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200\ny sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de\nenergía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones\nparticulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para\ncada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos\ndesarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de\nlas plantas existentes.\" (.)\n\n \n\n(.)\"Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo\nla modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán\ntener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de\nacuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN (.).\"\n\n \n\nArtículo 21.- Precio de compra de la energía: \"El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el\nProductor en el proceso en que resultó seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor\nrespetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en\nel momento de presentar su propuesta.\n\nEn el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el precio ofrecido junto con la\nfórmula para su actualización durante la vigencia del Contrato.\n\nLa fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar sustentada sobre la base del\nreconocimiento únicamente de las variaciones en los costos de explotación y deberá estar contemplada\nen los términos de referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.\n\nEl reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará\nsujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.\n\n \n\nDe los artículos en mención se concluye que el ICE comprará la energía al precio que el productor\nofrece en el proceso mediante el cual el oferente resultó seleccionado para la venta de electricidad\nal ICE, dichos precios deben respetar los rangos tarifarios establecidos por la ARESEP, asimismo,\ncualquier ajuste posterior quedará sujeto a que el mismo se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que al momento tenga vigente la ARESEP. Por tanto, los contratos\nestablecidos entre los oferentes de energía eléctrica y el ICE, determinan las condiciones actuales\ny futuras que regirán el precio de compra y la forma de actualización de los costes de acuerdo a lo\nestablecido en la Ley N° 7200 y sus reformas, incluido el Decreto 37124-MINAET.\n\n \n\nPosición 3. Indexación de los costos\nde inversión\n\nLlama la atención que no se defina con precisión la regla de indexación para los costos de\ninversión, lo  cual  agrega  incertidumbre  a  los  posibles  precios  que  se  pagarán a  futuro.\n\nAdemás, se menciona que las bases de datos excluyen los valores extremos, sin que se\n\nindique cómo se calcularán esos valores extremos y no se definen las reglas para la conformación de\nlas bases de datos.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual\n\ndeberá hacerlo justificado\nen la ciencia, técnica y lógica tal\ny como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\nAsí mismo, considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la\nactualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice\nrepresentativo del sector, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. Lo\nanterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan\nla evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera\nnecesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de\nmanera congruente y precisa reflejen en mejor medidas las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la\njustificación técnica y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los\nactores involucrados.\n\n \n\nPosición 4. Ampliación del alcance\n\nNos oponemos a la ampliación del alcance, para que el modelo de plantas hidro nuevas se aplique a\nplantas de generación con otras fuentes de energías renovables, para las que la\n\nAutoridad Reguladora no haya aprobado un modelo tarifario específico.\n\n \n\nLo anterior, debido a que sería desatender radicalmente el principio de servicio al costo\nestablecido en el artículo 3 de la ley 7593, por cuanto, una planta de generación con una fuente de\nenergía primaria distinta de la hidroeléctrica, tiene costos que pueden ser muy diferentes a los de\nuna planta hidro, lo cual, a su vez, implica que podría pagarse un sobre precio o bien pagársele por\ndebajo de sus costos, o que atentaría contra su equilibrio financiero.\n\n \n\nPor otra parte, habría una gran incertidumbre respecto a la estructura tarifaria que aplicaría la\nARESEP en esos casos, lo que puede cambiar, radicalmente los resultados económicos, tanto para el\ncomprador como para el vendedor, dependiendo del tipo de fuente de energía y tecnología que se\ntrate.\n\n \n\nTanto el ICE como nuestra empresa, tienen interés en comprar energía eléctrica de generadores\nprivados que utilicen otras fuentes de energías renovables diferentes a las que hoy disponen de un\nmodelo tarifario aprobado por ARESEP, como podrían ser la energía solar fotovoltaica, la geotérmica\nde baja entalpia o bien la producida a partir de desechos sólidos municipales.\n\n \n\nMientras que la misma Autoridad  Reguladora ha manifestado la necesidad que tiene el Sistema\nEléctrico Nacional de generación de electricidad con otras fuentes renovables de energía, de manera\ntal que si realmente se quiere incentivar las inversiones en otras fuentes de energías no\nconvencionales, lo correcto sería que la ARESEP apruebe los modelos tarifarios específicos para\notras fuentes de energía, incluyendo su estructura tarifaria, para evitar la incertidumbre que\nfrenan las inversiones.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes\nrenovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de\ndesechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que\nla ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y\nmediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y\ncaracterísticas específicas de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria de\nplantas hidro, no su estructura.\n\n \n\nPosición 5. Definición de plantas\nnuevas\n\n \n\nLa definición plantas nuevas incluidas en el modelo para plantas hidro nuevas, debe revisarse, ya\nque deja la duda, de si para una planta hidro con un año más de operación le aplica el modelo de\nplantas nuevas o el modelo plantas existentes.\n\n \n\nRespuesta\n\nUna vez que las plantas comiencen a generar se  aplica la metodología para plantas de generación\n privada\n hidroeléctricas\n nuevas,  considerando\n lo\n que  el\n Por  Tanto  I.  punto\n f.\n\nreferente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el\ninversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...)\"El plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de\ncompra-venta de energía. La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo\npara el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido\n\npor la ley.\n Si el ICE  contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el\n\ninversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce,\nen la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de\ncreación del mercado eléctrico regional. \"(...)\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\n \n\nPosición 6. Actualización de los costos de inversión\n\n \n\nEn cuanto a la actualización de los costos de inversión a considerar dentro de todos los modelos\ntarifarios, se debe señalar que es necesario, que se definan con precisión los índices que se\nutilizarán para tal efecto y no simplemente indicar que se hará con un índice representativo, lo\ncual significa que se deja al arbitrio de los técnicos de la ARESEP, creando incertidumbre a las\npartes involucradas, tanto al comprador como al vendedor.\n\nNo queda claro en los modelos tarifarios, cómo se conforman las bases de datos y cómo se calculan\nlos costos de inversión y de explotación de las plantas.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 3, se consigna la respuesta respectiva.\n\n \n\nPosición 7. Respecto a las fuentes de información utilizadas\npara la tasa libre de riesgo y la prima por riesgo, los modelos indican:\n\n \n\nPosición 7.1.\n\nPareciera que están desatendiendo a la teoría que sustenta el modelo CAPM, para el cual, una vez\ndefinido el periodo que se utilizará para el cálculo de la variable y su fuente de información,\nsimplemente se toma el dato actualizado y se utiliza dentro de la fórmula del CAPM.\n\n \n\nSi se revisa, el sitio de internet del profesor Damodaran de la Universidad de Nueva York, se\nencontrará todo el material teórico que explica cómo se obtienen los valores publicados y la\nconsistencia que se requiere para las variables que se utilizan en el CAPM en cuanto a periodos\nincluidos en su cálculo. De manera que si la ARESEP desea modificar los preceptos del modelo CAPM,\nal menos debería fundamentar teóricamente por qué se aleja de los fundamentos teóricos de  dicha \nmetodología  y en particular por qué  solo  para esas dos variables.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del\nenfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se\nrefiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como\n\nfuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables\n\nque entran en el cálculo del CAPM consideran un periodo de tiempo suficientemente amplio dado que\nDamodaran publica datos mayoritariamente anuales.\n\n \n\nPosición 7.2.\n\nPor último, se debe tener claro que la fuente alternativa de información que se cita para la prima\nde riesgo: \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" no es una fuente de libre acceso (pública)\n\ny además no se explica en qué casos se utilizará dicha fuente de información.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de\ninformación financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo\n\ncomponen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector\n\nque se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.\n\n \n\n \n\n6.         \nEsteban José Lara Erramouspe, cédula de identidad 1-0785-0994\n\n \n\nSobre modificaciones a resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010: \"Metodología de fijación de\ntarifas para generadores privados existente (ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa\nde electricidad con el instituto costarricense de electricidad\"\n\n \n\nEs importante que se cambie el título de la misma metodología, ya que no es claro que se refiere a\nlas plantas existentes antes de que se publicara la metodología, lo cual ocurrió hace más de tres\naños. Inclusive el mismo ICE ya ha tenido problemas para interpretar su aplicación.\n\n \n\nRespuesta\n\nUna vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de\nla deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el\n\ninversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...)\"El\nplazo de la deuda\n\nes de 20 años. Se le ha asignado esa duración,\npara que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía.\n\n \n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional. \"(...)\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\n \n\nPosición 1. En el texto sustitutivo del inciso \"3.6 Rentabilidad (Ke)\", en lo referente a las\nfuentes de información debe ser más específico, ya que la dirección dada para los siguientes valores\nno están claras.\n\n \n\nPosición 1.1. Tasa libre riesgo (KL)\n\nAl abrir la dirección dada se pide más información sobre los datos a obtener, y es necesario\n\nque el ARESEP aclare cuales son las escogencias correspondientes para evitar dudas de aplicación.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM,\n\nsin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración\nempleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el\ncálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones\nque utilicen Damodaran como fuente para obtener el CAPM.\n\n \n\nPosición 1.2. Prima por riesgo (PR)\n\nAl abrir la dirección dada abre una página genérica de información, es necesario que el ARESEP\naclare cuales y como acceder las fuentes adecuadas para evitar dudas de aplicación.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe acepta parcialmente la posición en el sentido de especificar en mayor medida como identificar la\nprima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas\n\npara este propósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por\nriesgo están dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los\núltimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.\n\n \n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Se\naclara que se emplea la variable denominada Implied Premium (FCFE).\n\n \n\nPosición 1.3.\n\nEn cuanto a la referencia alternativa el \"Ibootson Cost of Capital Yearbook\" es importante que\n\nse aclare la fuente oficial (hay varias e inclusive algunas piden tarjeta de crédito) y que debe ser\nel último que esté disponible, así como, el apartado dentro del libro bajo el cual se debe buscar la\ninformación a utilizar.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección\n\nde la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo\ncomponen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.\n\n \n\nPosición 2. Actualización del monto de inversión en activos fijos\n\nEn el texto sustitutivo del inciso \"3.3.2 Fuente de información (...) Actualización del monto de\ninversión en activos fijos, en lo referente a la exclusión en las bases de datos de los valores\nextremos, el ARESEP debe aclarar si solo se refiere a los dos valores extremos de la muestra, o\naplicará promedio simple y eliminará los valores fuera de la desviación estándar que se\n\nobtenga y recalculará el promedio simple sin estos datos, o si de acuerdo al método de\n\nregresión que utilice calculará la desviación correspondiente y eliminará los datos fuera de dicho\námbito y recalculará la regresión. Lo anterior debe ser claro, ya que en anteriores ocasiones hemos\nvisto ejercicios de aplicación que cambian año a año.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo\njustificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la\nAdministración Pública.\n\n \n\nSobre modificaciones a resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto de 2011: \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\"\n\n \n\nPosición 1. Costos de explotación\n\nSobre la modificación propuesta en los \"Costos de explotación (CE)\", es importante que el ARESEP\nindique cuáles son los criterios para definir la regresión que \"mejor se aproxima\" en\n\ntérminos estadísticos/matemáticos para permitir la debida recreación del cálculo por parte de los\nregulados.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\n\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado\nespecificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre capacidad\ninstalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los procedimientos\n estadísticos  y  econométricos  el  coeficiente  de  determinación  es  solo  un\n\nindicador del grado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin\n\nembargo, el que este coeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es\nnecesario descartar otros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los\nresultados del modelo en estimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente\nmetodología que se empleará la curva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión\nresultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 2. Rentabilidad\nsobre aportes al capital\n\nEn el texto sustitutivo del inciso \"Rentabilidad sobre aportes al capital (p)\", en lo referente a\nlas fuentes de información debe ser más específico, ya que la dirección dada para los valores no\n\nestán claras, y deben revisarse tal y como se expuso anteriormente para la tasa libre riesgo (KL)\n(http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15), para prima por riesgo  (PR)\n(http://www.stern.nvu.edu/~adamodar y  la referencia alternativa el \"Ibbotson Cost of Capital\nYearbook\").\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen\n(Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá\n\nobtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente,\n\ndel \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas\nfuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite\nemplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nEn caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web\ny no una dirección electrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso\ndel tiempo.\n\n \n\nPosición 3. Aspectos generales Generalidades\nsobre modificaciones a modificaciones planteadas a metodologías incisos a y b.\n\n \n\nEn general, para\nambas metodologías tarifarias es necesario\nse tome en cuenta lo establecido por la misma Ley 7593 en su artículo 31:\n\n \n\nArtículo 31.- Fijación de tarifas y precios para fijar las tarifas y los precios de los servicios\npúblicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada\nservicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del\nservicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso,\nse procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para\naplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa. Los criterios de\nequidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos\nen el Plan nacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los\nprecios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio\nfinanciero de las entidades prestadoras del servicio público. La Autoridad Reguladora deberá aplicar\nmodelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la\nadministración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de\ninterés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y\ncualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente. De igual manera, al fijar\nlas tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios,\ncuando resulten aplicables...\"\n\nNota: El subrayado no es parte del original.\n\n \n\nEs claro, que debe introducirse esta indicación como parte de los textos de ambas metodologías\npresentadas, ya que ninguna de las metodologías es aplicable a casos particulares donde por razones\nno contempladas por los desarrolladores de las metodologías, deba estudiarse la aplicación de la\nmisma en casos específicos.\n\n \n\nRespuesta\n\nLas metodologías para fijar tarifas a los generadores privados, responden al criterio de fijación\npor industria, lo que implica que no es una fijación por empresa. En este sentido, es que se\n\nestablece una banda tarifaria por parte de la ARESEP y las tarifas finales deben establecerse dentro\nde los límites de la misma.\n\nEl Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de junio\ndel 2012 -Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica\nautónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de\ncompra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra respectivamente.\n\n \n\nPosición 3.1. Tamaño de las plantas\n\n \n\nSobre el mismo tema, ninguna de los cambios en las metodologías propuestas para plantas\nhidroeléctricas (nuevas o viejas) hace distinción conforme al tamaño de las plantas o las muestras\nutilizadas para referencia, y generaliza en forma arbitraria su aplicación. Es necesario que se\nincorpore el establecimiento de tractos y límites de las muestras de datos para poder disminuir el\nsesgo entre plantas pequeñas y grandes. Al mezclar referencias de plantas fuera del rango del\nCapítulo I de la Ley 7200 y sin distinción de su tamaño, el análisis introduce datos erróneos\npasando por alto el efecto de las economías de escala, poder de mercado, eficiencia y otros.\n\n \n\nRespuesta\n\nComo se menciona en la posición anterior, la metodología tarifaria aplica con criterio de fijación\n\npor industria. La exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de\ninversión y estará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual\ndeberá hacerlo justificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de\nla Administración Pública.\n\n \n\nPosiciones presentadas por\n\n7.         \nAzucarera El Viejo, S.A., representada por José Alvaro Jenkins Rodríguez\ncédula de identidad 2-367-664, con facultades\nde apoderado generalísimo.\n\n8.         \nIngenio Taboga, representada por Adrián Rodolfo\nGuzmán Oreamuno, cédula de identidad número 1-0572-0515, con facultades de apoderado generalísimo.\n\n \n\nPosición 1.\n\nMi representada apoya la modificación propuesta a los alcances de los modelos tarifarios de\ngeneración privada con fuentes no convencionales, en el sentido de que se puedan aplicar los modelos\ntarifarios para otras compraventas de energía entre agentes autorizados y regulados por la ARESEP.\nDicha ampliación del alcance de los modelos tarifarios facilitarían que se realicen nuevas\ninversiones en generación con energías renovables que el Sistema Eléctrico\n\nNacional requiere con urgencia.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe agradece el apoyo a la propuesta y su valiosa participación en este proceso.\n\n \n\nPosición 2.\n\nConsiderando que las otras empresas distribuidoras pueden comprar a generadores privados de energía\neléctrica con capacidades mayores que 20 MW, pareciera lógico que la ampliación\n\ndel alcance de los modelos considere la venta por parte de generadores privados con capacidades\nmayores que 20MW, para lo cual el generador privado deberá obtener la concesión respectiva por parte\ndel MINAE. De esa forma, también se podría obtener mayor\n\naporte de energías renovables al sistema.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición presentada se encuentra fuera de los alcances de la presente metodología, ya que las\nmetodologías aquí modificadas se circunscriben a proyectos de tamaños iguales al Capítulo 1 de la\nLey 7200.\n\n \n\nPosición 3. Respecto a los concursos\n\nPara el caso de las empresas distribuidoras: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, Empresa de Servicios\nPúblicos de Heredia y Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago, que son\n\nempresas públicas, no queda claro si éstas deberán realizar concurso públicos, similares a los que\npromueve el ICE, para poder contratar la compra de energía con los generadores privados,\n\nutilizando las bandas tarifarias, definidas en los modelos tarifarios.\n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta de modificaciones a las metodologías para generadores privadas se refiere\nexclusivamente al método y forma de realizar las respectivas fijaciones tarifarias. La forma de\nrealizar los concursos y contratos de compra y venta de energía queda fuera de los alcances de la\npresente metodología y depende de la normativa por la que se rija cada empresa.\n\n \n\nPosición 4. Alcance\n\n \n\nPosición 4.1.\n\nARESEP debería ampliar la explicación de la ampliación del alcance, de modo que las reglas para\ntodos los actores estén más claras y a la vez aprovechar para que el texto en todos los modelos sea\nel mismo.\n\n \n\nRespuesta\n\nExisten metodologías que por la naturaleza de la fuente primaria a que se refieren deben contener\ncriterios particulares en lo que respecta al alcance, e incluso en lo referente a otras secciones,\ndebido a la presencia de elementos diferenciadores como el factor de planta,\n\ncapacidad instalada, tipo de inversión, etc. Aunque se realiza un esfuerzo por estandarizar las\n\ndiferentes metodologías de generación privada, se considera que existen elementos particulares que\ndeben mantenerse y, por tanto, los textos del alcance no aplican necesariamente igual para todas. Un\nejemplo de lo anterior, es la inclusión de manera transitoria de un texto que permita emplear las\nbandas que se establecen en la metodología de generación con plantas hidroeléctricas nuevas para\nfijar tarifas, de manera transitoria, para fuentes de generación que utilicen la energía solar o los\nresiduos sólidos, lo anterior hasta que se desarrollen y aprueben las respectivas metodologías.\n\n \n\nPosición 4.2.\n\nRespecto a la ampliación del alcance del modelo de plantas hidro nuevas\npara otras fuentes de energía  renovables,\n para\n las\n cuales\n la  ARESEP  no  ha\n aprobado\n un  modelo  tarifario,\n se\n\nconsidera que no es la solución correcta, ya que, cada fuente de energía primaria implica costos\n\nque pueden ser muy diferentes a los de una planta hidro y además no se tendría certeza de la\nestructura tarifaria a aplicar, lo cual resulta determinante para establecer la factibilidad de los\nproyectos de inversión y además implicaría abrir un nuevo expediente para su discusión lo que\ndemoraría mucho tiempo.\n\n \n\nDebido a que el ICE ha expresado su interés de contratar generación privada con fuentes renovables\ndiferentes a las que hoy disponen de un modelo tarifario aprobado por ARESEP, como son la solar\nfotovoltaica u otro tipo de biomasa a la cual no le sea aplicable los modelos aprobados y la misma\nARESEP ha expresado la necesidad que tiene el Sistema Eléctrico Nacional de esta generación, es que\nse requiere que, en el corto plazo, la ARESEP, apruebe los modelos tarifarios aplicables a esas\notras fuentes de energías renovables.\n\n \n\nPor lo anterior, si lo que se quiere es incentivar nuevas inversiones en generación privada con\notras fuentes de energía primaria, lo correcto sería que la ARESEP apruebe los modelos tarifarios\npara otras fuentes de energía, incluyendo su estructura tarifaria.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes\nrenovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de\ndesechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de\n\nfuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías\n\nparticulares para generación solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes\nconsiderarán las condiciones y características particulares de cada fuente particular. Lo que se\nutilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura.\n\n \n\nPosición 4.3.\n\nDe acuerdo con todos los antecedentes de los modelos tarifarios que se pretende modificar, la\nutilización por parte de la ARESEP de las bandas tarifarias de referencia, obedeció a que con los\nconcursos públicos que realizaría el ICE habría competencia, la cual genera precios más bajos,\ncercanos al costo marginal. Esta es una forma indirecta para que ARESEP cumpla con el principio de\nservicio al costo establecido en la Ley 7593.\n\n \n\nSin embargo, desde el punto de vista económico, los concursos representan una competencia por el\nmercado, lo que no es igual que la competencia en el mercado, como es el caso de los precios de los\ncombustibles que se venden en los aeropuertos, donde se requiere estar ajustando las bandas de\nprecios de acuerdo con las condiciones de competencia internacional y sobre todo en un mercado con\ntanta volatilidad de precios, como es el caso de los combustibles.\n\n \n\nEn el caso de las compra ventas de energía de los generadores privados con el ICE, el generador\nprivado participa en un concurso público, donde oferta un precio, bajo unas condiciones económicas\ndel momento del concurso, incluyendo las bandas tarifaria definidas de previo por la ARESEP y, de\nresultar adjudicado, deberá firmar un contrato de largo plazo para la venta de electricidad. Ese\ncontrato obliga al generador en ese momento a realizar inversiones intensivas en capital que\nrequieren financiamiento (de largo plazo) y que implican unos costos hundidos. O sea que el\ngenerador privado con base en las condiciones económicas y las bandas tarifarias de referencia del\nmomento, compromete su capital, ofertando un precio que le permitirá recuperar todos sus costos y\nobtener una ganancia justa y razonable.\n\n \n\nDado que el concurso se realiza una sola vez, no resulta consistente que se le varíen las\ncondiciones, sobre todo las de las bandas tarifarias en los periodos subsecuentes.\n\n \n\nRespuesta\n\nEl Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance No 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de junio\ndel 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N0 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica\nautónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de\ncompra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra\n\nrespectivamente:\n\n \n\nArtículo 20. Tarifas.- (.) \"La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará\nlas tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200\ny sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de\nenergía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones\nparticulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para\ncada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos\ndesarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de\nlas plantas existentes.\" (.).\n\n \n\n(.)\"Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo\nla modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán\ntener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de\nacuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN (.).\"\n\n \n\nArtículo 21.- Precio de compra de la energía: \"El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el\nProductor en el proceso en que resultó seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor\nrespetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en\nel momento de presentar su propuesta.\n\n \n\nEn el contrato que suscriba\nel ICE con el Productor\nse\ncontemplará\nel\nprecio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia del Contrato.\n\nLa fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar sustentada sobre la base del\nreconocimiento únicamente de las variaciones en los costos de explotación y deberá estar contemplada\nen los términos de referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.\n\nEl reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará\nsujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.\n\n \n\nDe los artículos en mención se concluye que el ICE comprará la energía al precio que el productor\nofrece en el proceso mediante el cual el oferente resultó seleccionado para la venta de electricidad\nal ICE, dichos precios deben respetar los rangos tarifarios establecidos por la ARESEP, asimismo,\ncualquier ajuste posterior quedará sujeto a que el mismo se encuentre dentro de los límites\nestablecidos por la tarifa que al momento tenga vigente la ARESEP. Por tanto, los contratos\nestablecidos entre los oferentes de energía eléctrica y el ICE, determinan las condiciones actuales\ny futuras que regirán el precio de compra y la forma de actualización de los costes de acuerdo a lo\nestablecido en la Ley N° 7200 y sus reformas, y el Decreto 37124-MINAET. Además, La Autoridad\nReguladora está en la obligación de revisar las tarifas al menos una vez al año, según la Ley 7593.\n\n \n\nPosición 5. Actualización de costos\n\nExisten diferencias en cuanto a los índices utilizados en los diferentes modelos tarifarios, las\n\nfórmulas y las fuentes de información de dichos índices, por lo que se pueden estar creando\ndiferencias (discriminación no justificada) en el trato para la actualización de los costos; por lo\nque esos elementos debieran unificarse y definirse con la mayor precisión posible para evitar la\ndiscrecionalidad de los técnicos de la ARESEP a la hora de aplicar las fijaciones con carácter\nextraordinario.\n\n \n\nRespuesta\n\nPrecisamente, la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privadas con\nrecursos renovables, tiene como objetivo unificar y estandarizar criterios. Los criterios que se\ndefinieron  estandarizar,  unificar  y  modificar,  se  encuentran  en  la  justificación  y\n alcance  la\n\npropuesta.\n\n \n\nPor otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de\ntécnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no\nexime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y\ncalcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el\ninforme técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede\nopinar sobre los cálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 6. Factor Ambiental\n\nLa Junta Directiva de la ARESEP aprobó un factor ambiental para el modelo de plantas hidro\nexistentes, lo cual se considera como un paso importante en cuanto al incentivo de las energías\n\nrenovables.\n Sin\n embargo,\n se  considera\n discriminatorio\n que  no  se\n incluya\n en\n las  otras\n\nmetodologías tarifarias de generación privada.\n\n \n\nAdemás, se debería aprovechar, no solo para incluir el factor ambiental en todos los modelos\ntarifarios, sino también para que se realice el cálculo del valor correspondiente para que se\nincorpore en la tarifa.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías\nde generación privada.\n\n \n\nPosición 7. Actualización de los costos de inversión\n\nEn cuanto a la actualización de los costos de inversión a considerar en los modelos tarifarios, se\n\ndebe señalar que es necesario, que se definan con precisión los índices que se utilizarán para tal\nefecto y no simplemente indicar que se hará con un índice representativo, lo cual significa que se\ndeja al arbitrio de los técnicos de la ARESEP, creando incertidumbre a las partes involucradas,\ntanto al comprador como al vendedor. Se debe recordar que cada aspecto que genere incertidumbre en\nlas tarifas, hacen que el costo de financiamiento se incremente y por lo tanto los precios que\nfinalmente pagaran los usuarios finales del servicio de suministro de electricidad.\n\n \n\nRespuesta\n\nES necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del monto de\ninversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y\ncuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el\n\npasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el\n\ncomportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesario dejar\nabierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y\nprecisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el\níndice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de\nconformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que\nsea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 8. En cuanto al cálculo de la rentabilidad, los modelos tarifarios hacen referencia a lo\nsiguiente:\n\n \n\n\"La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada\nde manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para\nlos que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no\nsea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones\nanuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años igual para todas las variables\".\n\n \n\nSin embargo, dentro de dicho texto no se explican las razones que tiene la ARESEP para tomar valores\nde las variables tasa libre de riesgo y prima por riesgo de fuentes de información públicas y serias\ny aplicarles cálculos adicionales, distorsionando lo que establece la teoría sobre el CAPM. En la\nabundante literatura sobre el CAPM, se pueden encontrar las diferentes opciones para calcular los\nvalores de las variables usadas y la consistencia en cuanto a los periodos de los datos a partir de\nlos cuales las fuentes de información reconocidas publican los valores actualizados de dichas\nvariables. Por otra parte, la fuente alternativa de información Ibbotson Cost of Capital, no es\npública y crea, de nuevo, incertidumbre en cuanto a cuándo se usará dicha fuente alternativa.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del\nenfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se\nrefiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como\n\nfuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables\n\nque entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que considere\ncorrectamente la información anual presentada por Damodaran para tales variables.\n\n \n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP asegurará pondrá a\ndisposición la información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento\npúblico.\n\n \n\nPosición 9.\n\nPor último, se debe tener claro que la fuente alternativa de información que se cita para la prima\nde riesgo: \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" no es una fuente de libre acceso (pública)\n\ny además no se explica en qué casos se utilizará dicha fuente de información.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 8 anterior se dio respuesta a este tema.\n\n9.    Molinos de Viento del Arenal, S.A., P.H. Don Pedro, S.A., y P.H. Río Volcán, representada por\nJosé Benavides, cédula de identidad número 1-0478-0037, en su condición de presidente de las citadas\ncompañías\n\n \n\nPosición respecto a la propuesta de modificación de las metodologías de fijación de tarifa para\ngeneradores privados de energía eléctrica con recursos renovables.\n\n \n\nPosición 1. En lo referente al Cálculo de la rentabilidad sobre\naportes al capital mediante el Modelo de Valoración de Activos\nde Capital (CAPM por sus siglas en inglés) se presentan los siguientes\n\n \n\nPosición 1.1: propuesta de modificación - Fuentes de información:\n\nPara la obtención de los valores correspondiente a las variables macroeconómicas de prima por riesgo\n(PR), riesgo país (RP) y beta desapalancada (βd), se indican dos posibles fuentes\n\nde información: el sitio web del Dr. Aswath Damodaran, y el Cost of Capital Yearbook publicado por\nIbbotson.\n\n \n\nPara evitar posibles subjetividades, es necesario definir e indicar expresamente en la metodología,\ncuál de las dos es la fuente que se deba utilizar. Adicionalmente, la fuente de Ibbotson se publica\nde manera anual durante el mes de marzo, por lo que no es posible contar con información real en\ntiempo real que permita dar seguimiento preciso a la variación en la fijación tarifaria.\n\n \n\nSolicitud: Establecer como fuente a utilizar, la publicada en el sitio web de Dr. Aswath Damodaran.\nAdicionalmente publicar anualmente y previo a la fijación tarifaria, los valores precisos que Aresep\nutilizará para la fijación de las tarifas.\n\n \n\nRespuesta\n\n \n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de\ninformación financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima\npor riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información\npublicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of Capital\nYearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nSi bien el Ibbotson, así como, otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.\n\n \n\nPosición 1.2: Propuesta de modificación - Tasa libre de riesgo (KL)\n\nLa propuesta de modificación establece que el valor a utilizar para la tasa libre de riesgo (KL)\ncorresponderá a la tasa nominal de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con\nel mismo plazo al que se calcula la prima por riesgo. Sin embargo, no es claro\n\nrespecto los datos a utilizar, considerando que en el sitio web del Dr. Aswath Damodaran.\n\n \n\nSolicitud: Considerando que es una práctica usual dentro del sector utilizar plazos de 20 años, se\nsugiere establecer los valores de Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a un plazo\nde 20 años como el valor a utilizar para la tasa libre de riesgo (KL).\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin\nembargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración\nempleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el\ncálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones\nque utilicen Damodaran como fuente para obtener el CAPM.\n\n \n\nPosición 1.3. Propuesta de modificación - Prima por riesgo (PR)\n\nComentario: La propuesta de modificación establece que el valor a utilizar para la prima de\n\nriesgo (PR) corresponderá al promedio de los valores disponibles en el sitio web del Dr. Aswath\nDamodaran. Sin embargo, la fuente indicada publica dos tipos de prima por riesgo: ERP Trailing 12\nmonths (ERP T12m) y ERP Smoothed.\n\n \n\nDe acuerdo con las modificaciones planteadas, para la estimación del valor de PR a utilizar, deberá\nconsiderarse una serie histórica igual a 5 años. No obstante se ha identificado que los datos\ndisponibles de ERP Smoothed, instrumento seleccionado por la ARESEP en la última fijación tarifaria\nde generación privada eólica nueva, no cumplen con este criterio ya que la información disponible\ndata desde 2012.\n\n \n\nSolicitud: Establecer la utilización de los valores de ERP Trailing 12 months (ERP T12m) publicadas\nen el sitio web del Dr. Aswath Damodaran para la estimación del valor de PR, considerando que cuenta\ncon más datos históricos publicados (a partir de setiembre 2008) así como publicar anualmente y\nprevio a la fijación tarifaria, los valores precisos de PR a utilizar para la fijación de las\ntarifas.\n\n \n\nRespuesta\n\n \n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen\n(Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nSe aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo están dados\ny lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para\nlos últimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.\n\n \n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Se\naclara que se emplea Implied Premium (FCFE).\n\n \n\nPosición 1.4. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Serie histórica Comentario: La\npropuesta de modificación indica que para la estimación de los valores a utilizar  de  Tasa  libre\n de  riesgo  (KL),  prima  por  riesgo  (PR),  riesgo  país  (RP)  y  beta desapalancada (βd)\ndeberán utilizarse valores históricos de los 5 años más recientes para los que se disponga\ninformación. Sin embargo no se precisa si el histórico de 5 años corresponde a años calendario\n(datos recabados desde 1 enero a 31 diciembre) o corresponde a los últimos 60 meses previos a la\nfijación tarifaria.\n\n \n\nSolicitud: Establecer que el histórico de 5 años corresponde a los 60 meses previos a la fijación de\ntarifas a fin de dar mayor transparencia al proceso de fijación de tarifas. Para el caso de las\nvariables macroeconómicas que solamente son publicadas anualmente (riesgo país y beta desapalancada)\ny considerando que la variación de las mismas anualmente es mínima, establecer que el histórico de 5\naños consista en los datos publicados anualmente correspondientes a años calendario (01 enero - 31\ndiciembre). Adicionalmente, publicar anualmente, y previo a la fijación tarifaria, los valores\nprecisos de PR a utilizar para la fijación de las tarifas.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe emplean valores anuales para estimar el promedio, y corresponden a los valores observados para\nlos 5 años anteriores a la fijación tarifaria.\n\n \n\nPosición 1.5. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Apalancamiento financiero\n\nComentario: La propuesta de modificación establece que para la estimación de la relación\n\nentre deuda y capital se deberá utilizar un promedio ponderado por capacidad instalada de la\ninformación más reciente referente al nivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de\ngeneración eléctrica que esté disponible en la ARESEP. No obstante de acuerdo con la \"Declaratoria\nde confidencialidad gestión de contratos para compra de energía al amparo del capítulo I de la Ley\n7200 y sus reformas\" recientemente publicada por el ICE, se declara como confidencial la\ndocumentación financiera referente a la disponibilidad de los recursos financieros necesarios para\ncompletar los estudios del proyecto; por lo tanto la información sobre apalancamiento financiero no\nes pública, lo que no va en línea con lo establecido por ARESEP en la propuesta de modificación, en\nla que claramente indica que las fuentes de información deberán ser públicas y confiables.\n\nSolicitud: Continuar utilizando valor de apalancamiento actual de 75%.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación metodológica.\nPor otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de\ntécnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la\n\nmisma, por un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de\naplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los\ninteresados, toda vez  que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia\npública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 1.6. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Sección 3.3.3 \"Actualización del\nmonto de inversión en activos fijos\"\n\nComentario:\n La  propuesta  de  modificación  establece\n que  la\n actualización  del\n monto  de\n\ninversión en activos fijos se realizará utilizando un índice de precios representativo; considerando\nque la muestra puede componerse de datos de proyectos nacionales e internacionales, es recomendable\nutilizar un índice representativo internacional.\n\n \n\nSolicitud: Establecer la utilización del índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de\nAmérica (IPP-EEUU) para la actualización de los costos de inversión, por tratarse de un índice\nrepresentativo internacional realista y conservador, con el propósito de que los administrados\npuedan tener claridad de cuál es el índice a utilizar para cada fijación.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del\nmonto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector,\nsiempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han\nidentificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del\nsector para efectos de indexación, en este sentido, se\n\nconsidera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices\n\nque de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la\njustificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del\níndice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\nPosición 2. En lo referente a la \"Metodología de fijación de tarifas para generadores privados\nexistentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el\nInstituto Costarricense de Electricidad\", se presentan los siguientes comentarios.\n\n \n\nPosición 2.1. Metodología - sección 3.2 \"Costos de explotación\"\n\nComentario: La metodología establece que este valor se calcula mediante la determinación de una\nmuestra de los costos de explotación tanto de plantas nacionales como internacionales\n\nque se encuentren en operación; no obstante, actualmente no se establece una muestra de datos a\nutilizar de manera consistente para fijaciones posteriores, así como el tamaño que ésta debe tener\npara contar con datos representativos.\n\n \n\nSolicitud: Establecer y publicar una muestra única con datos de  proyectos nacionales e\ninternacionales, ya construidos y en operación de acuerdo con las mejores prácticas disponibles, a\nutilizarse para estimar los costos de explotación de manera anual. Esta muestra deberá revisarse de\nmanera anual y actualizarse de tal manera que incluya las nuevas plantas que paulatinamente se\nincorporen a los sistemas, así mismo deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones\nposteriores, indicando claramente el índice de precios a utilizar, así como, el procedimiento para\nactualización de costos. La muestra, así como el índice a utilizar, deberá publicarse anualmente, y\nprevio a la fijación de tarifas para dar transparencia al proceso.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual\n\ndeberá hacerlo justificado en la ciencia, técnica\ny lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\nPosición 2.2. Disposición relacionada: metodología - sección 3.3 \"Costos de inversión\" Comentario:\nLa metodología establece que este valor se calcula mediante la determinación de una muestra de los\ncostos de inversión tanto de plantas nacionales como internacionales; no obstante, actualmente no se\nestablece una muestra de datos a utilizar de manera consistente para fijaciones posteriores, así\ncomo el tamaño que ésta debe tener para contar con datos representativos.\n\n \n\nSolicitud: Establecer y publicar una muestra única  con datos de proyectos nacionales e\ninternacionales, ya construidos y en operación de acuerdo con las mejores prácticas disponibles, a\nutilizarse para estimar los costos de inversión de manera anual. Esta muestra deberá revisarse de\nmanera anual y actualizarse de tal manera que incluya las nuevas plantas que paulatinamente se\nincorporen a los sistemas, así mismo, deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones\nposteriores, indicando claramente el índice de precios a utilizar, así como el procedimiento para\nactualización de costos. La muestra, así como el índice a utilizar, deberá publicarse anualmente, y\nprevio a la fijación de tarifas para permitir posiciones de los afectados y dar transparencia al\nproceso.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la respuesta a la posición 2.2 anterior se da respuesta a lo relacionado con la definición de la\nmuestra. Asimismo, en la posición 1.6, de este numeral 9 se consigna respuesta al tema de\nactualización mediante índices de precios.\n\n \n\nPosición 2.3. Disposición relacionada: metodología - sección 3.4 \"Factor de planta\" Comentario: La\nmetodología establece que este valor se calcula a partir de los valores de factor  de  planta  de\n una  muestra  compuesta  por  proyectos  nacionales;  no  obstante, actualmente no se establece una\nmuestra de datos a utilizar de manera consistente para fijaciones  posteriores,  así  como  el\n tamaño  que  ésta  debe  tener  para  contar  con  datos representativos.\n\n \n\nSolicitud: Considerar como muestra, los proyectos nacionales utilizados para la determinación de los\ncostos de explotación. En caso de que no pueda ser posible por falta de información, publicar la\nmuestra a utilizar para estimar el factor de planta, esta muestra deberá utilizarse de manera\nconsistente para fijaciones posteriores. La muestra deberá publicarse anualmente, y previo a la\nfijación de tarifa para permitir posiciones de los afectados y dar transparencia al proceso.\n\n \n\nRespuesta\n\nRespuesta consignada en la posición 2.1 de este  umeral.\n\n \n\nPosición 2.4. Disposición relacionada:\nmetodología - sección 3.4 \"Factor de planta\"\n\n \n\nComentario: La metodología establece que deben considerarse los valores de factor de planta de los\núltimos tres años disponibles, sin embargo, utilizar un histórico de tres años no es representativo\npara el caso de las energías que se basan en fuentes intermitentes y fluctuantes de generación como\nson las energías renovables (solar, eólica e hidráulica), que pueden verse afectadas por diversos\nfenómenos como sequías y cambios en la velocidad del viento.\n\n \n\nSolicitud: Definir una serie histórica de 10 años para la estimación del factor de planta a fin de\nque este valor sea más representativo.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación a las\nmetodologías de generación privada.\n\n \n\nPosición 5. Disposición relacionada: metodología - sección 3.4 \"Repotenciación\"\n\n \n\nComentario: La metodología de fijación de tarifas actual, no considera la repotenciación de los\nequipos y los costos asociados a esto. A medida que la industria renovable se desarrolla, una de las\nalternativas para el desarrollo y mantenimiento consiste en la repotenciación.\n\n \n\nSolicitud: Actualmente la legislación europea otorga un beneficio por repotenciación que consiste en\nun bono (5?/MWh), el cual se añade a la tarifa convencional. De este modo se incentiva el cambio a\nmodelos más eficientes y que ofrecen una alternativa financiera más atractiva que el seguir operando\ncon equipo antiguo. A fin de incentivar la repotenciación, solicitamos definir una metodología que\npermita estimar un factor de repotenciación a fin de ser considerado dentro de la fijación de las\ntarifas.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación\n\na las metodologías de generación privada. Las fijaciones tarifarias son por industria, no se\nrealizan fijaciones individuales.\n\n \n\nPosición 3. En lo referente a la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas\", se presentan los siguientes comentarios:\n\n \n\nPosición 3.1. Disposición relacionada: metodología - \"Costos de explotación\"  Comentario: De acuerdo\ncon la metodología, el valor de costo de explotación se determina mediante el ejercicio de una\nregresión a partir de los datos de costos de inversión y capacidad instalada incluidos en una\nmuestra de proyectos hidroeléctricos nacionales, sin embargo es necesario indicar el tipo de\nregresión a utilizar, así la muestra a utilizar con el fin de obtener resultados más representativos\ny confiables.\n\n \n\nSolicitud: Establecer y publicar una muestra única con datos de proyectos hidroeléctricos nacionales\na utilizar para estimar los costos de explotación de manera anual, esta muestra deberá utilizarse de\nmanera consistente para fijaciones posteriores, indicando claramente el índice de precios a\nutilizar, así como el procedimiento para actualización de los costos. Con respecto a la regresión a\nutilizar, se ha identificado que la regresión logarítmica representa de mejor manera la curva que\nrelaciona la capacidad instalada y costos de explotación, por lo que se sugiere establecer ésta como\nla regresión a utilizar. Adicionalmente, deberá publicarse anualmente, y previo a la fijación de las\ntarifas, la muestra a utilizar para la estimación de costos, el índice de precios a utilizar, así\ncomo el procedimiento de actualización, la regresión a utilizar (en caso de no ser aceptada nuestra\npropuesta) y el procedimiento de cálculo de ésta (indicando exclusiones a la muestra), a fin de dar\ntransparencia al proceso y aceptar posiciones de las partes afectadas respecto a esa muestra, antes\nde la fijación.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es\n\nadecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre\n\ncapacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los\nprocedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del\ngrado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este\ncoeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nEn relación a la muestra se ha dado respuesta en la posición 2.1 de este numeral.\n\n \n\nPosición 3.2. Disposición relacionada: metodología - Apalancamiento financiero. Comentario: La\nmetodología establece que para la estimación de la relación entre deuda y capital se deberá utilizar\nun promedio ponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nARESEP. No obstante de acuerdo con la \"Declaratoria de confidencialidad gestión de contratos para\ncompra de energía al amparo del capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas\" recientemente publicada\npor el ICE, se declara como confidencial la documentación financiera referente a la disponibilidad\nde los recursos financieros necesarios para completar los estudios del proyecto; por lo tanto la\ninformación sobre apalancamiento financiero no es pública, lo que no va en línea con lo establecido\npor ARESEP en la propuesta de modificación, en la que claramente indica que las fuentes de\ninformación deberán ser públicas y confiables. Solicitud: Continuar utilizando el valor de\napalancamiento actual de 75%.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera del alcance de la propuesta de modificación metodológica.\nPor otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad\n\npor parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma,\npor un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la\n\nhora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los\ninteresados, toda vez que el  informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia\npública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 3.3. Disposición relacionada:\nmetodología - Factor ambiental\n\nComentario: La Ley 7593 en su artículo 31 establece que el criterio de sostenibilidad ambiental, así\ncomo los costos y servicios ambientales, deberán ser elementos a considerar en la fijación de las\ntarifas de los servicios públicos. Adicionalmente, ARESEP ya ha identificado la necesidad de\nestablecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos, así\n\ncomo instrucciones para que la propuesta de factor ambiental se defina e incluya en la tarifa;\n\nno obstante, la definición del factor ambiental se ha pospuesto indefinidamente y éste no ha podido\nser incluido en la fijación de las tarifas.\n\nSolicitud: Iniciar el procedimiento de convocatoria y realización de audiencia pública para la\naprobación y establecimiento de la metodología para la estimación del factor ambiental para su\npronta inclusión dentro de la fijación tarifaria tanto de proyectos nuevos, como de proyectos\nexistentes de generación renovable.\n\nRespuesta\n\nLa posición\nestá fuera de los alcances de la\npresente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.\n\n \n\n \n\n10. Desarrollo Solar Papagayo y Desarrollo Solar Nacascolo, representada por Enrique Alberto Morales\nGonzález, cédula de identidad número 1-0606-0457. Presidente con facultades de apoderado\ngeneralísimo en ambas sociedades\n\n \n\nPosición 1.\n\nLa tarifa que se propone utilizar para las plantas que produzcan con fuentes no convencionales de\nenergía para las cuales no existen definidas metodologías específicas -\n\ncomo en el caso de la energía solar-, en los términos en que está planteada es poco\n\nrecomendable en tanto cada medio de generación posee características técnicas y económicas que los \ndiferencian sustancialmente, y que se analizarán en los siguientes acápites.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes\nrenovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de\ndesechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de\n\nfuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías\n\nparticulares para generación solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes\nconsiderarán las condiciones y características particulares de cada fuente particular. Lo que se\nutilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura.\n\n \n\nPosición 2. Factor de Planta\n\nEn la metodología para el cálculo de tarifas hidroeléctricas nuevas se utiliza un Factor\nde\n\nPlanta del sesenta por ciento (60%), que es muy distante de la realidad para la energía solar, ya\nque en esta tecnología el factor de planta ronda un porcentaje del catorce al veintitrés por ciento\n(14%-23%).\n\n \n\nRespuesta\n\nEl análisis del factor de planta se encuentra fuera del alcance de la presente metodología.\n\n \n\nPosición 3. Costos de explotación\n\nLos costos de operación y mantenimiento de planta propuestos por ARESEP son de doscientos dieciséis\ndólares por kilovatio ($216/kw), nuevamente tomando como referencia la generación hidroeléctrica.\nSin embargo, estos costos de explotación y mantenimiento, en el caso de la energía solar son\nconsiderablemente inferiores, ya que rondan los cincuenta dólares por kilovatio ($50/kw), siendo\nasí, la utilización de los costos de operación y mantenimiento de la tecnología hidroeléctrica,\neliminaría cualquier ventaja competitiva de la energía solar sobre la hidroeléctrica.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presenta metodología propone ampliar el alcance de las metodologías de tarifas fijadas para\nproyectos hidroeléctricos privados, para ser empleadas en las fijaciones de fuentes no\nconvencionales de energía como la solar y la generación mediante desechos sólidos, únicamente de\nforma transitoria mientras la ARESEP desarrolla las respectivas metodologías. Al respecto, se amplía\nen la posición 1 de este numeral.\n\n \n\nPosición 4. Monto de la inversión unitaria\n\nLa inversión para proyectos hidroeléctricos es en promedio de tres mil diecisiete dólares por\nkilovatio ($3017/kw), mientras que para una planta solar este costo se reduce a un monto que\n\nronda los dos mil quinientos dólares por kilovatio ($2500/kw), disminución que nuevamente no se\nvería reflejada en la tarifa.\n\nRespuesta\n\nEn la posición 3 de este numeral se ha dado respuesta al tema.\n\n \n\nPosición 5.\n\nAl calcular el monto de la inversión tomando en consideración únicamente proyectos hidroeléctricos,\nla desviación estándar carece de fundamento para proyectos solares. Esto resulta crucial por cuanto\ndicha desviación es la que dicta el tamaño de las bandas, y la fijación\n\nde la tarifa únicamente tomando en cuenta la energía hidroeléctrica, perjudica especialmente a\n\notras tecnologías como el caso de la energía solar.\n\nAl realizar un ejercicio tomando esta metodología de cálculo de tarifa y colocar variables propias\nde la tecnología solar, obtenemos una tarifa que ronda los diecisiete centavos de dólar por\nmegavatio hora ($0,17/kwH).\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 3 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la\nbanda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su\n\naplicación transitoria a proyectos con fuentes no convencionales como\nla\ngeneración solar y la generación a partir de residuos sólidos.\n\n \n\nPosición 6.\n\nPetitoria: Por los motivos expuestos, solicitamos se proceda a rechazar la metodología de cálculo\npropuesta y en su lugar se fijen tarifas diferenciadas para cada tecnología, que tomen en\nconsideración las particularidades propias de cada una de ellas.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 3 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la\nbanda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación\ntransitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a\npartir de residuos sólidos. Las recomendaciones son tomadas en consideración\n\npara el desarrollo metodológico que la ARESEP realiza en materia de generación solar y a partir de\ndesechos sólidos.\n\n \n\n \n\n11.       Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), representada por Carlos Meza\nBenavides, Cédula de Identidad número 1-1016-764, representante judicial y extrajudicial\n\n \n\nPosición 1. Fundamentación técnica\n\nLas tecnologías solar e hidroeléctrica tienen importantes diferencias relacionadas con sus costos y\nfuncionamiento, las cuales según nuestra legislación necesariamente se deben reconocer en los\nmodelos tarifarios.\n\nLa aplicación del modelo tarifario para plantas hidroeléctricas nuevas a plantas de generación\n\nsolar tal y como lo sugiere la ARESEP en la presente propuesta, carece de fundamentación técnica\npues no explica cómo va a conciliar dichas diferencias. Desde nuestra perspectiva, existen variables\nque son muy distintas y pueden afectar sensiblemente la tarifa final.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\n\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes\nno convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes\nrenovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de\ndesechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que\nla ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y\nmediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y\ncaracterísticas particulares de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria\nde plantas hidro, no su estructura.\n\n \n\nPosición 1.1.\n\nLa radiación solar está disponible solamente durante horas del día y su factor de planta depende de\nlas condiciones de radiación solar de cada localidad, dichos valores usualmente rondan entre el 15 -\n28% (según OpenEI, una plataforma en línea abierta que recolecta información sobre las energía\nrenovables de distintas fuentes alrededor del mundo). Otros estudios (IEA, 2010) citan rangos de\nentre el 11 - 23% dependiendo de la localidad; IRENA menciona un 20% como promedio (IRENA, 2012);\nentre muchas otras fuentes. En la metodología para el cálculo de tarifas hidroeléctricas nuevas se\nutiliza un factor de planta del 60%. Esto es muy distante de la realidad en el caso de la energía\nsolar, ya que en esta tecnología el factor de planta ronda los 17%-20%.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la\nbanda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación\ntransitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a\npartir de residuos sólidos.\n\n \n\nPosición 1.2.\n\nCostos de Explotación: Se refieren a los costos de operación y mantenimiento de una planta. En este\ncaso se consideran $216 por kW, lo cual es muy distante a los costos solares, que deben\n\nrondar los $50/kW.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la\nbanda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación\ntransitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a\npartir de residuos sólidos.\n\n \n\nPosición 1.3.\n\nCosto nivelado de la electricidad: Dadas las diferencias en costos de operación y mantenimiento\nexistentes entre plantas hidroeléctricas nuevas y centrales fotovoltaicas, así como su diferencia en\nfactor de planta anteriormente expuesto; hacen que el costo nivelado de electricidad, p.ej. cuánto\ncuesta generar 1 kWh, difieren considerablemente, y tal como lo ha hecho la ARESEP\n\ndebe existir una diferenciación por tecnología.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la\nbanda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación\ntransitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a\npartir de residuos sólidos.\n\n \n\nPosición 2.\n\nQue no se aplique el modelo tarifario para plantas hidroeléctricas nuevas aprobada mediante\nresolución núm. RJD-152-2011 del 10 de agosto del 2011, para establecer las tarifas de la generación\neléctrica con sistemas FV.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta a esta posición respecto a la utilización de\nla banda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación\ntransitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a\npartir de residuos sólidos.\n\n \n\nPosición 3. Inobservancia de los principios generales para la fijación de tarifas\n\nDe conformidad con el artículo 31 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,\nLey núm. 7593, la fijación de tarifas debe establecerse con base en principios objetivos que tomen\nen cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, la tecnología, las\nposibilidades del servicio, y el tamaño de las empresas prestadoras. Adicionalmente, se\n\ndebe\n observar  el  principio\n del  servicio  al  costo,\n así\n como\n criterios  de  equidad\n social,\n\nsostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia.\n\n \n\nPor su parte, el artículo 22 del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, Decreto Ejecutivo\nnúm. 29847-MP-MINAE-MEIC establece:\n\n\"Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los\nasociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria\neléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las\ntecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo\"\n\n \n\nEl artículo 23 señala que con base en los principios, objetivos y obligaciones establecidos en la\nLey No 7593, la ARESEP debe aprobar y controlar la estructura tarifaria y tarifas de los servicios,\nde forma que permitan la operación óptima, la eficiencia económica, el suministro del servicio a\nniveles aceptables de calidad, la expansión y mejora del servicio; al menor costo y acorde con las\nnecesidades del mercado de los servicios de la energía eléctrica.\n\n \n\nEn el considerando vi) de la justificación de la propuesta en análisis, la ARESEP señaló que \"en el\npaís no existe experiencia en la generación con celdas FV de última generación\". Por consiguiente,\n\"la ARESEP debe recurrir al apoyo de especialistas externos para desarrollar las metodologías\ntarifarias\". Es decir, la ARESEP reconoce que en estos momentos no cuenta con la capacidad técnica\npara tomar decisiones complejas en este tema.\n\n \n\nEn ese sentido, nos preocupa que la ARESEP no cuente con información objetiva, actualizada y\nrepresentativa para adaptar el modelo propuesto a la generación con sistemas FV. Por ello, se afirma\nque la aplicación del modelo propuesto no garantiza la aplicación de los principios básicos\nestablecidos por la legislación. Es decir, la aplicación del modelo tarifario tal y como se propone\nno garantiza el establecimiento de la tarifa de forma objetiva, no es predecible que la tarifa vaya\na reflejar una \"rentabilidad razonable para la industria eléctrica\" ni le da seguridad a los\nusuarios que la tarifa fue establecida siguiendo principios de servicio al costo y eficiencia\neconómica.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición.\n\n \n\nPosición 4. Medida ineficaz para cumplir el fin de facilitar el desarrollo de mercados de venta de\nenergía solar.\n\nEn el considerando vii) de la justificación de la propuesta en análisis, la ARESEP visualiza esta\n\nmedida como una opción para facilitar desde su ámbito de competencia, el desarrollo de los mercados\nde venta de electricidad con fuentes limpias. Consideramos que es muy probable que esa medida no sea\nla idónea para promover la generación y venta de energía solar tal y como lo pretende la ARESEP.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta a esta posición. Se recalca que la medida es\ntransitoria hasta el momento en que la ARESEP tenga desarrolladas las metodologías tarifarias para\nfuentes de generación solar.\n\n \n\n \n\n12.       El Ángel S.A., representada por Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad 8-\n076-703, con facultades de apoderado generalísimo\n\n \n\nArgumentos de Posición: Nuestros argumentos se refieren al punto c) de la propuesta de cambio, el\ncual contiene las modificaciones propuestas para la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, aprobada mediante resolución RJD-152-2011, del\n10 de agosto del 2011\". En concreto nos vamos a referir a dos temas:\n\n \n\nPosición 1. En relación con la definición de planta nueva\n\nVacío legal para fijar las tarifas de plantas reconstruidas por caso fortuito o fuerza mayor\n\n \n\nPosición 1.1\n\nActualmente, la ARESEP fija las tarifas de plantas hidroeléctricas con base en dos metodologías:\n i)  metodología  para\n plantas  hidroeléctricas\n existentes  aprobadas  mediante\n\nresolución N° RJD-009-2010 del 7 de mayo del 2010 (en adelante, \"metodología para plantas\nexistentes\", ii) metodologías para plantas hidroeléctricas nuevas, según resolución RJD-152-2011,\ndel 10 de agosto del 2011 (en adelante, \"metodología para plantas nuevas\").\n\nDe esta manera, en la actualidad, cualquier generador de energía hidroeléctrica que tenga un\ncontrato de venta de energía con el ICE, debe adoptar o la tarifa fijada conforme a la metodología\npara plantas existentes, o la tarifa fijada conforme a la metodología para plantas nuevas.\n\n \n\nNo obstante, hay un tipo de planta que no se encuentran reguladas en el ámbito de las metodologías\nde fijación de tarifas de la ARESEP; aquellas plantas hidroeléctricas que han sido sustituidas o\nreconstruidas en su totalidad por motivos de fuerza mayor o caso fortuito. Según la regulación\nactual de  ARESEP, una planta hidroeléctrica reconstruida en su totalidad por caso fortuito o fuerza\nmayor no puede ser considerada como existente ni como nuevas, pues la reconstrucción implica la\nrenovación de la mayoría de sus componentes tangibles e intangibles.\n\n \n\nPor ello, se afirma que hay un vació normativo que la ARESEP debe subsanar, pues con base en la Ley\nnúm. 7593 y el Decreto Ejecutivo núm. 29847-MINAE-MEIC, está obligada a fijar las tarifas para las\nplantas hidroeléctricas que por caso fortuito o fuerza mayor se deban reconstruir\n\n \n\nDebido a lo anterior, la aplicación de la metodología para plantas existentes a una planta\nhidroeléctrica reconstruida sería ilegal, pues dicho modelo regularía una realidad completamente\ndistinta a la de la planta reconstruida en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor. Ello\nresultaría en una tarifa insuficiente para cubrir los costos de generación.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos\n temas  abordados  en  esta  posición\n se  encuentran  fuera\n del  alcance\n de\n la  presente\n\npropuesta de modificación a las metodologías de generación privada. Sin embargo cabe aclarar que una\nvez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de la deuda\n(d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación\ndel contrato si es menor a 20 años.\n\n \n\n(...)\"El plazo de la\ndeuda es de 20 años. Se\nle\nha asignado esa duración,\npara\nque sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía.\n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional. \"(...)\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\nPosición 2. A la definición de planta nueva que incluye la Propuesta Posición 2.1\n\nAnte la situación descrita, la ARESEP debe aplicar la metodología para plantas nuevas a las\n\nplantas hidroeléctricas que han sido reconstruidas debido acaso fortuito o fuerza mayor. Hay varios\ncriterios admitidos por la doctrina para determinar que es caso fortuito y fuerza mayor 22:\n\n2 Tribunal Contencioso Administrativo, Sección I, resolución núm. 319 a las 11:00 horas del 12 de\noctubre del 2001.\n\n.             Origen del evento: la fuerza mayor se debería a u n hecho de la naturaleza, mientras\nque en el caso fortuito se trataría de un hecho humano.\n\n.             Grado de imprevisibilidad del evento: el caso fortuito es un evento imprevisible; pero\nque aun utilizando una conducta diligente si se hubiera prevista sería inevitable.   La fuerza\n\nmayor, es un evento que, aun cuando pudiera preverse es inevitable.\n\n.             Esfera en que tiene lugar el evento si el acontecimiento tiene lugar, se origina, en\nla empresa o círculo afectado, estaríamos en presencia de un caso fortuito. Si el acontecimiento se\norigina fuera de la empresa, o círculo afectado, con violencia tal que, considerado objetivamente,\nqueda fuera de los casos fortuitos que deban preverse en el curso ordinario de la vida, estaríamos\nen presencia de la fuerza mayor.\n\n \n\nEn síntesis, la fuerza mayor es previsible pero inevitable y responde a hechos de la naturaleza, en\ntanto que el caso fortuito es imprevisible pero evitable y se debe a hechos de carácter humano.\n\n \n\nSegún se verá, desde el punto de vista legal y económico contable, una planta hidroeléctrica que ha\nsido construida nuevamente en su totalidad, es una edificación nueva y por lo tanto la aplicación de\nla metodología para fijar la tarifa a las plantas hidroeléctricas nuevas resulta razonable, ya que\nse acerca a la realidad de una planta reconstruida en su totalidad.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1.1 se consigna respuesta al tema planeado.\n\n \n\n \n\nPosición 2.2. Definición para plantas nuevas\n\nLa Propuesta de la ARESEP incluye una definición de planta nueva. Sin embargo, nos oponemos a la\ndefinición de planta nueva sugerida por esta Propuesta, pues no soluciona el vacío normativo\n\nya que no incluye las plantas reconstruidas en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor. La\ndefinición de \"planta nueva\" propuesta es la siguiente:\n\n\"Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en\nningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no\npodrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de\n\nalgún contrato de compraventa de electricidad o para fines de autoconsumo\"\n\n \n\nDicha definición es inapropiada por las siguientes razones:\n\na)     La definición hace referencia a la inversión en capital físico. No obstante, el término\n\"capital físico\" no se utiliza en la literatura financiero contable, y es inexistente en las normas\ninternacionales de contabilidad y financieras, por lo que sería necesario una labor interpretativa\npara definir qué es capital físico.\n\nLa definición no aporta criterios claros, objetivos y determinantes para regular cuáles planta se\npodrían considerar nuevas y cuáles se deben de considerar como plantas existentes en caso de que por\nun evento de fuerza mayor o caso fortuito la planta se deba volver a construir.\n\n \n\nPor el contrario, la definición da opción de pensar que a pesar de que una planta fue construida\ntotalmente por haber sido destruida toda la obra civil anterior por evento de la naturaleza o\ncualquier otra causa de fuerza mayor o caso fortuito pueda no ser considerada nueva porque se\nencuentra en un terreno que fue utilizado por la planta siniestrada y por lo tanto, considerarse que\nya participo en algún \"proceso de producción de electricidad\". Esto es aún más viable al no existir\nun concepto claro de qué es \"capital físico\".\n\n \n\nb)     Ausencia de justificación técnica de la propuesta gramatical de planta nueva Además de que el\ntérmino capital físico es  inexistente o al menos inusual contable y financieramente, la Propuesta\nno justifica las razones por cuales se llega a esa fórmula gramatical, lo que hace a un más difícil\nentender si la metodología para plantas nuevas aplica a los generadores con plantas en situaciones\ncomo la mencionada, y si no es así, cuales son las razones técnicas que llevaron a la ARESEP a\nexcluirlas, o al menos a no incluirlas momentáneamente mientras se desarrolla una metodología que se\njusta cien por ciento a su realidad. Esto último es de gran relevancia ya que precisamente en esta\nPropuesta, la ARESEP con el fin de no dejar por  fuera la generación de energía eléctrica de otras\nfuentes, propone aplicar  al  menos transitoriamente e la metodología de plantas hidroeléctricas\nnuevas a centrales que generan a partir de otras fuentes no reguladas tarifariamente, mientras se\npromulga una metodología que se ajuste a su realidad.\n\n \n\nc)     Todo lo anterior, genera incertidumbre y probablemente va a ocasionar que la ARESEP tenga que\nseguir interviniendo para decidir casuísticamente si una planta reconstruida en su totalidad por\ncaso fortuito o fuerza mayor se considera nueva o no. Esto no solo es contrario a lógica de la\npropuesta que consiste en regular industrias y no empresas, sino que también atenta contra la\nseguridad jurídica del generador privado, pues no tiene certeza de que su nueva inversión va a ser\nreconocida en la tarifa.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.\n\n \n\nPosición 2.3. Justificación de porqué una planta hidroeléctrica que ha sufrido por un evento de\nfuerza mayor o caso fortuito, y ha sido construida nuevamente, debe ser considerada como nueva.\n\n \n\nComo a continuación se verá, existen criterios objetivos para considerar como nueva una planta\nhidroeléctrica que ha sido nuevamente construida para sustituir una planta que sufrió por caso\nfortuito o fuerza mayor.\n\n \n\nPosición 3.1. Justificación contable\n\nDe acuerdo con la Norma Internacional de Contabilidad 16 (NIC 16), que tiene como objetivo \"...\nestablecer el tratamiento contable aplicable al activo fijo, de forma que los usuarios de los\nestados\n\nfinancieros puedan conocer la información acerca de la inversión que la entidad tiene en activo\nfijo, así como los cambios que se hayan producido en dicha inversión\", un bien se reconoce como\n\nelemento inmovilizado material (término equivalente a activo fijo a) cuando sea \"probable que\n\nla entidad obtenga los beneficios económicos futuros derivados del mismo; y ... (b) el costo del\nactivo para la entidad pueda ser valorizado con fiabilidad.\"\n\n \n\nOtra de las definiciones que da la NIC 16 complementaria a la anterior, define inmovilizado material\no activo fijo como aquellos \"activos tangibles que: (a) posee una entidad para su uso en la\nproducción o suministro de bienes y servicios, para arrendarlos a terceros o para fines\nadministrativos; y (b) que se esperan usar durante más de un período\".\n\n \n\nComo se desprende de lo anterior, una planta hidroeléctrica es un activo fijo en tanto permite que\nel generador obtenga beneficios económicos de su operación que le permite producir un bien durante\nvarios periodos, además su costo puede ser valorizado.\n\n \n\nCuando este activo fijo sufre un daño ocasionado por caso fortuito o fuerza mayor, ese dato puede\nser de diferentes magnitudes. Para efectos del objeto de la Propuesta y de esta Posición, nos\ninteresan los daños graves.\n\n \n\na.       \nRetiro en libros\n\nDe acuerdo a las Normas Internacionales de Contabilidad, un bien considerado activo fijo deja de\nserlo cuando ya no puede generar beneficios económicos debido a que no puede ser usado para producir\nbienes.\n\n \n\nPrecisamente, cuando una planta hidroeléctrica sufre por causas de un evento que sea considerado\ncaso fortuito o fuerza mayor, por lo mencionado, deja de ser un activo fijo al no poder generar\nbeneficios económicos por no poder producir bienes. Al quedar el activo totalmente inutilizado debe\nde darse su baja en los libros por dos razones:\n\n \n\nLa Norma Internacional de Contabilidad 36 (NIC 36) establece que la pérdida por deterioro es el\nmonto en que excede el valor de libros de un activo o su monto recuperable. Al no haber valor\nrecuperable, la pérdida es el 100% del valor en libros. La NIC 36 establece que el valor en libros\nde una partida de activo fijo se eliminará de las cuentas cuando se enajene o cuando no se espere\nobtener beneficios económicos futuros por su uso o enajenación. La destrucción del activo\nimposibilita la generación de beneficios futuros.\n\n \n\nEn estos casos la planta se retira de los libros contables.\n\n \n\nb.  \nReversión de una pérdida por deterioro\n\nExisten casos en donde el daño es igualmente grave a tal punto que deja la planta hidroeléctrica sin\npoder generar beneficios económicos, pero es posible recuperar algunos de los activos que la\ncomponen.\n\nEl valor recuperado de los activos no puede ser considerado como activo fijo y ni siquiera pueden\nser considerados como un restablecimiento de la vida útil de la planta puesto que no constituyen por\nsí solos un grupo identificable de activos generadores de efectivo y son dependientes de otros\nactivos o líneas de producción para generar tales beneficios económicos.\n\n \n\nLa inutilización de la planta por el evento clasificado caso fortuito o fuerza mayor no permite\nreutilizar el activo para producción, tampoco permite hacer cambios en las estimaciones utilizadas\npara determinar el importe recuperable del activo destruido, sino que siempre es declarado como\npérdida total o casi. Por lo tanto en ningún momento es posible efectuar una reversión de la pérdida\ndel activo fijo en los libros contables. La única forma de restablecer las operaciones es mediante\nla construcción y adquisición de casi la totalidad de unidades de generadoras de beneficios que no\nparticiparon de la operación anterior y que han quedado inutilizadas por el evento caso fortuito o\nfuerza mayor.\n\n \n\nc- La construcción de una nueva planta a un en el sitio donde se encontraba la otra contablemente es\nconsiderada como una planta nueva\n\nEn ambas situaciones anteriormente mencionadas, las NIC establecen que cuando un activo fijo (planta\ngeneradora de energía hidroeléctrica) ha dejado de generar beneficios económicos, aun cuando es\nposible rescatar algunos de sus activos y el generador decide reconstruirla, su reconocimiento en\nlibros contables no se hará como una revaloración o recapitulación del antiguo activo ya que este\ndesapareció, sino que se registra como un activo totalmente nuevo. Por lo tanto, contable y\nfinancieramente se trata de una planta nueva.\n\n \n\nJustificación con base en la normativa de seguros: La normativa legal y técnica en materia de\nseguros siguen los lineamientos trazados por las NIC mencionados con anterioridad.\n\n \n\nCuando una planta hidroeléctrica ha sufrido un daño derivado de un evento calificado como caso\nfortuito o fuerza mayor, para efectos de seguro se considera pérdida total del activo fijo cuando\nlos costos de su reparación son iguales o superiores al valor de los bienes inmediatamente antes de\nocurrir el siniestro, lo que es coincidente con lo que establece la NIC 36 según ya se comentó.\n\n \n\nNo obstante, hay seguros que establecen un porcentaje de pérdida a partir del cual declaran la\npérdida            total     como                                      por                         \nejemplo: http:/www.sugese.fi.cr/polizas_servicios/generales/G06A08369_Proteccion_Hogar  Colones.p df\n\n \n\nLos contratos de seguro de obra civil terminada (plantas hidroeléctricas), según el cual se paga la\nindemnización del siniestro en plantas hidroeléctricas prevé esta regla de valoración de pérdidas en\nel artículo 18 del producto registrado bajo el número G06-44-A01-140\n(http:/www.sugese.fi.cr/polizas/generales/versiones_anteriores/g06-44ª01 140_seguro_obra\ncivil_terminada_dolares.pdf).\n\n \n\nIndica literalmente el artículo 18 inciso b, apartado iii de la póliza\nmencionada:\n\nArt. 18 inciso v, apartado iii lo siguiente: \"(.) Sin embargo, si los costos para un daño son\niguales o superiores al valor de los bienes inmediatamente antes de ocurrir el siniestro, éste se\najustará según el precedente inciso b\".\n\n \n\nLa misma regla se establece en la póliza de seguro que el INS tiene para todo tipo de construcciones\nen        su                                      artículo       22,            \npágina               17:\n\n(http:/www.sugese.fi.ce/polizas_servisios/generales/G07-29-A01-023-VLCR Seguro_Todo_\nRiesto_Construccion_Dolares.pdf)\n\n \n\nJustificación con base en concepto de nuevo dado por la Real Academia Española Según el Diccionario\nde la Real Academia, se entiende por \"nuevo\" algo:\n\n\"/. adj. Recién hecho o fabricado.\n\n2.        \nadj. Que se ve o se oye por primera vez.\n\n3.        \nadj. Repetido o reiterado para renovarlo.\n\n4.        \nadj. Distinto o diferente de lo que antes había o se tenía aprendido.\n\n5.        \nadi. Que sobreviene o se añade a algo que había antes.\n\n6.        \nadj. Recién incorporado a un lugar o a un grupo. Es nuevo en el colegio.\n\n7.        \nadi. Principiante en una profesión o en alguna actividad.\n\n8.             adj. Dicho de un producto agrícola: De cosecha recentísima, en Posición al \n almacenado de cosechas anteriores. Patatas nuevas Trigo nuevo Maíz nuevo.\n\n9.            \nadj. Dicho de una cosa: Que está poco o nada deteriorada por el uso, por Posición a viejo....\"\n\n \n\nConforme a las anteriores definiciones, una construcción de una planta hidroeléctrica puede ser\ncalificada de \"nuevo\" cuando está \"recién  hecho...\" independientemente  si ahí existió otro\nproyecto igual o similar, o si se está reconstruyendo.\n\n \n\nComo se desprende del concepto 9, la diferencia entre algo \"viejo\" y algo «nuevo\" tiene que ver con\nel tiempo y el uso que se le ha dado al objeto. Según la definición, algo nuevo es una cosa que\ntiene poco uso o está poco deteriorado por su uso.\n\n \n\nDe esta manera, es fácilmente identificable como los conceptos dados en materia entable de seguros y\nlingüística, son coincidentes, ya que cuando un activo fijo afectado por un evento considerado como\nfuerza mayor o caso fortuito deja de generar beneficios económicos futuros y su valor de restitución\nes igual o más alto es declarado pérdida total y por lo tanto retirado de los libros contables por\nlo que deja de existir contablemente. Si se construye un activo fijo similar al destruido, este no\npuede ser considerado ni contable, ni en materia de seguros ni por la Real Academia, como algo\nviejo, sino que es nuevo porque según esta última hasta recién hecho y tiene poco uso o deterioro.\n\n \n\nPosición 4. Modificaciones a la Propuesta\n\nConsideramos que los inconvenientes anteriormente señalados de la Propuesta se pueden solucionar\nhaciendo las siguientes modificaciones a la definición de planta nueva.\n\n \n\nPosición 4.1. Sustituir el término \"capital\nfísico\"\n\nHay amplio consenso en la literatura económica sobre la definición de \"capital\" y \"activo fijo\" o\n\"inmovilizado material\". Sin embargo, no encontramos una definición oficial o unívoca de \"capital\nfísico\". Es posible que ARESEP considere que capital es sinónimo de activo fijo. Sin embargo, no es\nclaro que significa capital físico al no encontrarse referencias claras en la literatura  ni  en\n las  normas  contables  y  financieras,  por  lo  que  resulta  en  un  concepto\n\nindeterminado  que\n le  resta  claridad  y  precisión\n a\n la\n definición\n de\n \"planta  nueva\".\n Por\n\nconsiguiente, para reducir el ámbito de subjetividad e indeterminación sugerimos sustituir el\ntérmino capital físico por \"activo fijo\" que sí se encuentra claramente definido por normas\ncontables.\n\n \n\nDe conformidad con la norma NIC 16, un activo se considera un activo fijo si cumple con dos\ncriterios: i) le permite a la entidad obtener beneficios económicos futuros derivados de sí mismos,\n\nii)  su costo puede ser valorizado con fiabilidad.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1.1 se consigna respuesta al tema planeado.\n\n \n\nPosición 4.2.\n\nIncluir criterios contables para determinar si una planta reconstruida por caso fortuito o fuerza\nmayor es nueva o existente para efectos de fijar la tarifa para la venta de energía al ICE.\n\n \n\nSi un activo fijo como lo es una planta de generación hidroeléctrica por caso fortuito o fuerza\nmayor queda totalmente inutilizado para generar beneficios económicos futuros, de conformidad con la\nNIC 36 deja de ser un activo y debe darse de baja en los libros por varias razones:\n\n \n\n§   La pérdida por deterioro es el monto en que excede el valor en libros de un activo a su monto\nrecuperable. Al no haber valor recuperable, la perdida es al 100 % del valor en libros.\n\n§   La destrucción del activo imposibilita la generación de beneficios futuros desaparecer\nfísicamente como unidad productiva.\n\n§   Debido a la destrucción del activo, se declara como pérdida total.  Impidiendo\nla posibilidad de hacer reversión de la perdida.\n\n \n\nConsideramos que utilizar un criterio contable como principal criterio de decisión para determinar\nsi una planta que se construye después de haberse afectado totalmente una planta de generación de\nenergía por un hecho considerado caso fortuito fuerza mayor es nueva o no, es lo suficientemente\npreciso y apropiado para tomar la decisión por lo siguiente:\n\n \n\n·         Es un criterio objetivo definido por  normas internacionales aceptadas y aplicadas\nglobalmente, y son la base para otras normas como en el caso de seguros. Esto reduce el margen de\ninterpretación e indeterminación que pueden generar otros criterios.\n\n·         Si se declara la pérdida total, el siguiente bien necesariamente va a ser nuevo. Esto\ntambién implica que dicho bien cuenta con financiamiento independiente.\n\n·         Se evita definir un porcentaje de pérdida, siguiendo el criterio de la norma, que dice\nsimplemente si el bien está disponible para seguir generando beneficios futuros o no. Si\n\nno lo está se dará baja en libros, y lo que se haga después con el será otro bien, que será\nvalorizado y registrado como algo independiente en libros, y también se depreciará como si fuera un\nbien independiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.\n\n \n\nPosición 4.3.\n\nLa inclusión de una definición de planta nueva que abarque aquellas plantas de generación de\n\nenergía hidroeléctrica que han sido construidas posterior a un hecho considerado caso fortuito o\nfuerza mayor, debe incluirse en la metodología para cumplir con los preceptos de la Ley.\n\n \n\nSi bien es cierto la metodología de plantas hidroeléctricas nuevas se pensó originalmente para\nincentivar la inversión nueva, consideramos que la inclusión de lo anteriormente comentado no riñe\ncon ese objetivo, y por el contrario, al no existir una metodología específica para estas plantas,\nse estaría causando un grave perjuicio no solo a los generadores en esa situación, sino también al\ninterés público y al servicio público.\n\n1.        Como se ha visto, una planta hidroeléctrica construida posterior a un evento de caso\nfortuito o fuerza mayor es contable, económica y financieramente una planta nueva. Aplicarle la\nmetodología de plantas existentes no sólo no se justifica y es contrario a las reglas de la ciencia\ny técnica representadas en este caso por las normas contables y financieras citadas, sino que torna\nimposible una inversión de este tipo.\n\n2.        Al salir de operación una planta hidroeléctrica por hechos considerados caso fortuito o\nfuerza mayor, se ve afectada la oferta eléctrica y por lo tanto el servicio público. La actividad de\ngeneración de energía eléctrica es de interés público, por lo que la restitución de la planta\nsiniestrada también debe ser considerada de interés.\n\n3.        Si bien la nueva planta está sustituyendo otra, en sentido contable financiero, es una\nnueva inversión, comparable con las inversiones que se buscan incentivar con la metodología de\nplantas nuevas.\n\n4.        Es claro que ese objetivo inicial se a visto superado y debido a la realidad que vive el\npaís, existe interés del sector público y privado de incentivar la generación de energía de fuentes\nrenovables en general, al punto que la Propuesta propone aumentar el alcance de la metodología para\nplantas nuevas, plantas que generen energía eléctrica a partir de otras fuentes y que actualmente no\nhaya metodología que las regule.  Consideramos que entonces, con mucha mayor razón, la ARESEP\n\ndebe incluir en su Propuesta la situación de plantas hidroeléctricas que se han\n\nconstruido debido a hechos de caso fortuito o fuerza mayor que destruyeron la anterior planta, a\npartir de criterios objetivos como los señalados.\n\n \n\nPor último, se propone la siguiente redacción para la definición de \"plantas nuevas\".\n\n \n\n\"Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en activo fijo no ha sido utilizado aún en\nningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no\npodrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de compraventa de\nelectricidad o para fines de autoconsumo.\n\n \n\nCuando una planta existente haya sido afectada por un hecho considerado como caso fortuito o fuerza\nmayor al punto que el actico fijo o inmovilizado material no pueda generar beneficios económicos al\ngenerador y que tenga que ser retirado de los libros de acuerdo con las normas internacionales de\ncontabilidad, y que esto motive la construcción de una nueva planta para la producción de\nelectricidad, ésta será considerada una planta nueva y por lo tanto se le aplicará toda la normativa\nque como tal regula esta resolución\".\n\n \n\nRespuesta\n\nEn la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.\n\n \n\nPosición 5 Observaciones específicas para la metodología tarifaria de referencia para plantas de\ngeneración hidroeléctricas nueva.\n\n \n\nPosición 5.1. Costos de explotación.\n\nLa Propuesta sugiere modificar la metodología para que en lugar de la regresión exponencial se\nutilice la mejor función que relacione la capacidad instalada con el costo de explotación.\n\n \n\nObservaciones:\n\na)       Este cambio va a generar un ajuste negativo en la tarifa por cambio de metodología, tal\ncomo se analiza en el oficio DEN-237-2012, página 61:\n\n\"Es importante señalar que la regresión que se debería de utilizar es la que mejor se ajuste a la\ncurva según la información disponible que en escaso la potencial, la\n\ncual tiene un R2 de 72,56% contra un R2 de 59,32% de la regresión exponencial. Con la ecuación de la\nregresión potencial el costo de explotación sería de $174,85 en lugar de los $216,08 que da como\nresultado utilizar la regresión exponencial, en la banda tarifaria esto se refleja en una variación\nde entre un once y un seis por\n\nciento más A pesar de esto se utiliza la regresión exponencial pues así se indica en la resolución\nRJD-152-2011\".\n\n \n\nLa ARESEP va a generar un claro perjuicio a los proveedores del servicio por este ajuste que era\nconocido por el regulador al definir las bandas tarifarias y que no fue corregido en la fijación\ninicial.\n\n \n\nb)       El ajuste va a ser discrecional del analista y se pierde la objetividad que existe\nactualmente en la metodología tarifaria. Si decide mantenerse este cambio sin especificar la curva a\nutilizar, se debe establecer con claridad los procedimientos que va a seguir el analista para\ndeterminar la curva de mejor ajuste, es decir el criterio que se va a utilizar para seleccionar la\ncurva, las curvas que se van a evaluar por ejemplo.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado\nespecificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre\n\ncapacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los\n\nprocedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del\ngrado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este\ncoeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos de regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 5.2.\n\nLa metodología no define la fuente de información que se va a utilizar para determinar las\nreferencias de costos, es decir el proveedor de la información de los datos de los costos de\nexplotación para la muestra de plantas hidroeléctricas del país. Debe aclararse estas fuentes\n\nde información.\n\nLa metodología debe establecer únicamente capacidades que sean representativas para el análisis.\nClaramente en la muestra que se utilizó para la fijación de bandas tarifarias vigente, proyectos con\ncapacidades superiores a 60 MW tienen beneficios de escala y menores costos de explotación por MW\nque no son posibles en proyectos con capacidades menores a los 20 MW.\n\nLa muestra\nutilizada no es\nrepresentativa para el análisis de las centrales de limitada capacidad de  conformidad\n como\n se  define\n en\n la  ley\n 7200,\n es\n decir  proyectos\n cuya  capacidad  no\n\nsobrepase los 20 MW y es importante que la metodología limite las referencias a proyectos que\nsimilares a los autorizados por la ley y para los cuales se definen las metodologías genéricas.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo\njustificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la\nAdministración Pública.\n\nPosición 6. Observaciones generales para la rentabilidad\nsobre los aportes de capital Posición 6.1. Tasa libre de riesgo\n\nLa  metodología\n debe\n establecer  con\n claridad\n el\n plazo\n del  bono  que\n se  va\n utilizar  para\n\ndeterminar la tasa libre de riesgo. Si para el análisis se están considerando 20 años de vida\neconómica del proyecto, el bono que debería utilizarse debería ser consecuente con este plazo y\nutilizarse la referencia de 20 años.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin\nembargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración\nempleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo,\n\nde  manera  que\n el  cálculo  del\n Costo\n del  capital  (CAPM)\n sea  consistente.\n Esto\n aplica\n\nexclusivamente para las fijaciones que utilicen Damoran como fuente para obtener el CAPM.\n\n \n\n \n\nPosición 6.2. Extensión de la serie histórica, frecuencia de las observaciones\ny proyectos\n\n \n\nLa metodología establece lo siguiente:\n\n\"la fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada\nde manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes\npara los que se disponga de información). En el caso de que, para alguno(a)s de las variables\ncitadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años igual para todas las\nvariables\"\n\n \n\nObservaciones:\n\nEl texto no es claro y entendemos que se trata de tomar un promedio simple de 60 observaciones\nmensuales de los últimos 5 años. Si la metodología únicamente va a considera 5 observaciones, esta\nmuestra de datos es insuficiente para algunas variables y puede generar cambios abruptos en la\ntarifa, que pueden generar perjuicios importantes al consumidor o afectar el equilibrio financiero\nde las  entidades prestatarias  del servicio, por condiciones temporales en el entorno. En nuestro\ncriterio:\n\n·         La muestra de 60 datos es válida para la tasa libre de riesgo y para la prima por riesgo.\nExisten datos mensuales y suficiente información pública que permite disponer de esta información.\n\n·         El beta desapalancado de Damoradan ya considera 5 años de observaciones mensuales, de\nmanera que se debe tomar la última referencia publicada. En general los  betas  que  se  publican\n normalmente  consideran  promedios  de  5  años  y  es\n\ninformación que está disponible.\n\n·         En el caso de la prima por riesgo país Damoradan publica una o dos referencias anuales.\nPara este caso, si se decide mantener esta fuente, la cantidad de información va a ser limitada.\n\nSe puede utilizar una metodología diferente que permita determinar la prima de\nla tasa libre de\n\nriesgo de un bono costarricense con el bono del tesoro. En este caso podría disponerse de suficiente\ninformación histórica para trabajar con un promedio de 60 observaciones.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del\nenfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se\n\nrefiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de\ninformación, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en\nel cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno para un periodo de tiempo que se\nconsidera adecuado.\n\nSe  emplean\n valores\n anuales  para\n estimar  el  promedio,  y  corresponden  a  los\n valores\n\nobservados para los 5 años anteriores a la fijación tarifaria.\n\n \n\nPosición 6.3. Fuentes de información\n\n \n\nObservaciones:\n\na)    Damoradan o Ibbotson son fuentes de información muy amplias que tienen que delimitarse y\njustificarse para cada una de las variables: prima por riesgo, prima por riesgo país y beta\ndesapalancada.\n\nA manera de ejemplo, para los betas, la metodología no especifica la industria que se va a utilizar,\nque se entiende es la de electricidad. Tampoco se aclara si el beta que se utiliza es\n\nla global o la de alguna región o país que publica Damoradan. Tampoco se aclara si la fuente de beta\ndesapalancada tiene o no un ajuste por efectivo, como se determina en Damoradan.\n\n \n\nEn el caso de Ibbotson, para el beta se debe especificar el SIC a utilizar y el beta desapalancado\nque se tomaría (la media, la de empresas grandes o pequeñas).\n\n \n\nEs recomendable que la fuente de información sea precisa y que el regulador aclare las razones por\nlas que se utilizan las referencias.\n\n \n\nEsta falta de precisión no permite realizar simulaciones ni entender variaciones históricas con\nprecisión. Es recomendable que ARESEP facilite al público información de estas referencias\nhistóricas para revisar la integridad de la información utilizada.\n\n \n\nb)    Damoradan es una referencia que puede contener errores de cálculo como lo advierte el\nautor      (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacavear.htm).\n\n \n\nARESEP debe verificar los cálculos realizados y validar que son correctos en especial cuando se dan\nvariaciones importantes entre fijaciones tarifarias. Por ejemplo se han identificado en el cálculo\nde los betas inconsistencias en las referencias publicadas por Damoradan y que deben analizarse\ncuidadosamente.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del\nenfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se\n\nrefiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de\ninformación, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en\nel cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que de corto plazo congruente con la\ninformación anual presentada en el caso particular de Damodaran.\n\n \n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de\ninformación financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima\npor riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información\npublicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of Capital\nYearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público. Tal y\ncómo se presenta en la metodología en el caso de emplear el Ibbotson se indica que será el valor\npuntual para el CAPM.\n\n \n\nPosición 7.  Aspectos omitidos en la metodología que deben ser incorporados\n\nNuevas inversiones que realiza el prestatario del servicio\n\nLos modelos tarifarios para el sector electricidad no reconocen ni definen los costos que se van a\nreconocer al prestatario del servicio por servicios ambientales, que es uno de los aspectos y\ncriterios que debe contemplar la fijación de tarifas de los servicios públicos (Ley 7593, artículo\n31): De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los\nsiguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:\n\na)      \nGarantizar el equilibrio financiero.\n\nb)       El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de\nfinanciamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero\nno limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como\narrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean\nreglamentados.\n\nc)      \nLa protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales.\n\n \n\nEste tema ha sido reconocido por el Regulador como un elemento que es parte integral de las\nmetodologías y las fijaciones tarifarias. Sin embargo se sigue postergando esta definición afectando\nal prestatario. Es necesaria esta definición y debe ser parte integral del análisis que se está\nrealizando de las diferentes metodologías porque el no hacerlo afecta la calidad del servicio que\npuede ofrecer el prestatario o su equilibrio económico.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos temas planteados en la presente posición se encuentran fuera del alcance de la propuesta\nmetodológica sometida a audiencia. Sin embargo, son tomados en cuenta y se revisará su\n\npertinencia en futuras modificaciones metodológicas.\n\n \n\n13.       Instituto costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor Luis Enrique\nPacheco Morgan, cédula de identidad 1-462-902 gerente de electricidad con facultades de apoderado\ngeneralísimo.\n\n \n\nPosición 1.\n\nSolicita definir el plazo de los bonos del tesoro de los Estados Unidos de América utilizados en la\nfuente de información de la variable tasa libre de riesgo (Kl), manifiesta que no se indica el\n\nplazo, es decir, 5 años, 10 años o 20 años. La dirección de internet:\n\"http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\",no permite el vínculo directo\n\na la información de la tasa libre de riesgo (Kl), además la página presenta diferentes opciones de\nplazo y tipo de bonos, lo cual da libertad para diferentes interpretaciones. Dado lo anterior\nsolicita establecer la dirección de Internet e indicar la página y los pasos que se deben de seguir\nde tal forma que permita llegar de manera directa a la información indicada y sin dar lugar a\ninterpretaciones.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, mismo\n que aparece  en la dirección electrónica consignada.  Sin embargo, el periodo de\n\nmaduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor\nDamodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del\ncapital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damoran\ncomo fuente para obtener el CAPM.\n\n \n\nPosición 2.\n\nManifiesta que la dirección de Internet http://www.stern.nvu.edu/~adamadar, direcciona a una página\ndonde aparecen diferentes opciones de prima de riesgo (PR) y de beta, siendo poco\n\nflexible y difícil de ubicar la información. Solicita que para el caso de la información de prima de\nriesgo (PR) que se obtiene del Dr. Aswath Damodaran, mostrar la página e indicar los pasos a\n\nseguir para poder ubicar los índices señalados.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe acepta  parcialmente  la posición  en el sentido  de especificar en mayor medida como identificar\nla prima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas para este\npropósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima\n\npor riesgo están dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado\n\npara los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.\n\n \n\nLa metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear\nDamodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección\nelectrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Se\naclara que se emplea la variable denominada Implied Premium (FCFE).\n\n \n\nPosición 3.\n\nIndica que la fuente alternativa utilizada para la variable prima de riesgo (PR) del \"Ibbotson cost\nof capital Yearbook, no es de acceso libre pues establece un pago para su adquisición, por lo que no\nse tiene acceso para corroborar la información indicada. Debido a esto solicita\n\nque la ARESEP ponga a disposición de los interesados la información con el fin de que el\n\ntrámite sea transparente y todos los implicados en el proceso tengan a la disposición la información\nnecesaria para establecer las variables de manera precisa.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la\n\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen\n(Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.\n\nPosición 4.\n\nSolicita ampliar el periodo histórico para obtener los diferentes promedios de las variables\n\nutilizadas en el cálculo de la tasa libre de riesgo (Kl) y la prima por riesgo (PR), así como,\ndeterminar fuentes de información que dispongan de series históricas de datos de 10 años o más.\nManifiesta que actualmente la ARESEP no cuenta con fuentes de información que contengan series\nhistóricas de datos mayores a 5 años, lo que podría estar sesgando la información, provocado por una\netapa específica de los ciclos económicos. Estos sesgos tienden a reducirse al emplear periodos más\nextensos. Según lo anterior y dado que los datos promedios históricos de las variables como prima de\nriesgo, beta y riesgo país son indicativos para estimar los rendimientos esperados, indica que se\nconsidera conveniente utilizar un periodo de 10 años o más.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del\n\nenfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se\nrefiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de\ninformación, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en\nel cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que de mayor estabilidad a los actores\ninvolucrados pues minimiza posibles cambios abruptos en el muy corto plazo.\n\nSe emplean valores anuales para estimar el promedio, y corresponden a los valores observados para\nlos 5 años anteriores a la fijación tarifaria.\n\n \n\nPosición 5.\n\nAclarar el concepto de apalancamiento financiero y la fórmula de cálculo del mismo que se\n\nindican en las 5 metodologías. Manifiesta que según indica la versión propuesta, la fórmula\n(Relación deuda y capital propio) (D/Kp) se expresa como  D/Kp = Y/1-Y, donde Y es el apalancamiento\nfinanciero.\n\n \n\nRespuesta\n\nEl apalancamiento se refiere a la relación deuda respecto a los aportes de capital propio.\n\n \n\nPosición 6. A la Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y\npublicada en La Gaceta N.° 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones\nRJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta N.° 230 del 30 de noviembre de 2011\ny RJD-013- 2012 del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta N.° 74 del 17 de abril de 2012.\n\n \n\nPosición 6.1.\n\nManifiesta que la Autoridad Reguladora al modificar el alcance de esta metodología, establece que\npuede ser utilizada para; además de compraventas nuevas que generen mediante una\n\nfuente hidroeléctrica, compraventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con\nfuentes no convencionales, para los cuales no exista aún una metodología\n\ntarifaria específica. Por ello se puede inferir que compraventas privadas que generen con residuos\nsólidos y con un sistema fotovoltaico, al ser no convencionales, se les puede aplicar esta\nmetodología. Asimismo, indica que no queda claro a qué se refiere la ARESEP cuando\n\nplantea que dichas plantas no convencionales se les estimaría la banda tarifaria estimada\n\nmediante esta metodología, sin considerar la estructura estacional. Dado lo anterior solicita:\n\na.             Aclarar si la banda estimada en esta metodología será la misma para las compraventas\nprivadas no convencionales o si solamente se utiliza la metodología para establecer la banda\ntarifaria según el tipo de compraventa privada no convencional.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe aclara que la banda de precios establecida en aplicaciones a la metodología RJD-152- 2011, será\nla misma para las compraventas privadas con fuentes no convencionales, sin la\n\nestructura estacional. No es correcto concluir que la metodología se podrá aplicar con datos\nespecíficos para una empresa o fuente en particular.\n\nb.            Determinar la estructura estacional que se utilizaría en el caso de las compraventas\nprivadas no convencionales y definir si se publicará una estructura estacional para cada compraventa\nprivada no convencional o si se calcularía una tarifa plana.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera\ntransitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a\n\nfuentes no convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas\n\ncon fuentes renovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a\npartir de desechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo\ntiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación\nsolar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y\ncaracterísticas particulares de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria\nde plantas hidro, no su estructura.\n\n \n\nPosición 6.2.\n\nManifiesta que es acertado por parte de la ARESEP establecer que se utilice una regresión de mejor\najuste para el cálculo de los costos de explotación, dado que el comportamiento de los datos no va a\nser siempre de forma exponencial. Solicita especificar el criterio técnico que utilizará la ARESEP\npara definir la regresión de mejor ajuste.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\n\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es\n\nadecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre\ncapacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los\nprocedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del\ngrado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 6.3.\n\nManifiesta que con respecto al plazo de la deuda (d) y plazo del contrato la ARESEP plantea que la\nvida económica del proyecto es de 20 años (que es igual al plazo máximo de los\n\ncontratos según la Ley 7200), lo cual es únicamente para efectos tarifarios, dado que la vida útil\nde la planta es de 40 años y el generador privado tiene la posibilidad de seguir recibiendo flujos\nde efectivo durante otros 20 años. Para ello se hace una renovación de contrato con el\n\nICE de acuerdo con la tarifa establecida por el Ente Regulador en donde se reconocen los 20\n\naños restantes de vida útil. Con base en lo anterior solicita:\n\na-       Hacer la aclaración de que una vez transcurrido los 20 años de contrato permitidos por ley,\nel   generador mantiene la propiedad de la planta pudiendo disponer de  ella  a  su conveniencia,\nincluyendo la posibilidad de suscribir un nuevo contrato hasta por otros 20 años, por lo cual se\ndebe reconocer un valor de rescate a la planta al finalizar el contrato.\n\n \n\nb-      \nRevisar el criterio de establecer la vida económica igual al plazo del contrato.\n\n \n\nRespuesta\n\nUna vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación\n privada  hidroeléctricas  nuevas,  considerando  lo  que  el  Por  Tanto  I.  punto  f.\n\nreferente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el\ninversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...) \"El plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de\ncompra-venta de energía.\n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de\napertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.\" (...).\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en la metodología de plantas para plantas existentes.\n\n \n\nPosición 6.4.\n\nManifiesta que en la aplicación e indexación de las metodologías de fijación de tarifas de\ngeneración privada, se han venido utilizando diferentes índices de precios en cuanto a la\nactualización de montos de inversión, por lo que no ha habido consistencia. Es acertado el\n\nhecho de que la ARESEP estandarice el índice de actualización del monto de inversión en\n\nactivos fijos. Sin embargo, indica que es necesario que dicho índice de precios sea específico y se\ndefina en cada una de las metodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo\nque se actualice, de manera que no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores\nal momento de su aplicación. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios\nespecífico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la\nmetodología correspondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del monto de\ninversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y\ncuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado\n\nse  han  identificado  índices\n que  de\n forma\n más  precisa\n representan\n la  evolución  y  el\n\ncomportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta\nla posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa\nreflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice\nrespectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de\nconformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que\nsea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 7. Al \"Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con\nbiomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de Indexación\" aprobada mediante la\nResolución RJD-162-2011 del 09 de noviembre 2011 y publicada en La Gaceta N.° 233 del 05 de\ndiciembre 2011\n\n \n\nPosición 7.1.\n\nLa Autoridad Reguladora al modificar el alcance de esta metodología, establece: \"...y para aquellas\ncompraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con fuentes\nbiomásicas privadas nuevas con condiciones similares a las que\n\nestablece el\nCapítulo 1 de la Ley 7200...\". Dado lo anterior, solicita aclarar que se entiende por\n\ncondiciones similares; ya que el concepto es muy amplio y puede interpretarse según la conveniencia\nde los diferentes generadores privados.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe refiere a las condiciones establecidas en la Ley 7200.\n\n \n\nPosición 7.2.\n\nManifiesta que en la metodología propuesta se cita \"...La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos que conforma la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios\n\nrepresentativo...\". Indica que al respecto es importante señalar que un índice representativo es\nambiguo y la selección del mismo dependerá de los criterios técnicos que utilice el generador\n\npara su estimación. Estos criterios pueden diferir de acuerdo a la visión que se tenga del mismo.\nDado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría\npara la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del monto de\ninversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del\n\nsector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado\n\nse han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento\ndel sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad\nde incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en\nmejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo\nse haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la\nLey General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento\nde todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 8. Al \"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación\nprivada eólicas nuevas\", aprobada mediante la Resolución RJD-163-2011, del 30 de noviembre de 2011,\ny publicada en La Gaceta N° 245 del 21 de diciembre de 2011\".\n\n \n\nPosición 8.1\n\nManifiesta que en la metodología propuesta se cita: \"el valor del apalancamiento financiero se\nutiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, la cual es parte de la fórmula del\nbeta apalancado que se define posteriormente. El cálculo se realizará de conformidad con el\n\npunto b.4 siguiente\". Solicita que en este punto se aclare el concepto de apalancamiento\n\nfinanciero y la ecuación de cálculo.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa metodología es clara en definir el apalancamiento financiero como la relación entre el nivel de\nendeudamiento y capital propio.\n\n \n\nPosición 8.2.\n\nManifiesta que en la metodología propuesta se cita \"La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos que conforma la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios\nrepresentativo...\". Indica que al respecto es importante señalar que un índice representativo es\nambiguo y la selección del mismo dependerá de los criterios técnicos que utilice el generador\n\napara su estimación. Estos criterios pueden diferir de acuerdo a la visión que se tenga del\n\nmismo. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se\nutilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología\ncorrespondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización\n del  monto  de  inversión,  podrá  hacerse  mediante  la  selección  de  un  índice\n\nrepresentativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto\nque en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el\ncomportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera\n\nnecesaria\ndejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de\n\nmanera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la\njustificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del\níndice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 9. A la \"Metodología según la estructura de costos típica de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad y su fórmula de indexación\", aprobada mediante la Resolución RJD-004- 2010 del 26 de\nabril de 2010 y publicada en La Gaceta N.° 98 del 21 de mayo de 2010.\n\n \n\nPosición 9.1.\n\nManifiesta que el alcance propuesto por la Autoridad Reguladora deja abierto la opción para que otra\nempresa distribuidora pueda comprar electricidad a empresas que generen energía mediante bagazo de\ncaña. Dado lo anterior, solicita aclarar a qué se refiere la ARESEP cuando establece que esta\nmetodología es aplicable a \"aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas\ngeneradoras de electricidad con bagazo de caña en condiciones similares a la que establece el\nCapítulo 1 de la ley 7200\".\n\n \n\nRespuesta\n\nSe refiere a las condiciones establecidas en la Ley 7200.\n\n \n\n \n\nPosición 9.2.\n\nManifiesta que en la aplicación e indexación de las metodologías de fijación de tarifas de\ngeneración privada, se han venido utilizando diferentes índices de precios en cuanto a la\n\nactualización de montos de inversión y no ha habido consistencia. Es acertado el hecho de que la\nARESEP estandarice el índice de actualización del monto de inversión en activos fijos. Sin\n\nembargo, es necesario que dicho índice de precios sea específico y se defina en cada una de las\nmetodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo que se actualice,\n\nde manera que no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores al momento\n\nde su aplicación. Dado lo anterior, solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico\nque se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la\nmetodología correspondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nEs necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del\n\nmonto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector,\nsiempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han\nidentificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del\nsector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de\nincluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor\nmedida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya\nmodificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley\nGeneral de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de\ntodos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 9.3.\n\nEn la aplicación de esta metodología se considera el costo interno en dólares y se convierte a\n\ncolones multiplicándolo por un tipo de cambio de referencia del Banco Central de Costa Rica (BCCR).\nPosteriormente se indexa aplicando la variación del IPPI, también de referencia del BCCR. Una vez\nindexadas las cifras en colones, se convierte nuevamente a dólares dividiéndolo entre el tipo de\ncambio de referencia del BCCR. Analizadas las resoluciones de años anteriores que han dado origen a\nla tarifa de generación privada con bagazo de caña (RJD-004-2010 y 302-RCR-2011) y la modificación\nen esta propuesta, en relación con la indexación de costos internos, no existe claridad sobre el\ntipo de cambio a utilizar para convertir las cifras de dólares a colones y viceversa, dejando un\nvacío en esta metodología. Además adjunta las observaciones emitidas previamente a la Aresep, número\n0510-1590-2012 con fecha 2012-12-12, con el fin de sean tomadas en cuenta e las modificaciones\n\n \n\na-       Dado lo anterior solicita a la ARESEP indicar claramente el tipo de cambio promedio\nmensuales de compra de referencia del BCCR a utilizar para la conversión de los costos internos en\ndólares a colones. Así como, indicar claramente el tipo de cambio promedio mensual de venta de\nreferencia del BCCR a utilizar para la conversión de los costos internos en colones indexados a\ndólares.\n\n \n\nb-       Debe indicarse además que la metodología tradicionalmente usada por la ARESEP y por el ICE\npara escalonar cifras requiere, antes de aplicar el índice de indexación, convertir los montos en\ndólares a su valor en colones original, para lo cual se multiplican por el tipo de cambio de la\nfecha base. Luego se aplica la variación en índice local para ajustados al valor en colones de la\nfecha más reciente y se dividen entre el tipo de cambio de esta última fecha para trasladarlos\nnuevamente a dólares.\n\nc-       Adjunta las observaciones enviadas previamente a la Aresep por parte del ICE mediante,\nnúmero de documento 0510-1590-2012 con fecha 2012-12-12, relacionadas con la indexación de los\ncostos totales y otros temas relacionadas con la metodología con el fin de que sean tomadas en\ncuenta en las modificaciones.\n\n \n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera de los alcances de la propuesta de modificación de las\nmetodologías de generación privada.\n\n \n\nPosición 9.4.\n\nManifiesta que la metodología para establecer la tarifa para plantas que generan mediante bagazo de\ncaña, se fundamenta en una planta modelo nueva, lo que no corresponde a la\n\nrealidad costarricense. En el caso del Ingenio, El Viejo inició su operación en 1994 y se ha ido\nampliando. En el caso del Ingenio Taboga inició operación en el año 2003 e igualmente ha\n\ntenido ampliaciones. En ambos plantas la vida en operación supera los 10 años, lo que evidentemente\n no  corresponde  a  una  planta  nueva.  Dado  lo  anterior,  solicita  ajustar  la\n\nmetodología de la planta modelo para que refleje la realidad costarricense de las plantas que\n\ngeneran con bagazo de caña.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos a la propuesta de modificación\nde las metodologías de generación privada. Es la tarifa utilizando una metodología\n\nde planta modelo.\n\n \n\nPosición 10. A la \"Metodología de fijación de tarifas para los generadores privados existentes (Ley\nN° 7200) que firme un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense\nde Electricidad\", aprobada mediante Resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010 y publicada en La\nGaceta N.° 109 del 07 de junio del 2010\".\n\n \n\nPosición 10.1.\n\nIndica que es importante señalar que una de las premisas fundamentales de esta metodología es que la\ndeuda, así como los costos financieros de la empresas de generadores privados existentes, han sido \ncubiertos en su totalidad durante  la vigencia del primer contrato  de compraventa de los\ngeneradores privados con el ICE y que, por tanto, las tarifas aplicables\n\npara\n los  siguientes  contratos\n solamente  deben  reconocer\n la  parte\n del  financiamiento\n\ncorrespondiente al capital propio. La Metodología aprobada en el año 2010 es genérica para todos los\ngeneradores privados y busca eliminar las fijaciones individuales.\n\nEcuación propuesta por la ARESEP: Ke = KL + βa *PR + RP\n\nDonde:\n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula: βa\n= βd*(1+(1-t)*D/Kp)\n\nManifiesta que si en esta ecuación se asume que la deuda es cero, la beta apalancada sería igual a\nla beta desapalancada, por tanto sería equivalente a utilizar la ecuación de tasa de rentabilidad\nvigente y aprobada en la RJD-009-2010, ratificando la premisa fundamental. En los casos en que la\nempresa ha asumido una nueva deuda para financiar inversiones\n\nadicionales para una repotenciación o ampliación de la planta existente y que podría o debería ser\nreconocida en la tarifa, a criterio del ICE - Sector Electricidad en estas situaciones las\nfijaciones tarifarias tendrían un carácter específico, por lo tanto no solo se debe corregir el\ncosto de inversión, sino también el costo de explotación, el factor de antigüedad y la beta, en\nrelación con la metodología vigente para plantas existentes.\n\n \n\na-       Declarar explícitamente que bajo la metodología para plantas existentes se parte de la\npremisa de que la deuda es cero.\n\n \n\nb-       Establecer que en los casos cuando la empresa incurra en nuevos financiamientos para cubrir\ninversiones adicionales para repotenciación o modernización de las plantas, se realizarán estudios\nindividuales ajustando todos los parámetros de la metodología para el caso particular.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos en la propuesta de modificación\nde las metodologías de generación privada. Las fijaciones tarifarias son por industria, no se\nrealizan fijaciones individuales.\n\n \n\nPosición 10.2\n\nManifiesta que en la actualización del monto de la inversión en activos fijos, en la aplicación e\nindexación de las metodologías de fijación de tarifas de generación privada, se han venido\nutilizando diferentes índices de precios en cuanto a la actualización de montos de inversión, por lo\nque no ha habido consistencia. Indica que es  acertado el  hecho de que la ARESEP estandarice el\níndice de actualización del monto de inversión en activos fijos. Sin embargo, es\n\nnecesario  que\n dicho  índice\n de\n precios\n sea  específico  y  se\n defina  en  cada  una\n de\n las\n\nmetodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo que se actualice, de manera\nque no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores al momento de su aplicación.\n\nAdemás, que estos índices normalmente se reflejan en dólares debido a que los equipos para\ngeneración de energía eléctrica son importados y los precios están dados por el mercado\ninternacional. De acuerdo con lo señalado en la resolución 783-RCR-2012, punto 3.3.2 se debe\nutilizar el índice de Precios al Productor de los Estados Unidos. En la propuesta por la ARESEP se\n indica  que  la  variable  \"I\"  se  podrá  actualizar  de  acuerdo  con  un  índice  de  precios\n\nrepresentativo. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que\nse utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología\ncorrespondiente.\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del\nmonto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector,\nsiempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior,\n\npuesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la\n\nevolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera\nnecesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de\nmanera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la\njustificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del\níndice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\nPosición 10.3.\n\nManifiesta que para la actualización del monto del costo anual de explotación, en la aplicación de\n esta\n metodología\n se  considera\n el\n costo  interno\n en\n dólares  y  se\n convierte\n a\n colones\n\nmultiplicándolo por un tipo de cambio de referencia del BCCR. Posteriormente se indexa\n\naplicando la variación del IPPl también de referencia del BCCR. Una vez indexadas las cifras en\ncolones, se convierte nuevamente a dólares dividiéndolo entre el tipo de cambio de referencia del\nBCCR. Sin embargo en la modificación propuesta, en relación con la indexación de costos internos, no\nexiste claridad sobre el tipo de cambio a utilizar para convertir las cifras de dólares a colones y\nviceversa, dejando un vacío en esta metodología. Dado lo anterior solicita:\n\na-       Indicar claramente el tipo de cambio promedio mensuales de compra de referencia del Banco\nCentral de Costa Rica a utilizar para la conversión de los costos internos en dólares a colones.\n\n \n\nb-       Indicar claramente el tipo de cambio promedio mensuales de venta de referencia del Banco\nCentral de Costa Rica a utilizar para la conversión de los costos internos en colones indexados a\ndólares.\n\n \n\nc-       indicar además que la metodología tradicionalmente usada por la ARESEP y por el ICE para\nescalonar cifras requiere, antes de aplicar el índice de indexación, convertir los montos en dólares\na su valor en colones original, para lo cual se multiplican por el tipo de  cambio de la fecha base.\nLuego se aplica la variación en el índice local para ajustados al valor en colones de la fecha más\nreciente y se dividen entre el tipo de cambio de esta última fecha para trasladarlos nuevamente a\ndólares.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos a la propuesta de modificación\nde las metodologías de generación privada.\n\n \n\nPosición 10.4.\n\n(.) \"Manifiesta que es importante señalar que el ICE-Sector Electricidad ha indicado en reiteradas\nocasiones la necesidad de hacer una revisión exhaustiva de la \"Metodología de fijación de tarifas\npara generadores privados existentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de\nelectricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad\" aprobada mediante la Resolución\nRJD-009-2010, principalmente a la forma de cálculo del\n\ncosto de explotación y el factor de antigüedad. Expresa observaciones y comentarios respecto\n\nde esta metodología, indicando que en la resolución 783-RCR-2012 \"Conoce el Comité de Regulación del\nrecurso de revocatoria planteado por el Instituto Costarricense de Electricidad contra la resolución\n750-RCR-2012\", se rechaza lo argumentado por el ICE sobre el costo de operación y factor de\nantigüedad, quedando abierta la posibilidad de iniciar un nuevo trámite metodológico en el cual se\nsometa a criterio de los diferentes actores la nueva propuesta.  Indica que de acuerdo con lo\nanterior el ICE-Sector Electricidad mediante nota N° 0510-1590- 2012 de fecha 2012-12-12 y recibida\npor la ARESEP el 14 de diciembre 2012, presentó una serie de inquietudes con respecto a la\nmetodología planteada, las cuales siguen teniendo vigencia, ya que en la propuesta de cambio, la\nARESEP se refiere básicamente a una estandarización de variables utilizadas en el modelo para el\ncálculo de la tarifa, pero no se corrige la fórmula de cálculo de las mismas. A continuación se\npresentan las principales conclusiones contenidas en la nota citada y derivadas de análisis de la\nfórmula de cálculo de tarifa. \"(.).\n\n \n\n(.) \"Lo actuado por la ARESEP para establecer la tarifa para generadores privados corresponde a la\nmetodología establecida en la RJD-009-2010, sin embargo es criterio del ICE que se deben realizar un\najuste a la fórmula de cálculo con el fin de que se ajuste al criterio de tarifa al costo sin\ndetrimento del ICE-Sector Electricidad ni de los clientes finales del Sector Eléctrico. Dado lo\nanterior se solicita:\n\na-      \nRealizar una revisión integral de la metodología de cálculo establecida en la RJD-009- 2010.\n\n \n\nRespuesta\n\nRealizar una revisión integral de la metodología de cálculo establecida en la RJD-009-2010, no está\ncomprendido en el alcance de esta metodología, por lo que no se acepta esta posición.\n\n \n\nb-       Ajustar la ecuación de cálculo del costo de explotación, eliminando del denominador el\nfactor de antigüedad.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente propuesta de modificaciones a las metodologías para generadores privadas no considera\nrealizar modificaciones en la ecuación de cálculo del costo de explotación, al no estar considerados\nesto entre los cambios propuestos queda fuera de los alcances de la\n\npresente metodología.\n\n \n\nc-       Establecer la metodología que se debe emplear en los casos específicos donde se demuestre\nque los generadores privados existentes que renueven contratos de compra-venta de electricidad con\nel ICE inviertan en repotenciación o ampliación de la planta existente.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa  presente\n posición  se\n encuentra  fuera  de\n los  alcances  de  la\n presente  propuesta\n de modificación a las metodologías de generación privada.\n\n14.       Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula jurídica 3- 002-115819,\nrepresentada por don Mario Alvarado Mora, cédula de identidad 4-0129- 0640, en calidad de apoderado\ngeneralísimo\n\n \n\nPosición 1.\n\nManifiesta que no se ha definido una metodología de cálculo para fijar el valor del factor\nambiental, y aunque la propuesta metodológica en cuestión (expediente OT-122-2013) no\n\nhacen una mención directa al factor ambiental, este punto tiene relación directa con todas las\n\nmetodologías que están siendo consultadas, por lo que es fundamental resolver la inacción que tiene\nla definición de su cálculo. Además, indica que ya han pasados dos años desde que se emitió la\nresolución. Solicita a la ARESEP que cumpla con las indicaciones establecidas en la resolución\nRJD-152-2011 y en el artículo 31 de la ley 7593, e inicie de inmediato el procedimiento de\nconvocatoria y realización de audiencia pública para la definición de la metodología de cálculo del\nfactor ambiental; y que efectúe la aplicación de manera homologa para las restantes metodologías de\nfijación tarifaria, a saber: RJD-004-2012, RJD-009-2010, RJD-162-2011, y RJD-163-201.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa  posición\n está\n fuera\n de  los\n alcances  de\n la  presente\n propuesta  de  modificación  a  las\n\nmetodologías de generación privada\n\n \n\nPosición 2.\n\nSe opone a la definición de planta nueva que se utilizada en la Propuesta metodológica porque: a-)\nLa definición hace referencia a la inversión en capital físico. No obstante, el término \"capital\n\nfísico\"\nno se utiliza en la literatura financiero contable, lo cual genera incertidumbre. b-) La\n\ndefinición no aporta criterios claros, objetivos y trazables para regular cuáles plantas se podrían\nconsiderar nuevas y cuáles se deben de considerar como plantas existentes., y c-) Excluye, sin\njustificación alguna, las plantas que han sido reconstruidas por razones de caso fortuito o fuerza\nmayor, o que han debido repotenciarse al cumplir su vida útil, con el riesgo de aplicar a estas\nplantas una fijación tarifaria que atenta contra la recuperación de la inversión y los gastos\npropios de la operación, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la empresa; lo que puede\nresultar insuficiente para cubrir los costos y mantener el servicio público de generación. Solicita\nque ARESEP modifique la definición de planta nueva para que reconsidere al caso de las plantas\neléctricas que han sido reconstruidas o repotenciadas, o alternativamente se les aplique la\nmetodología para plantas nuevas.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición esta fuera del alcance de las modificaciones sometidas a audiencia pública. Sin embargo,\ncabe aclarar que una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas\nde generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente\nal Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al\n\nriesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años.\n\n(...)\"El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea\nigual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía.\n\nLa duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las\ntarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de\nenergía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser\ncontratado posteriormente.  Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los\n\nprocesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.\n\"(...)\n\n \n\nPor otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa\nestablecida en esa metodología.\n\n \n\nPosición. 3.\n\nManifiesta que se deben realizar ajustes a las definiciones de las variables del componente costo de\ncapital en las fórmulas que fijan la tarifa en las metodologías RJD-004-2012, RJD-009-\n\n2010, RJD-152-2011, RJD-162-2011, y RJD-13-2011 y considera que se dejan indefinidas algunas fuentes\nde información y deja otras sujetas a la interpretación discrecional de las personas que se encargan\nde la fijación tarifaria. Solicita a la ARESEP que se ajusten las definiciones de la Propuesta en\nlas metodologías de cálculo tarifario incluidas en el expediente OT-122-2013 para las siguientes\nvariables y en la siguiente forma:\n\nPosición 3.1 Para el caso de la tasa libre de riesgo (KL), concretamente en la serie de datos (plazo\ne instrumento financiero) propone la siguiente redacción: \"La serie TCMNOM corresponde a Bonos del\nTesoro de los Estados Unidos, con un vencimiento constante de 20 años, en términos nominales\".\nManifiesta que de esta forma, plazo de los bonos de referencia a utilizar es más consistente con el\nhorizonte de la inversión (largo plazo).\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, mismo\nque aparece en la dirección electrónica consignada. Sin embargo, el periodo de maduración del\ninstrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el\n\nProfesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera\nque\nel cálculo del\n\nCosto del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que\nutilicen Damoran como fuente para obtener el CAPM.\n\n \n\nPosición 3.2 Para la variable prima por riesgo (PR), específicamente en la fuente y forma de obtener\n el  dato   requerido   propone:   i-)   El   Dr.   Aswath   Damodaran,   en   la dirección\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, usando los datos \"Stocks - T.Bonds\", a\nalternativamente. ii-) El \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", usando el valor denominado \"Long-\nHorizon\". Además, manifiesta que se debe utilizar el promedio aritmético de la prima por riesgo,\npara el período más largo disponible (20 años o más), ya que el uso de períodos de datos cortos\nintroduce errores de estimación muy grandes.\n\n \n\nRespuesta\n\nLos promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar\nuna tasa de retorno de corto plazo dado que la fuente de información Damodaran presenta valores\nanuales para la mayoría de las variables.\n\n \n\nPosición 3.3 Manifiesta que cuando se citan dos fuentes de datos para la determinación de un mismo\nvalor es necesario definir previa y expresamente el orden de prioridad en que se escogerán. Y\npropone: a-) \"para las variables prima por riesgo (PR), riesgo país (RP), y beta desapalancada (bd)\nla fuente preferida es la información publicada por el Dr. Damodaran. En el caso de que, para\nalguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con la información de esta\nfuente, se utilizará la información del \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" únicamente para las\nvariables no disponibles en la fuente preferida\". b-) \"Asimismo para las variables tasa libre de\nriesgo (KL), prima por riesgo (PR), riesgo país (RP), y beta desapalancada (bd) se calculará y usará\nel promedio aritmético de los valores publicados en los 5 años más recientes en caso de estar\ndisponibles. En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP\ncontar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie\nhistórica menor a 5 años para esta variable únicamente.\"\n\n \n\nRespuesta\n\n \n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la\nfuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen\n(Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la\ninformación publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar\ndisponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de\ninformación financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.\n\n \n\nLo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada\nfijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente\nde información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor\ndel índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\nSi bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y\npresentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición\nla información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.\n\n \n\nPosición. 4.\n\nManifiesta que debido a que la ARESEP deja indefinidas algunas fuentes de información y otras\nsujetas a discrecionalidad de las personas que se encargan de la fijación tarifaria, solicita\n\nque ARESEP corrija estos defectos de la propuesta de ajuste en las metodologías de cálculo tarifario\nincluidas en el expediente OT-122-2013 que se indican a continuación:\n\n1.        Considera que en cuanto a la base de datos GTPIR para el cálculo del costo de inversión\nesta fuente de información refleja una serie de problemas en cuanto a la trazabilidad de sus datos\nen  cuanto a: a-) No se define la fuente de información de dónde se tomaron los\n\ndatos                                                              \n de                                                              \n los\n\ndiversos proyectos que pueda ser corroborada. b-) No existe homogeneidad en el nivel de detalle y\navance de los proyectos de la base para establecer una cifra de inversión que no contenga asimetrías\nen estos campos. En otras palabras los proyectos de esta base de datos están a niveles distintos de\ndesarrollo (fase de reconocimiento, pre factibilidad, factibilidad, central hidroeléctrica\nconstruida) y no se corrigen las asimetrías de costo producto de esta disparidad. c-) No se hace una\nhomologación del tratamiento fiscal diferenciado de los diversos países centroamericanos\n(exoneraciones del impuesto de renta, ventas, cargas sociales sobre la mano de obra). No existe\nevidencia en el sentido que los datos de inversión ya estén ajustados según el tratamiento fiscal\ndiferenciado de cada país centroamericano.\n\nDado lo anterior solicitan a la ARESEP que la base de datos GTPIR para el cálculo del costo de\ninversión sea ajustada a la realidad costarricense con base en una metodología que contemple las\ndiferencias en el costo de inversión de las plantas de energía renovable a nivel de cada país\ncentroamericano. En ese mismo sentido, en caso que ARESEP incluya  en  esta  base  de  datos,\n alguna  planta  local  de  energía  que  disfrute  de\n\nexoneraciones fiscales adicionales, por ejemplo de tipo cooperativo o de institución pública,  que\n proceda\n a\n realizar  el  ajuste  impositivo  correspondiente  en\n el\n costo  de\n\ninversión.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición se encuentra fuera del alcance de la presente modificación metodológica. Sin embargo se\naclara que   si bien el opositor no aportó la información técnica necesaria para\n\ncuantificar las diferencias entre los costos de inversión de proyectos de generación de energía\n\nde Costa Rica en comparación con el resto de Centroamérica, se considera que la información extraída\ndel \"Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027\", elaborado por el\nConsejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa\nRegional (GTPIR), además de ser una fuente de información avalada por esta Autoridad Reguladora,\nincorpora proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas similares a los que se\ntarifó.\n\n \n\n2.        Indica que es fundamental establecer cuál de los  tipos de regresiones distintas a la\nexponencial aproximan mejor la relación entre la capacidad instalada y los costos de explotación, e\nindicar cuál debe usarse en la fijación tarifaria. Manifiesta que eso se logra incluyendo en la\nmetodología aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011 que la curva de mejor ajuste es aquella que\ntiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), que mide el grado\nde variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables\nindependientes. Dado lo anterior solicita la eliminación de la referencia a la regresión de tipo\nexponencial  en  las  metodologías aprobadas mediante la Resolución RJD-152-2011 y Resolución\nRJD-152-2011.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\n\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado\nespecificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre\n\ncapacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los\nprocedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del\ngrado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este\ncoeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\n \n\n3.        Manifiesta que no se establece una metodología de exclusión de valores extremos para los\ndatos de inversión por lo que solicita indicar el procedimiento para la eliminación de valores\nextremos estos datos, en las metodologías aprobadas mediante la Resolución RJD-152-2011 y Resolución\nRJD-152-201 y, propone el uso de dos desviaciones estándar; en vez de la exclusión de valores\nextremos, que, al no tener un método definido, introduce gran  incertidumbre y una inapropiada\ndiscrecionalidad interpretativa, alejándose de la claridad que deben tener las reglas para el\ncálculo de la fijación tarifaria.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo\njustificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la\nAdministración Pública.\n\n \n\n \n\n4.        Se opone a que la selección del índice externo para la actualización de las inversiones en\nactivos fijos quede a discreción de la ARESEP por las siguientes razones: a-) La propia ARESEP ha\nconsiderado que, como índice externo, de las opciones identificadas el índice de costos de\nconstrucción del Bureau of Reclamation Construcction Cost Trend es la más representativa y adecuada\npara actualizar el costo de los activos fijos de las plantas hidroeléctricas privadas. b-) este\níndice ya ha sido aplicado por la ARESEP para el cálculo de la fijación tarifaria. c-) Este índice\nmide los cambios de construcción, proporcionando un medio rápido para determinar el costo actual de\nconstrucción de diversas infraestructuras basado en anteriores estimaciones. d-)  Su fuente de\ninformación es totalmente trazable y pública. Dado lo anterior solicitan que se establezca con\nclaridad el índice y su fuente bajo la siguiente  redacción: \"La actualización del  monto  de \ninversión  en  activos  fijos que conforman la base tarifaria, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior a un año, se realizará utilizando el índice de costos de\nconstrucción del Bureau of Reclamation Construction Cost trends (Composite Trend), según se indica\nen el sitio web del U.S.       Department of the Interior, Bureau of Reclamations\nhttp://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html). La actualización  del  monto  de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice\".\n\n \n\nRespuesta\n\nSe considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del\nmonto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice\n\nrepresentativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior,\n\npuesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la\nevolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera\nnecesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de\nmanera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada\nfijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar\n la  justificación  técnica,  de  conformidad  con  la  Ley  General  de  Administración Pública, y\nel valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.\n\n \n\n15.  El\n Embalse  S.A.,  representada\n por        José\n Alberto  Rojas  Rodríguez,  Cédula\n de identidad\n2-279-612, representante legal.\n\n \n\nPosición 1.   Estandarización metodológica, seguridad jurídica, y nivel de detalle\n\nPor su naturaleza, las inversiones en infraestructura\nde generación eléctrica renovable son\n\ncuantiosas desde el inicio, y por lo tanto requieren de un largo plazo para repagarse. Esto implica\nque los inversionistas requieran de señales y reglas claras, que se mantengan vigentes durante todo\nel periodo de la inversión, ya que de otra manera se genera inseguridad jurídica. De esta forma\nvemos como un aporte positivo la iniciativa de la ARESEP por estandarizar aquellos aspectos que son\nsimilares entre las metodologías tarifarias para generación eléctrica con fuentes renovables.\n\n \n\nManifiesta que es criterio de su representada que para evitar revisiones recurrentes en las\nmetodologías que puedan dar señales de inseguridad jurídica a los inversionistas, es importante que\nla ARESEP se tome su tiempo para hacer el análisis correspondiente a las metodologías. Asimismo es\nfundamental que exista un amplio nivel de detalle en las metodologías, en particular a la hora de\nidentificar con precisión las fuentes de información a utilizar para las variables. Esto para lograr\ndelimitar que las fijaciones tarifarias se limiten únicamente a la actualización de indicadores\nindependientes, verificables, y públicamente disponibles para los prestatarios y usuarios del\nservicio público.\n\nPetitoria: Que en búsqueda de la seguridad jurídica a la inversión en infraestructura de generación\neléctrica la ARESEP vele por mantener vigentes las metodologías de fijación tarifaria por plazos\nprolongados y se defina el mayor nivel de detalle posible dentro de las metodologías, de tal forma\nque el acto de fijación tarifaria se circunscriba únicamente a la actualización de índices e\nindicadores públicamente disponibles, trazables, y verificables.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa presente posición se encuentra fuera del alcance de las modificaciones a las metodologías\n\nde generación privada sometidas a audiencia pública. Sin embargo, debe aclararse que no son viables\nlas fijaciones tarifarias por periodos largos. De conformidad con lo que establece la Ley 7593 los\nvalores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año. Todos los valores que determinan\nla tarifa se actualizarán en cada fijación tarifaria.\n\n \n\nPosición 2.   Factor Ambiental\n\nExiste una importante carencia en todas las metodologías tarifarias para generación con fuentes\nrenovables, que corresponde a la determinación del factor ambiental. Desde hace bastante tiempo la\nJunta Directiva de ARESEP ha reconocido la Importancia de incluir esta variable, pero el tiempo\ntranscurre sin que se defina, y por mientras los prestadores del servicio\n\npúblico  están  dejando\n de\n percibir  este  componente\n que  por\n ley  les\n corresponde.  Debe\n\naprovecharse esta oportunidad de modificación de las metodologías para incluir de una vez por todas\nla variable del factor ambiental es común a todas las metodologías.\n\nPetitoria: Que la Junta Directiva incluya de una vez por todas el factor ambiental en todas las\nmetodologías de fijación tarifaria para generación eléctrica con fuentes renovables.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías\nde generación privada.\n\n \n\n \n\nPosición 3. Cambio sobre trato de valores extremos en la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\".\n\n \n\nPetitoria: Que para la propuesta de modificación de la metodología para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas no se incluya la frase: \"... de los cuales se excluirán los valores\nextremos...\", según lo descrito anteriormente, ya que implicaría una doble exclusión de valores\nextremos. Además, que el concepto de valores extremos sea definido claramente por ARESEP en las\nmetodologías, y se incluya en esta definición un rango mayor que refleje la variabilidad inherente\nal desarrollo de infraestructura de generación. Se sugiere aplica dos desviaciones estándar en lugar\nde una desviación estándar, tal y como lo aplica el Banco Central de Costa Rica para la fijación de\nla tasa básica pasiva. Lo anterior por cuanto al tomar en cuenta sólo una desviación estándar,\nsuponiendo una distribución normal de los datos, se considera sólo un 68% de los datos, excluyendo a\nambos lados el 16% de las observaciones en cada cola. Por el contrario, con dos desviaciones\nestándar se incluye el 95% de los datos, excluyéndose lo que estrictamente califica como extremo,\nque es un 2.5% de las observaciones en cada cola.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y\nestará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo\njustificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General\n\nde la Administración Pública.}\n\n \n\nPosición 4. Homologación de costos de inversión de fuentes extranjeras a la realidad costarricense\n\n \n\nUna de las principales fuentes de información identificada por ARESEP para la variable de monto de\ninversión es el GTPIR (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación). En nuestro criterio\nesta fuente de información es útil, ya que es de las pocas bases de datos regionales que existen. Al\nrespecto cabe señalar que ARESEP debe especificar como parte de los requisitos de la metodología que\npara utilizar esta fuente de información en la fijación tarifaria, ésta debe de pasar por tres\nprocesos adicionales para homologar los datos a la realidad costarricense:\n\n \n\ni-    Ampliación del nivel de información.\n\nii- Homologación del tratamiento fiscal. iii- Homologación de los costos constructivos.\n\n \n\nPetitoria: Que la ARESEP defina explícitamente en las metodologías que la base de datos del GTPIR\nsea ajustada a la realidad costarricense, con base una metodología que contemple las diferencias en\nel costo de inversión de las plantas de energía renovable a nivel de cada país centroamericano,\nespecíficamente en lo concerniente a las exoneraciones fiscales y precio de insumos como los\ncombustibles. En ese mismo sentido, en caso que la ARESEP incluya en la base de datos de costos de\ninversión alguna planta local de energía que disfrute de exoneraciones fiscales adicionales, por\nejemplo de tipo cooperativo, que proceda a realizar el ajuste impositivo correspondiente en el costo\nde inversión.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa posición se encuentra fuera del alcance de la presente modificación metodológica. Sin embargo se\naclara que  la información extraída del \"Plan Indicativo Regional de Expansión de\n\nla Generación. Período 2012-2027\", elaborado por el Consejo de Electrificación de América Central -\nGrupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), además de ser una\n\nfuente de información avalada por esta Autoridad Reguladora, incorpora proyectos hidroeléctricos con\ncondiciones físicas y económicas similares a los que se tarifó.\n\n \n\nPosición 5. Curva de ajuste para variable de costos explotación en la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\"\n\n \n\nEn el folio 24 del expediente OT-122-2013 se propone modificar la metodología vigente:\n\nb) Se hace un ejercicio de regresión (se elimina la palabra exponencial,) para estimar la curva que\nmejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.\n\n \n\nEn este sentido, se le solicita a la ARESEP que se especifique claramente en la metodología cuál es\nla curva de mejor ajuste para la variable de costos de explotación. Según se ha evidenciado en\nprocesos anteriores en ARESEP, los costos de explotación por unidad de potencia instalada disminuyen\naceleradamente conforme aumenta el tamaño de la central de generación. Esto es de esperar, ya que\nexiste una cantidad de costos fijos que son iguales en centrales pequeñas o grandes.\n\nPor ejemplo centrales como la que posee mi representada, por su pequeño tamaño, son particularmente\nvulnerables a una subestimación en la variable de costos de explotación. Debe entonces definirse la\ncurva de mejor ajuste en la metodología, usando la mayor cantidad de datos disponibles, y aplicando\nun ajuste que represente el mayor coeficiente de determinación (más  cercano  al  valor  absoluto\n de  1),  que  mide  el  grado  de  variación  en  la  variable\n\ndependiente explicada por el cambio en la o las variables independientes.\n\n \n\nPetitoria: Que la ARESEP especifique en la metodología tarifaria para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas, cuál es la curva de mejor ajuste para costos de explotación, siendo aquella\nque tiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), concepto que\nmide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables\nindependientes.\n\n \n\nRespuesta\n\nLa información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la\ncapacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra,\nasimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado\nespecificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre capacidad\ninstalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los procedimientos\nestadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del grado de\najuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este\ncoeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar\notros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en\nestimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la\ncurva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.\n\n \n\nEl que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo\nde información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que\nlos mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y\npor otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los\nmismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los\ncálculos efectuados.\n\n \n\nPosición 6. Cambio sobre trato de valores extremos en la \"Metodología de fijación de tarifas para\ngeneradores privados existentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de\nelectricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad\", aprobada mediante la resolución\nRJD-009-2010, se relaciona el concepto de valores extremos con capacidades de planta menores de\n1.000 kW y mayores de 50.000 kW:\n\nAhora ARESEP propone modificar el texto en la metodología dejándolo abierto e indefinido:\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar,\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión.\n\n \n\nLos datos contenidos en las bases de datos excluyen los valores extremos, (el subrayado no es del\noriginal).Sobre el particular es necesario resaltar la necesidad de que se defina formalmente en la\nmetodología el concepto de valor extremo. En ese sentido es importante anotar que cuando se eliminan\nlos valores extremos de una base de datos, implícitamente se está excluyendo la noción de riesgo y\nla variabilidad real que existe en lo referente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos,\nlo cual no deja de ser paradójico.  También debe reconocerse que Costa Rica es un país pequeño, en\ndonde cada año se desarrolla poca nueva capacidad de generación eléctrica, por lo cual es importante\ndar espacio a utilizar esos pocos datos que sí están disponibles para nuestra realidad nacional, en\nlugar de omitirlos como ha sido el caso en fijaciones tarifarias anteriores.\n\n \n\nPor último, es nuestro criterio que utilizar una sola desviación estándar como límite para definir\nlos valores extremos es excesivamente restrictivo, y obvia que existe importante variabilidad en los\ncostos y configuraciones de centrales de generación eléctrica. Para la determinación de los valores\nextremos debería utilizarse el mismo parámetro que utiliza el Banco Central de Costa Rica3 a la hora\nde definir el cálculo para la Tasa Básica Pasiva, que es equivalente a dos desviaciones estándar.\n\n3\n\n(Metodología de cálculo de la Tasa Básica Pasiva, Vigente a partir del 26/12/2012).\n\nhttp://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Documentos//DocumentosMetodologiasNota\nsTecnicas/Nueva%20Metodolog%C3%ADa%20de%20C%C3%Allculo%20de%20la%20Tasa%20B%C3%Alsíca%20Pasiva.htm\n\nRespuesta\n\nEn la posición 3 se consigna respuesta al trato de los valores extremos.(.)\"\n\n \n\n \n\nII.          Que de conformidad con resultandos y considerandos que preceden y\nel mérito de los autos, lo procedente es:\n\n \n\n1) Modificar las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica\ncon recursos renovables, en los términos indicados en el informe técnico remitido mediante el oficio\n29-CDR-2013 (sic)\". 2) Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando I de\nesta resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso, tal y como se dispone.\n\n \n\nPOR TANTO\n\n \n\nCon fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593, el Reglamento Interno de Organización y\nFunciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados,\n\n \n\nLA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n \n\nRESUELVE:\n\n \n\nI.      Modificar las metodologías \nde fijación  de  tarifas para generadores \nprivados  de  energía eléctrica con recursos renovable, en los siguientes términos:\n\n \n\n1.        De la \"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo  de  caña  para  la  venta  al Instituto Costarricense de\nelectricidad y su fórmula de indexación\", aprobada mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de\nabril de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010:\n\n \n\n1.1   \nModificar el primer párrafo de la sección 1., de la siguiente forma:\n\n \n\n\"1. ASPECTOS GENERALES\n\n \n\nEl presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la\ndefinición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica\nentre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña\ny tengan una concesión válida para este tipo de actividad, y para aquellas compraventas de energía\neléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña con condiciones\nsimilares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que\ndeban ser reguladas por ARESEP. (.)\"\n\n1.2   \nModificar el punto 2.18, de la siguiente forma:\n\n \n\n\"2.18. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\n \n\nKe = KL\n+ βa * PR + RP\n\n \n\nDonde:\n\nKe  =  Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR  =    Prima por riesgo.  Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP =  Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado\ny la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa  =   Beta apalancada.\n\nβd  =   Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) t  \n=          Tasa de impuesto sobre la renta.\n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\n3.                   La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                   Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp =\nY/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos\nen la sección\n\n2.16. El dato de apalancamiento podrá ser actualizado con base estudios técnicos avalados por la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\n5.                               Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para\npersonas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta\n-la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n1.3   \nIncluir el siguiente texto al final de la sección \"2.1. Inversión\nTotal\":\n\n \n\n\" (.)\n\n \n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\n1.4               \nModificar el texto de las secciones \"2.11. Indexación de costos\ntotales\"; \"2.12 Costo interno\" y \"2.13 costo externo\" de la siguiente forma:\n\n \n\n\"2.11.  Indexación de costos totales\n\n \n\nLa actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con\nexcepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden a variar en el\ntiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un componente local, debido a que\ngeneralmente son costos pagados en colones.\n\n \n\nLos costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima\n(Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los\ncostos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación\n(Cif). Los costos de explotación serán indexados con el Índice de Precios al Productor Industrial,\nIPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\nLos valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe iniciarse\nen agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la inflación, por\nmedio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la\npérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:\n\n \n\nDonde:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nCE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y\ndepreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa\n\nIPPI: Índice de Precios al Productor\nIndustrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.\"\n\n \n\n \n\nEliminar el Por Tanto II de la resolución\ny ajustar la numeración de los Por Tanto siguientes.\n\n \n\n \n\n2. De la \"Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que\nfirmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de\nElectricidad\",  aprobada mediante la  Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en\nLa Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010:\n\n \n\n2.1    Modificara el punto 3.6 de la siguiente\nforma:\n\n \n\n\"3.6. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\n \n\nKe = KL\n+ βa * PR + RP\n\n \n\nDonde:\n\nKe  =   Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR  =    Prima por riesgo.\n Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.\n\nRP =  Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa =   \n Beta apalancada de la inversión.   Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo\n\ndeterminado y la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se\nfinancia con deuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa   =  Beta apalancada.\n\nβd  = \n Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)\nt     =          Tasa de impuesto sobre la renta.\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\n3.                          La fuente de información elegida para las variables descritas en los\npuntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5\naños), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio\npublicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a\nlos 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s)\nde las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que\ncomplete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual\npara todas las variables.\n\n \n\n4.                       Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp\n= Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\n5.                  Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas\ncon fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal\nmayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n2.2    Modificar el punto 3.3.2 de la siguiente\nforma:\n\n \n\n\"3.3.2.  Fuente de información\n\n \n\n(.)\n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\nLa exclusión de valores extremos se realizará por monto de inversión y estará bajo la\nresponsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado en\nla ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública\n\n \n\n2.3    Modificar la sección \"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios\", de la siguiente forma:\n\n \n\n\"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios\n\n \n\nActualización del monto del costo\nanual de explotación\n\n \n\nSi no es posible obtener información actualizada de la\nvariable Ca esta se podrá actualizar de acuerdo con el índice de precios al productor local:\n\nCa n =\nCa n-1 *\n(IPPICRn/IPPICRn-1)\n\n \n\nDonde:\n\nCan        =      Costo\nanual de explotación actualizado.\n\nCan-1     =     Costo anual de explotación del periodo anterior.\n\nIPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual\n\nIPPICRn-1 =\nÍndice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior.\n\n \n\nLa fuente oficial de este índice es la siguiente: http://www.bccr.fi.cr\n\n \n\nActualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nSi no es posible obtener información actualizada de la\n\nvariable I esta se podrá actualizar de acuerdo con el índice de precios representativo:\n\n \n\nI n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1)\n\n \n\nEn donde:\n\nIn =      Inversión actualizada.\n\nIn-1 =     Inversión del periodo anterior.\n\nIPRn =  Índice de Precios representativo actual\n\nIPRn-1= Índice de Precios representativo del periodo anterior.\n\n \n\nPara seleccionar el índice de precios representativo se utilizará el criterio indicado en la sección\n3.3.2\"\n\n \n\n \n\n3. De la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas\nnuevas\", aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y publicada en La\nGaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones RJD-161-2011, del\n26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y RJD-013- 2012,\ndel 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta No 74 del 17 de abril de 2012:\n\n \n\n \n\n3.1   \nEliminar sección de \"Generalidades\".\n\n \n\n3.2   \nAdicionar después de la sección de \"Objetivo\", lo siguiente:\n\n \n\n\"Alcance\n\n \n\nEl modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE\npor parte de generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de\nlo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica\nprovenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que\nestablece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para\naquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no\nconvencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\nLa banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para\nlas que no existe una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante ésta\nmetodología, sin considerar estructura estacional.\n\n \n\nSe entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en\nningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no\npodrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de compraventa de\nelectricidad o para fines de autoconsumo.\"\n\n3.3   \nModificar el texto de la siguiente forma:\n\n \n\n\"Costos de explotación (CE)\n\n(.)\n\nb) Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que\nrelaciona capacidad instalada y costo de explotación.\n\n(.)\"\n\n \n\n\"Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP Donde:\n\nρ   = \n Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL= Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR =     Prima por riesgo.  Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP =  Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado\ny la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd\n* (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa =   Beta apalancada.\n\nβd =   Beta desapalancada.\n\nD/Kp=  Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) t\n=            Tasa de impuesto sobre la renta.\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\n3.                   La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                   Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp =\nY/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nAutoridad Reguladora.\n\n5.                               Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para\npersonas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta\n-la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n6.   Otras variables\n\n \n\na.   Tasa de interés (i)\n\n \n\nSe utilizará el 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 dólares, de los bancos\nprivados.\n\n \n\nb.   Vida económica del proyecto (v)\n\n \n\nPara los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del\ncontrato considerado en el modelo para definir  la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica\nes la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.\n\n \n\nc.   Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\n \n\nEl plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo\nmáximo del contrato de compra-venta de energía. La duración del contrato de compra-venta de energía\nutilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por\nla ley. Si el ICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista\nestaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida\nen que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del\nmercado eléctrico regional.\n\n \n\nd.     Edad de la planta (e)\n\n \n\nDado que se trata de plantas nuevas,\na esa variable se le asigna el valor de cero.\"\n\n \n\n3.4   \nModificar el texto de la siguiente forma:\n\n \n\n\"Monto de la inversión unitaria (M) (.)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nEl cálculo de este valor se efectuará a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas\nhidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, de los cuales se excluirán\nlos valores extremos, provenientes de tres fuentes de información:\n\na) La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por\nel Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa\nRegional (GTPIR) .\n\n(.)\"\n\n \n\n3.5   \nAdicionar al final de la sección \"Monto de la inversión unitaria (M)\", lo siguiente:\n\n \n\n\"Actualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\n \n\n \n\n4. Del \"Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa\ndistinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación\", aprobada mediante la Resolución\nRJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de\n2011:\n\n \n\n \n\n4.1   \nModificar la sección \"1.1. Objetivo y alcances\" de la siguiente forma:\n\n \n\n\"1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es contar\ncon el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad por\nparte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas mediante\nsistemas de combustión, al ICE en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200, y para aquellas\ncompraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con fuentes\nbiomásicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley\n7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.\n\n \n\nSe excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad\nproducidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología\naprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD-004-2010. También se excluyen las\nfijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales\ncomo insumo.\n\n \n\nEl modelo no es aplicable a plantas que incluyen procesos distintos a los de combustión para generar\nelectricidad con biomasa, tales como los de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma.\"\n\n \n\n4.2   \nModificar el punto 4.4.1 de la siguiente forma:\n\n \n\n\"4.4.1 Rentabilidad.\n\n \n\n(.)\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de        \n los          Estados          Unidos,          en          la          dirección        \n de          internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\n3.                   La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                   Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp =\nY/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\n5.                              \nTasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva\npara personas jurídicas\ncon\nfines de lucro, correspondiente al último tracto\nde impuestos sobre la renta\n-la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto\npor el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n4.3   \nAdicionar al final de la sección \"4.2 Inversión total\" lo siguiente:\n\n \n\n\"Actualización del monto de inversión en activos fijos\n\n \n\nLa actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública .\"\n\n \n\n \n\n5. Del \"Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada\neólicas nuevas\", aprobada mediante la Resolución RJD-163- 2011, el 30 de noviembre de 2011, y\npublicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011:\n\n \n\n \n\n5.1   \nModificar el punto vii de la siguiente forma:\n\n \n\n\"vii. Costos fijo por capital (CFC)\n\n(.)\n\na.  \nApalancamiento (Y)\n\n \n\nEl valor de apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital\npropio, la cual es parte de la fórmula del beta apalancado que se define posteriormente. El cálculo\nse realizará de conformidad con el punto b.4 siguiente.\n\n \n\nb.  \nRentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\n (.)\n\n \n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ).. Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\n3.                   La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y\n2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y\nel cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años\nmás recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las\nvariables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\n4.                   Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp =\nY/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de\nfinanciamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la\nAutoridad Reguladora.\n\n \n\n5.               Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con\nfines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal\nmayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\"\n\n \n\n5.2   \nModificar el punto viii de la siguiente forma:\n\n \n\n\"\"viii. Monto de la inversión unitaria (M)\n\n \n\n(.)\n\n \n\nd. Actualización del monto de inversión en activos fijos: La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios\nrepresentativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La\nselección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso\npúblico, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La\nactualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de\nmanera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el\nfuturo modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión\ncon base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración\nPública.\"\n\nII.  Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando I de la presente\nresolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso.\n\nRige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.\n\n \n\nEn cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública,\ncontra la presente resolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual\ndeberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día siguiente a la notificación,\ny el recurso extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos señalados\nen el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, a quien le corresponde resolverlos.", "body_en_text": "throughout the entire text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 027\n\n Reform of tariff-setting methodologies for private generators of\nelectricity using renewable resources\n\nComplete Text of record: F885E\n\nREGULATORY AUTHORITY OF\nPUBLIC SERVICES\n\n \n\nRESOLUTION RJD-027-2014\n\n \n\nSan José, at fifteen\nhours and forty-seven minutes on the twentieth of March, two thousand fourteen\n\n \n\nMODIFICATION OF THE TARIFF-SETTING METHODOLOGIES FOR PRIVATE GENERATORS OF ELECTRICITY\nUSING RENEWABLE RESOURCES\n\n \n\n \n\nFILE OT-122-2013 WHEREAS\n\nI.                          That through resolution RJD-004-2010 of April 26, 2010, published\nin La Gaceta No. 98 of May 21, 2010, the Board of Directors of ARESEP approved the \"Tariff\nmethodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using\nsugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation\nformula\".\n\n \n\nII.                        That through resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010, published in\nLa Gaceta No. 109 of June 7, 2010, the Board of Directors of ARESEP approved the \"Tariff-setting\nmethodology for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale\ncontract with the Instituto Costarricense de Electricidad\".\n\n \n\nIII.                       That through resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011, published\nin La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolution RJD-161-2011,\nof October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, the Board\nof Directors of ARESEP approved the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric\ngeneration plants\".\n\n \n\nIV.                      That through resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, published\nin La Gaceta No. 233 of December 5, 2011, the Board of Directors of ARESEP approved the \"Cost model and\nstructure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its\nindexation formula\".\n\n \n\nV.                        That through resolution RJD-163-2011 of November 30, 2011,\npublished in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, the Board of Directors of ARESEP approved the\n\"Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants\".\n\n \n\nVI.                      That through agreement 04-39-2012 of the ordinary session No. 39-2012,\nheld on May 24, 2012, the Board of Directors of ARESEP requested the General Directorate\nCenter for Development for Regulation to conduct a review of the Tariff-setting\nmethodology for existing private generators and to propose to this Board of Directors the improvements it\ndeems pertinent.\n\n \n\nVII.                     That through official letter 663-IE-2013/81-DGDR-2013, the Energy Office\nand the General Directorate of Development of Regulation, present the proposal\nfor \"Modification of the tariff-setting methodologies for private generators of electricity\nusing renewable resources\". (folios 41 to 62).\n\n \n\nVIII.                   That on May 23, 2013, through official letter 338-SJD-2013, the Secretariat of\nthe Board of Directors referred to the General Directorate of Legal and Regulatory Advice for its analysis,\nthe proposal referred to in the previous point (Folio 38).\n\n \n\nIX.                      That on May 28, 2013, through official letter 364-DGJR-2013, the General\nDirectorate of Legal and Regulatory Advice, issued its opinion on the proposal contained in\nofficial letter 663-IE-2013/81-DGDR-2013 (Folios 34 to 37).\n\n \n\n \n\nX.                        That on June 11, 2013, through official letter 774-IE-2013/93-DGDR-2013, the\nGeneral Director of the Center for Development of Regulation (DGDR) and the Energy Office Head\nreferred to the Board of Directors, the \"Proposal for modification of the tariff-setting\nmethodologies for private generators of electricity using renewable resources\". (Folios 8 to 32)\n\n \n\nXI.                      That through official letter 473-SJD-2013/17381, the Secretariat of the Board of Directors\nof the Regulatory Authority, communicates agreement 02-48-2013 of the record of the extraordinary session\nheld on June 24, 2013, in which it orders instructing the General Directorate of User\nServices to proceed with the public hearing procedure for the proposal for \"Modification of\nthe tariff-setting methodologies for private generators of electricity using renewable\nresources\"\n\n \n\nXII.                     That the call for public hearing is published in the nationally circulating newspapers\n(La Prensa Libre and La Nación) (Folio 73).\n\n \n\nXIII.                  \nThat the call for public hearing is published in La Gaceta No. 214 (Folios 70 and 76).\n\n \n\nXIV.                   That the public hearing to learn about the proposal was held on August 12,\n2013, at 17 hours and 15 minutes, in accordance with the regulations governing this process. Positions or coadjuvancies were admitted from 15 natural or legal persons. According to the\nReport on Oppositions and Coadjuvancies, official letter 2515-DGAU- 2013/ 25593 (Folios 83 to 406). The positions\npresented correspond to the following natural or legal persons: 1- Vientos del Volcán,\n(Folios 135 to 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 to 387), 3-\nHidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 to 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San\nCarlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 to 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 to 104), 6-\nAzucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 to 114), 7- Ingenio Taboga\n\nS.A., (Folios 115 to 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 to 134), 9- El Ángel S.A.,\n(Folios 152 to 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr.\nLuis Enrique Pacheco Morgan, electricity manager, (Folios 205 to 265), 11- Asociación\nCostarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 to 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. and\nDesarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 to 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don\nPedro S.A. and PH Río Volcán S.A, (Folios 313 to 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 to 353), 15-\nAsociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 to 406).\n\n \n\nXV.                    That on August 29, 2013, the General Directorate of User Services,\nthrough official letter 2515-DGAU-2013/ 25593, issued the report on positions and coadjuvancies (Folios 435 to\n438).\n\n \n\nXVI.                   That through official letter 29-CDR-2013 (sic), of February 28, 2014, the\nGeneral Directorate of the Center for Development of Regulation referred the final report on the\nproposal for modification of the Tariff-setting Methodologies for private generators of\nelectricity using renewable resources.\n\n \n\nXVII.                 That through official letter 117-SJD-2014, the Secretariat of the Board of Directors referred to\nthe General Directorate of Legal and Regulatory Advice for its analysis the proposal referred in\nofficial letter 29-CDR-2013 (sic) indicated in the preceding whereas clause.\n\n \n\nXVIII.                That through official letter 153-DGAJR-2014, of March 3, 2014, the General\nDirectorate of Legal and Regulatory Advice, issued its opinion on the proposal for modification of\nthe Tariff-setting Methodologies for private generators of electricity using renewable\nresources.\n\n \n\nCONSIDERING\n\n \n\nI.       That from the report referred through official letter 29-CDR-2013 (sic), which serves as the basis for the\npresent resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n\"(.)\n\n \n\n1.         \nSummary\n\n \n\nThe current methodologies for private hydroelectric, wind, biomass, and bagasse generation plants, provide differentiated treatment to certain variables that affect the determination of\ntariffs.\n\n \n\nThe proposal set forth in this report is aimed at resolving the differences in regulatory\ntreatment, especially in the definition, notation, or calculation of certain variables, considered\nin the current private generation methodologies so that they receive homogeneous treatment.\n\n \n\nThis report presents the following change proposals:\n\n \n\na.    \nIncorporation\nand/or\nmodification\nof the scope\nof\nthe\nmethodologies\nfor new hydroelectric plants, generation using sugarcane bagasse, and biomass.\n\nb.    \nStandardized treatment of the cost of capital.\n\nc.    \nHomogenization of the procedure for updating investments in fixed assets (inversiones en activos fijos).\n\nd.     Formal adjustment in the section on updating operating costs for existing hydroelectric plants and generation using bagasse.\n\ne.     Elimination of the reference to exponential-type regression in the calculation of operating costs in the methodology for new hydroelectric generators.\n\nf.       Expansion of the scope of the methodology for new hydroelectric plants, so that\non a transitional basis, the tariffs determined with it are applied to\n\nplants that produce using non-conventional energy sources, for which\n\nspecific methodologies have not yet been defined.\n\n \n\nThe proposed changes refer to the following tariff-setting methodologies for\nprivate electric energy generators:\n\n \n\na.     Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de electricidad and its indexation formula, approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010.\n\n \n\nb.     Tariff-setting methodology for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad, approved through Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010.\n\n \n\nc.     Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, approved through Resolution RJD-152-2011, on August 10, 2011, and published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolution RJD-161-2011, on October 26, 2011, and published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011 and RJD-013-2012 of February 29, 2012 and published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012.\n\n \n\nd.     Cost model and structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula, approved through Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta No. 233 of December 5, 2011.\n\n \n\ne.     Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants, approved through Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.\n\nf.         Following the public hearing process, held on August 12, 2013, where\npositions or coadjuvancies were received from 15 natural or legal persons, the\nfollowing changes were made to the proposal presented in the public hearing:\n\n \n\na)     Aspects related to the variables incorporated in the CAPM profitability calculation are specified, using the financial information source Professor Dr. Aswath Damodaran, at the\nInternet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\nRisk-free rate: It is specified that the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds will be used, with the same maturity period for which the risk premium is calculated.\n\n \n\nRisk premium: it is specified that the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used.\n\n \n\nCountry risk: the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium.\n\n \n\nb)    \nExclusion of extreme\nvalues for the investment cost:\n\n \n\nThe exclusion of extreme values will be carried out by investment amount and will be under the\nresponsibility and direction of a statistics professional, which must be justified by\nscience, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.(.)\n\n \n\n3.     Justification\n\n \n\nDuring the analysis process of the changes to be made to comply with agreement 04-39-2012,\nseveral situations associated with variables present in some of the methodologies for\nprivate electricity generation plants were identified, whose definitions it is considered convenient to modify to\nstandardize across all private generation methodologies, or to improve them. Among them, the\nfollowing are found:\n\n \n\na)          Incorporation and/or modification of the scope section of the methodologies for new hydroelectric plants, generation using sugarcane bagasse, and biomass. The modification is made\nconsidering:\n\ni.      The need to define a tariff for private generators that sell energy to\nbuyers other than (ICE) and that are in turn authorized for this type of transaction; in\na manner that the reference tariffs in force and defined in said\nmethodologies are established for such purposes.\n\nii.      In the case of the tariff methodology for generation with new plants, it is considered\nnecessary to include within the scope the criterion to be used for plants to be recognized\nas new.\n\n \n\nb)         \nStandardized treatment of the cost of capital:\n\ni.          The standardization of the cost of capital is justified to comply with agreement 04-39-\n2012, establishing a uniform design in the use of the variables and manner in which the cost\nof capital defined in the five private generation methodologies is obtained. Likewise, regarding the\nhomogenization of the information sources used in each methodology for calculating the cost\nof capital.\n\nii.           It was considered convenient to use the calculation formula established in the generation methodologies for new hydroelectric plants, biomass generation, and wind as a reference\nto standardize the methodologies for existing plants and bagasse generation with regard to the cost of\ncapital.\n\niii.           The homogenization of the information sources for the variables used in the\ncalculation of the cost of capital is justified considering the existing differences, between each\none of the methodologies, regarding their treatment:\n\nRisk-free rate: In two methodologies (generation with new hydroelectric plants and\nbiomass) the information source is not indicated. In the case of the wind generation methodology,\nthe source of information referred to is the one prepared by Dr. Aswath Damodaran, professor at the\nUniversity of New York, and through a 12-month estimate. For the remaining two\nmethodologies, the risk-free rate is estimated as a 60-month average of the 20-year United States Treasury\nBonds.\n\n \n\nUnlevered Beta: Established in the generation methodologies using bagasse and existing plants based\non technical documents from the year 2000 prepared by the DEN; for the rest of the methodologies, the\nsource used has been Damodaran, where the Beta value is estimated as an average of the\nlast 12 months.\n\n \n\nRisk premium: In the generation methodologies using bagasse and for existing hydroelectric\nprojects, the source used is the one prepared by consultant Martín Rossi estimated as a\n40-year average, while for the remaining ones, Damodaran is used as the source and it is calculated\nas an average of the last 12 months.\n\n \n\nCountry risk: The source used for defining this variable has been Damodaran without detailing\nits application, this for generation using Bagasse and existing plants. For the other\nmethodologies, Damodaran is used as the source, considering a 12-month average.\n\n \n\nc)    \nHomogenization of the procedure for updating investments in fixed assets:\n\n \n\nThe methodology for electricity generation using bagasse and existing hydroelectric plants,\ndivides the indexation of total costs into internal and external costs, defining the indexation\nof the former through the IPPI of Costa Rica, and the latter, through the IPP of the United States.\nIt is considered necessary to eliminate the differentiation between external and internal costs and to define the\nindex that best suits the indexation of investment costs through a representative index\nof the sector.\n\n \n\nThe methodologies in question define the United States or Costa Rican Producer Price Index for Industry as the criterion for updating the investment; this is an index that groups in\nits calculation a large number of activities not necessarily linked to the electricity sector.\nRecently, price indices consistent with and specific to investments linked\nto the electricity sector have been identified, thereby allowing for better indexation of costs. The foregoing\njustifies the modification of the section and leaving open the possibility of using representative price indices based on the variables to be updated.\n\n \n\nd)        \nElimination of the reference to exponential-type regression:\n\n \n\nThe generation methodology for new hydroelectric plants defines an exponential regression for updating operating costs that estimates the function relating installed capacity and operating costs. However, the functional form cannot be subject to a single type of regression, since over time it is exposed to a series of elements (economies of scale, technological change, productivity, efficiency, among others.) that can make the functional form that best approximates the relationship to be modeled be logarithmic, polynomial, linear, etc.\n\n \n\ne)     Expansion of the scope of the tariff methodology for new hydroelectric plants, so that the resulting tariffs can be applied to plants that use non-conventional energy sources, for which specific tariff methodologies do not yet exist. The reasons\nconsidered for proposing this change are the following:\n\ni.       ARESEP is aware that in recent months ICE has received a considerable amount of expressions of interest for the sale of energy from private generators to be produced using municipal solid waste and photovoltaic cells.\n\n \n\nii.      Based on information from various sources, it has been found that there are plants in other countries that sell electricity produced with the aforementioned sources, at prices lower than the costs of electricity produced in the country using thermal sources.\n\n \n\niii.     The energy produced with municipal solid waste can generate positive economic and environmental impacts for the country, associated with the substitution of thermal-based energy, and can also be an important means to solve the problems linked to the disposal and treatment of municipal solid waste. Therefore, it is a doubly important activity for the national interest.\n\n \n\niv.    It is known that worldwide, the cost of energy produced with photovoltaic cells is experiencing a strong downward trend, due, among other aspects, to the oversupply of that type of energy and to recent technological improvements. This explains the interest of a considerable number of investors\n\nin offering ICE the sale of energy produced with that source (Pernick, et al)1.\n\n1 Pernick R., Wilder C. and T. Winnie (2013). Clean Energy Trends 2013. Clean Edge. The Clean -\nTech Market Authority.\n\n \n\nv.     Energy generation with clean sources is defined as a priority in the Plan Nacional de Desarrollo. In this regard, objective 13.2.1.1.1 states the following: \"Guarantee the use of clean energy sources to satisfy national demand, decreasing the utilization of hydrocarbons.\" In that sense, the expansion of the base of clean energy sources, such as solar energy and municipal solid waste, is of national importance.\n\n \n\nvi.    In the country, there is no experience in generation using municipal solid waste or with latest-generation photovoltaic cells. Furthermore, the technologies associated with these processes are relatively recent worldwide. For these reasons, ARESEP must resort to the support of external specialists to develop the specific tariff methodologies for the mentioned processes. This will require a period of several months, starting from the time this proposal is drafted.\n\n \n\nvii.   It is necessary for the Regulatory Authority to use the options at its disposal to facilitate, within its scope of competence, the development of markets for the sale of electricity produced with clean sources. In this orientation, it is convenient for the national interest that—on a transitional basis—the institution enable tariff setting for generation using non-conventional sources, based on one of the tariff methodologies for private generation that is currently in force.\n\n \n\n4.     \nLegal framework\n\n \n\nThe approval of the proposed methodological changes finds legal support in the regulations cited below:\n\n \n\na.               Law No. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establishes, in its article 5, that \". In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs.\" The cited public services include, in subsection a) of the same article, the \"Supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\"\n\n \n\n \n\nb.             The Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, pursuant to the provisions of article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, is empowered to issue and modify the regulatory methodologies that will be applied in the various markets. Said regulation was published in Alcance 13 to La Gaceta No. 69, of April 8, 2009 and its amendments.\n\n \n\nIn accordance with the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority is the competent body to issue and modify the tariff methodologies for regulated public services, including the generation of electricity, for which it must follow the public hearing procedure. The legal framework cited provides the basis that empowers ARESEP to establish and modify the regulatory methodologies subject to this report.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n5.     \nChange proposals\n\n \n\nTaking into account the background and justifications expressed, as well as the response to oppositions and coadjuvancies presented in section 6 of this report, the following modifications are proposed:\n\n \n\na.             Of the \"Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de electricidad and its indexation formula\", approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010:\n\n \n\n \n\nCURRENT VERSION\n\nPROPOSED VERSION\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"1. GENERAL ASPECTS\n\n \n\nThe purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under the protection of Law 7200, whose source is sugarcane bagasse and which have a valid concession for this type of activity.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nModify the first paragraph of section 1., as follows:\n\n \n\n\"1. GENERAL ASPECTS\n\n \n\nThe purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under the protection of Law 7200, whose source is sugarcane bagasse and which have a valid concession for this type of activity, and for those electricity purchase-sales from electricity generating plants using sugarcane bagasse with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\n \n\n \n\n\"2.18. Rate of Return\n\n \n\nReplace text with the following:\n\n \n\n\"2.18. Return (Ke)\n\n \n\nThe level of return will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model, CAPM, according to the following formula:\n\n \n\nKe = KL + βd * (KM - KL) + RP\n\n \n\nWhere:\n\nKe: Investor's cost of capital.\n\nKL: Risk-free rate.\n\nβd : Levered beta of the investment as a measure of systematic risk.\n\n(KM - KL): Risk premium. RP: Country risk.\n\n \n\n \n\n \n\nThe sources of the data used are the following:\n\n \n\nThe Risk-free rate (rl ): is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of the United States of America (USA) Treasury Bonds at\n\n20 years, according to the source: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic-\nfinance/debt-management/ interest- rate/yield_historical.shtml.\n\n \n\nThe risk premium (rm - rl) is estimated according to the information provided by consultant Martín Rossi, based on S & P 500 Spread information. It is an (arithmetic) average of approximately 4 decades for the United States of America market. (\"Ibbotson Associates\" according to Martín Rossi (1966-2006).\n\n \n\nThe unlevered beta (β) value is obtained from reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000 of ARESEP, in which this value was calculated based on a study of various electric companies using information obtained from the Internet. Which must be levered.\n\n \n\nCountry risk is determined by bond ratings and the appropriate default spreads for the different countries according to the webpage: http://pages.stern.nyu.edu/\n\n~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypr em.html\"\n\n \n\nThe calculation of the return on capital contributions is determined using the method called Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \n\nThe CAPM method is based on considering that changes in an asset's return are related to the risk associated with it and can be separated into two major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\n \n\n \n\nThe CAPM determines the average cost of equity capital for each industry, according to the following formula:\n\n \n\nKe = KL + βa * PR + RP\n\n \n\nWhere:\n\nKe = Return on equity capital contributions.\n\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the\n\ninvestor.\n\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market return rate.\n\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the return on a given asset and the market return. It is called \"levered\" when part of the investment is financed\n\nwith debt.\n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:\n\nβa = Levered beta.\n\nβd = Unlevered beta.\n\nD/Kp = Relationship between debt and equity capital (estimated through financial leverage)\n\nt = Income tax rate. The parameters that need to be calculated to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, relationship between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is the following:\n\n \n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium). The values of this variable and the Unlevered Beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\nThe information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.\n\n \n\nDebt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 shall be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Regulatory Authority.\n\n \n\nIncome tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance.\"\n\n \n\n \n\n \n\nInclude the following text at the end of section \"2.1. Total Investment\":\n\n \n\n\" (.)\n\n \n\nUpdating of the investment amount in fixed assets\n\n \n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the rate base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually, and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting such a decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"2.11. Indexation of Total Costs\n\n \n\nTo index the total costs defined by the proposed model, these are classified into internal costs and external costs, given that some are affected by exogenous factors and others by endogenous factors.\n\n \n\nCTn = CE n-1 x (IPPn / IPP n-1) + CI n-1 x (IPPI n / IPPI n-1)\n\n \n\nThe subscript \"n\" refers to the current period (the rate setting being processed), and the subscript \"n-1\" refers to the period of the previous rate setting.\n\nThis indexation shall be applied annually, starting the process in the month of May of each year.\n\n \n\n2.12. Internal Cost\n\n \n\nThe internal cost is determined by the sum of: the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), the taxes\n\n \n\nReplace the text of sections \"2.11. Indexation of Total Costs\"; \"2.12 Internal Cost\"; and \"2.13 External Cost\" with the following:\n\n \n\n\"2.11. Indexation of Total Costs\n\n \n\nThe updating of costs shall be carried out by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others), through a local component, because they are generally costs paid in colones.\n\n \n\nOperating costs are determined by the sum of: the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), the cost of insurance (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs shall be indexed with the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\n(Cimp), labor costs (Cmo), the cost of insurance (Cse) and indirect manufacturing costs (Cif). These costs shall be indexed to the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\nCI n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)]\n\n \n\n2.13. External Cost\n\n \n\nThe external cost is defined by the sum of financial expenses (Gf) and depreciation expense (Gdep). Therefore, these costs shall be indexed to the Producer Price Index (PPI) of the United States of America, calculated by the Bureau of Labor Statistics.\n\n \n\nCE n = (CE n-1)) x (IPPIn / IPPIn-1)\"\n\n \n\nThe cost values shall be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, in accordance with cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the rate to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nWhere:\n\nCE: Operating costs (fixed and variable costs with\n\nthe exception of financial expenses and depreciation) of the biomass generation or cogeneration plant.\n\nIPPI: Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco\n\nCentral de Costa Rica.\"\n\n \n\nEliminate Por Tanto II of the resolution and adjust the numbering of the subsequent Por Tantos.\n\n \n\n \n\nb. From the \"Methodology for setting rates for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad\", approved by Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta Nº 109 of June 7, 2010:\n\n \n\nCURRENT VERSION\n\nPROPOSED VERSION\n\n \n\n \n\n \n\n\"3.6. Profitability (Ke)\n\n \n\n3.6.1. Concept:\n\n \n\nProfitability or cost of capital measures the level of utility or percentage profitability that the investor would obtain for their remaining investment, measured through a model commonly called CAPM (capital asset pricing model).\n\n \n\n3.6.2. Calculation Methodology\n\n \n\nThe level of profitability shall be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model, CAPM, according to the following formula:\n\n \n\nKe = KL + βd * (KM - KL) + RP\n\n \n\nWhere:\n\n \n\nKe: Investor's cost of capital. KL: Risk-free rate.\n\nβd : Unlevered beta of the investment\n\n \n\nReplace text with the following:\n\n \n\n\"3.6. Profitability (Ke)\n\n \n\nThe calculation of the profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \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 major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\n \n\nCAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\n \n\nKe = KL + βa * PR + RP\n\n \n\nas a measure of systematic risk. (KM - KL): Risk premium.\n\nRP: Country risk.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n3.6.3. Information Sources\n\n \n\nThe sources of the data used are as follows:\n\n \n\nThe risk-free rate (rl): is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of the 20-year Treasury Bonds of the United States of America (USA), according to the source: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic- finance/debt-management/ interest-rate/yield_historical.shtml.\n\n \n\nThe risk premium (rm - rl) is estimated according to the information provided by consultant Martín Rossi, based on information from the S & P 500 Spread. It is an (arithmetic) average of approximately 4 decades for the United States of America market. (\"Ibbotson Associates\" according to Martín Rossi (1966-2006).\n\n \n\nThe beta (β) value is obtained from ARESEP reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000,\n\nin which this value was calculated based on a study of several electric companies using information obtained from the Internet. This must be levered.\n\n \n\nThe country risk is determined by bond ratings and the appropriate default spreads for the different countries according to the page: http://pages.stern.nyu.edu/\n\n~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.\"\n\n \n\nWhere:\n\nKe = Profitability on equity capital contributions.\n\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and\n\nthe market rate of return.\n\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the profitability of a\n\nspecific asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part of the investment is financed\n\nwith debt.\n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:\n\nβa = Levered beta.\n\nβd = Unlevered beta.\n\nD/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage)\n\nt = Income tax rate.\n\n \n\nThe parameters required to calculate the profitability on capital contributions are as follows: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\n \n\n1. Risk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the Treasury Bonds of the United States of America (USA). The rate used shall have the same maturity period as that used to calculate the risk premium, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\n3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.\n\n \n\n4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant that is available at the Regulatory Authority shall be used.\n\n5. Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance.\"\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"3.3.2. Information Source\n\n \n\n(.)\n\nIf, given the sample, it is required to update the value of any plant to make it comparable with respect to other information, the indexation shall be carried out using the United States Producer Price Index (PPI - USA), in order to have a data series comparable in real terms. The data contained in the databases exclude extreme values (for example, plants with capacity less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW).\n\n \n\nReplace the text with the following:\n\n \n\n\"3.3.2. Information Source\n\n \n\n(.)\n\nUpdating of the investment amount in fixed assets\n\n \n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the rate base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information and with the most recent information. The\n\n \n\n(.)\"\n\nupdating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually, and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting such a decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\nThe exclusion of extreme values shall be carried out by investment amount and shall be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\n \n\n \n\n \n\n \n\n\"6.2. Criteria for Rate Adjustments\n\n \n\nEach rate review includes the updating of all components of the rate model (I, Ca, Xu, ke, and Fp), according to the latest available information and following the methodologies and formulas established in sections 2 and 3.\n\n \n\nIf it is not possible to obtain updated information for the variables Ca or I, these may be updated according to the local and international producer price indices, respectively, according to the following adjustment formula:\n\n \n\nCa n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n = I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1)\n\nWhere:\n\n \n\nCan = Updated annual operating cost.\n\nCan-1 = Annual operating cost of the previous period.\n\nIn = Updated investment.\n\nIn-1 = Investment of the previous period.\n\nIPPICRn = Current Industrial Producer Price Index of Costa Rica\n\nIPPICRn-1 = Industrial Producer Price Index of Costa Rica of the previous period.\n\nIPPUSAn= Current Producer Price Index of the United States of America\n\nIPPUSAn-1= Producer Price Index of the United States of America of the\n\nprevious period.\n\n \n\nThe official sources of these indices shall be\n\n \n\nModify and replace section \"6.2. Criteria for Rate Adjustments\":\n\n\"6.2. Criteria for Rate Adjustments Updating of the annual operating cost amount\n\n \n\nIf it is not possible to obtain updated information for the\n\nvariable Ca, this may be updated according to the local producer price index:\n\n \n\nCa n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1)\n\n \n\nWhere:\n\nCan = Updated annual operating cost.\n\nCan-1 = Annual operating cost of the previous period.\n\nIPPICRn = Current Industrial Producer Price Index of Costa Rica\n\nIPPICRn-1 = Industrial Producer Price Index of Costa Rica of the previous period.\n\n \n\nThe official source for this index is the following: http://www.bccr.fi.cr\n\n \n\nUpdating of the investment amount in fixed assets\n\n \n\nIf it is not possible to obtain updated information for the\n\nvariable I, this may be updated according to the representative price index:\n\n \n\nI n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1)\n\n \n\nrespectively: http://www.bccr.fi.cr http://www.bls.gov\"\n\n \n\nWhere:\n\nIn = Updated investment.\n\nIn-1 = Investment of the previous period.\n\nIPRn = Current representative Price Index\n\nIPRn-1= Representative Price Index of the previous period.\n\n \n\nTo select the representative price index, the criterion indicated in section 3.3.2 shall be used.\"\n\n \n\n \n\n \n\nc. From the \"Reference rate methodology for new private hydroelectric generation plants\", approved by Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta Nº 168 of September 1, 2011, and modified by Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta Nº 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012, of February 29, 2012, published in La Gaceta No 74 of April 17, 2012:\n\n \n\nCURRENT VERSION\n\nPROPOSED VERSION\n\n \n\n\"General Aspects\n\n \n\nThe model presented aims to determine the reference rates for new private hydroelectric generation plants for sale to ICE.\n\n \n\nObjective\n\n \n\nThe ultimate objective of the reference rate model defined in this report is to provide the necessary rate incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in the first chapter of Ley 7200, to substitute the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from renewable sources. In this regard, ICE estimates indicate that it can currently contract up to a maximum of 183 MW from private electricity generators producing from renewable sources.\"\n\nEliminate the \"General Aspects\" section. Include after the \"Objective\" section:\n\n \n\n\"Scope\n\n \n\nThe model presented is applicable to rate settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Ley 7200, for those electricity purchase-sales from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP, and for those energy purchase-sales from new plants producing from non-conventional sources for which a specific rate methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist.\n\n \n\nThe rate band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which a specific methodology does not exist is the rate band estimated through this methodology, without considering seasonal structure.\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\n\n \n\n \n\ngenerated energy that was sold within the framework of any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\"\n\n \n\n\"Operating Costs (CE)\n\n(.)\n\nb) An exponential regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.\n\n(.)\"\n\nModify the text as follows:\n\n \n\n\"Operating Costs (CE)\n\n(.)\n\nb) A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.\n\n(.)\"\n\n \n\n\"Profitability on capital contributions (ρ)\n\n \n\nThe calculation of profitability on contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \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 major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\n \n\nCAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP Where:\n\nρ: Profitability on equity capital contributions.\n\nPR: Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return. The risk-\n\nfree rate (Kl) is that which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor. The market rate of return is that which corresponds to the respective activity sector.\n\nRP: Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country. βa : Levered beta of the investment. It is the\n\nco-variance of the profitability of a specific asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part\n\nof the investment is financed with debt.\n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nReplace text with the following:\n\n \n\n\"Profitability on capital contributions (ρ)\n\n \n\nThe calculation of the profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \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 major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\n \n\nCAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP Where:\n\nρ = Profitability on equity capital contributions.\n\nKL= Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.\n\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the profitability of a specific asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\n \n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:\n\nβa = Levered beta\n\nβd = Unlevered beta\n\nD/Kp= Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).\n\nt = Income tax rate\n\n \n\nThe parameters required to apply the CAPM method are as follows: profitability on equity capital contributions, unlevered beta, risk premium, country risk, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each is defined below.\n\n \n\nRisk premium (PR)\n\nThe risk premium shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the following internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem\n\n/ERPbymonth.xls. The arithmetic mean of the values available within the last twelve months for which information is available, at the time the rate setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\n \n\nUnlevered beta\n\n \n\nshall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the internet address cited in the previous point. The arithmetic mean of the values available within the last twelve months for which information is available, at the time the rate setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\n \n\nCountry risk\n\nThe country risk shall also be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address cited in the previous point. The arithmetic mean of the values available within the last twelve months for which information is available, at the time the rate setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.\n\n \n\nd. Interest rate (i)\n\nThe monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, shall be used.\n\n \n\n \n\na. 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 rate. It is assumed that this economic life is half of the project's useful life, estimated at 40 years.\n\n \n\nb. Debt term (d) and contract term\n\nThe debt term is 20 years. It has been assigned that duration so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract.\n\n \n\nThe duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating rates is 20 years, which is the maximum allowed by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\n\n \n\nc. Income tax rate (t)\n\nThe income tax rate is defined based on current legislation.\n\n \n\nd. Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, this variable is assigned a value of zero.\n\n \n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:\n\nβa = Levered beta.\n\nβd = Unlevered beta.\n\nD/Kp= Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage)\n\nt = Income tax rate.\n\n \n\nThe parameters required to calculate the profitability on capital contributions are as follows: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\n \n\nRisk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the Treasury Bonds of the United States of America (USA). The rate used shall have the same maturity period as that used to calculate the risk premium, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n \n\nThe information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.\n\n \n\n1. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 in the subsection called leverage shall be used.\n\n \n\n2. Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance.\"\n\n \n\n6. Other variables\n\n \n\na. Interest rate (i)\n\n \n\nThe monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, shall be used.\n\n \n\nb. Economic life of the project (v)\n\n \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 rate. It is assumed that this economic life is half of the project's useful life, estimated at 40 years.\n\nc.\nDebt term (d) and contract term\nThe debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating the tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE were to contract the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being subsequently contracted. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\n\nd. Plant age (e)\n\nGiven that these are new plants, this variable is assigned a value of zero.\"\n\n\"Unit investment amount (M) (.)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation of this value will be carried out based on data on the investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20MW, from three sources of information:\n\na) From the document entitled \"Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010\", published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), the table \"Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010\".\n\n(.)\"\n\nAmend the text as follows:\n\n\"Unit investment amount (M) (.)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation of this value will be carried out based on data on the investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20MW, from which extreme values will be excluded, from three sources of information:\n\na) The most recent version of the Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).\n\n(.)\"\n\nInclude at the end of the \"Unit investment amount (M)\" section:\n\n\"Update of the investment amount in fixed assets\n\nThe update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\nd. From the \"Model and cost structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula\", approved by Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta Nº 233 on December 5, 2011:\n\nCURRENT VERSION PROPOSED VERSION\n\n\"1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to have the specific regulatory framework to set and adjust the tariffs for the sale of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, within the framework of Chapter 1 of Law Nº 7200. Excluded from this methodology are the tariff settings associated with electricity sales produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for energy sales generated by plants that use municipal waste as an input.\n\nThe model is applicable only to electricity generation or cogeneration plants using biomass that solely use combustion processes. Therefore, it is not applicable to plants that include processes other than combustion to generate electricity with biomass, such as gasification, pyrolysis, or plasma reactors. In addition, it must be borne in mind that since the scope of application of the model is restricted to electricity transactions framed under Chapter 1 of Law Nº 7200, it can only be used to set the tariffs for energy generated in plants with capacities of 20 MW or less.\"\n\nReplace section \"1.1. Objective and scope\" with the following text:\n\n\"1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to have the specific regulatory framework to set and adjust the tariffs for the sale of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, to ICE within the framework of Chapter 1 of Law Nº 7200, and for those purchases/sales of electric energy from new private electricity generation plants using biomass sources with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nExcluded from this methodology are the tariff settings associated with electricity sales produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for energy sales generated by plants that use municipal waste as an input.\n\nThe model is not applicable to plants that include processes other than combustion to generate electricity with biomass, such as gasification, pyrolysis, or plasma reactors.\"\n\n\"4.4.1 Profitability (return on investment, rentabilidad). (.)\n\nThe parameters that need to be calculated to apply the CAPM method are the following: return on equity contributions, unlevered beta, risk premium, country risk, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each of these is defined below.\n\na. Risk premium (RP). The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem /RPbymonth.xls. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.\n\nb. Unlevered beta. The value of the unlevered beta (βd) will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.\n\nc. Country risk. Country risk will also be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.\n\nd. Income tax rate (t). The income tax rate is defined based on current legislation.\n\nReplace text with the following: \"4.4.1 Profitability (return on investment, rentabilidad).\n\n(.)\n\nThe parameters that need to be calculated to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\n1. Risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.\n\n2. Risk premium (RP): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. Country Risk (RP) is considered the value published for Costa Rica, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium ). The values of this variable and the unlevered beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\n3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years but equal for all variables will be used.\n\n4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero). For this calculation, the data included in section 4.2.3.2 will be used.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket -the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministry of Finance (Ministerio de Hacienda).\"\n\nInclude at the end of the \"4.2 Total investment\" section:\n\n\"Update of the investment amount in fixed assets\n\nThe update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\ne. From the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\", approved by Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta Nº 245 on December 21, 2011:\n\n| CURRENT VERSION | PROPOSED VERSION |\n| --- | --- |\n| vii. Fixed capital costs (Costos fijo por capital, CFC) | Replace text with the following: |\n| \"vii. Fixed capital costs (Costos fijo por capital, CFC) | |\n| (.) | (.) |\n| a. Financial leverage (Apalancamiento) () | a. Financial leverage (Apalancamiento) () |\n| The financial leverage value is used | The financial leverage value is used |\n| to estimate the debt-to-equity ratio, which is part | to estimate the debt-to-equity ratio, which is part |\n| of the formula for the levered beta defined below. | of the formula for the levered beta defined |\n| | below. The calculation will be carried out in |\n| To perform the calculation, an average of the | accordance with point b.4 below. |\n| project financing information for electrical | |\n| projects available at the Regulatory Authority will be used. | b. Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ) |\n| This value will be updated at each tariff setting. | (.) |\n| b. Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ) | The parameters that need to be calculated to |\n| | estimate the return on capital contributions |\n| (.) | are the following: risk-free rate, |\n| | risk premium, country risk, unlevered beta, |\n| The parameters that need to be calculated to | debt-to-equity ratio, and income tax |\n| estimate the return on capital contributions | rate. The source for each of them is the |\n| are the following: risk-free rate, risk premium, | following: |\n| country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, | |\n| and income tax rate. Each of these is defined below. | 1. Risk-free rate (KL): It is the nominal rate |\n| | (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. |\n| 1. Risk-free rate (KL), Risk premium | The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated |\n| (PR), Country risk (RP), and Unlevered beta | will be used, which is available on the |\n| (bd): the values of these parameters are | internet page of the United States Federal Reserve, at |\n| obtained from the information published by Dr. | the internet address: |\n| Aswath Damodaran, professor at New York | http://www.federalreserve.gov/datadownload/ |\n| University (USA), at the following Internet address: | Build.aspx?rel=H15. |\n| http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem | |\n| /ERPbymonth.xls. | 2. Risk premium (PR): the variable called \"Implied Premium |\n| | (FCFE)\" will be used. Country risk (RP) is considered the value published |\n| 2. The arithmetic average of the values available within the | for Costa Rica, from the data called Risk Premiums |\n| last twelve months for which information is available will be used, at the time the | for the other markets and where the country risk is called Country Risk |\n| tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used. | premium ). The values of this variable and the Unlevered beta |\n| | will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, |\n| 3. Debt-to-equity ratio (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp = /(1-), where | at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar |\n|  is the financial leverage. | |\n| | 3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 |\n| 4. Income tax rate: it is defined based on current legislation. | will be used consistently, regarding the length of the |\n| Remember that this variable is also used in the estimation formula for the factor that reflects | historical series (5 years), the frequency of the observations (one observation per year, corresponding to the published average), and |\n| the investment conditions (FC).\" | the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations |\n| | corresponding to the 5 most recent years for which information is available). |\n| | In the event that, for any of the cited variables, |\n| | it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 |\n| | annual observations, the historical series of less than 5 years but equal for all variables will be used. |\n| | |\n| | 4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp |\n| | = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data |\n| | included in section vii., in the subsection called financial leverage, will be used. |\n| | |\n| | 5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket |\n| | -the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministry of Finance (Ministerio de Hacienda).\" |\n\n\"viii. Unit investment amount (M)\n\n(.)\n\nd. When any data from 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 Rica 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\nReplace text with the following:\n\n\"\"viii. Unit investment amount (M)\n\n(.)\n\nd. Update of the investment amount in fixed assets: The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n6. Analysis of positions presented in the public hearing.\n\n6.1 Public Hearing\n\nThe \"Proposal for Modification of the Tariff Setting Methodologies for Private Generators of Electric Energy with Renewable Resources\" was presented at the public hearing held on August 12, 2013, at 5:15 p.m. According to the report of oppositions and coadyuvancias, which appears in OT-122-2013 (folios 435 to 438), written position documents were presented and admitted from 15 individuals or legal entities. Four of these individuals made use of the floor at the hearing, directly or through representatives. No purely oral positions were presented during the course of the public hearing.\n\nThe positions presented correspond to the following individuals or legal entities: 1- Vientos del Volcán, (Folios 135 to 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 to 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 to 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 to 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 to 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 to 114), 7- Ingenio Taboga S.A., (Folios 115 to 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 to 134), 9- El Ángel S.A., (Folios 152 to 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr. Luis Enrique Pacheco Morgan, electricity manager, (Folios 205 to 265), 11- Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 to 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. and Desarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 to 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don Pedro S.A. and PH Río Volcán S.A, (Folios 313 to 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 to 353), 15- Asociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 to 406).\n\nThe following is a summary of the main arguments of each admitted position, as well as the respective response.\n\n6.2 Positions presented by:\n\n1. Vientos del Volcán SA, represented by Jay Gallegos, passport 184000071732, president with powers of generalísimo attorney-in-fact, and Allan Broide Wohlstein, with identity card 1-1110-069, secretary with powers of generalísimo attorney-in-fact of the aforementioned company.\n\n2. Plantas Eólicas S.R.L., represented by Jay Gallegos, passport 184000071732, president with powers of generalísimo attorney-in-fact.\n\nPosition 1. On the advisability of carrying out a \"Modification of the tariff setting methodologies for private generators of electric energy with renewable resources\".\n\nPosition 1.1. In the event that ARESEP decides to implement these changes, it must have sufficient technical elements to assure operators of two aspects that are fundamentally important for the development of both projects and the industry:\n\n§ That in no way will the financial equilibrium of existing projects be affected (legal imperative according to Article 31 of Law 7593);\n§ It will guarantee the financial equilibrium of future projects (legal imperative according to Article 31 of Law 7593).\n\nResponse\n\nThe proposal set forth in this report is aimed at resolving differences in regulatory treatment, especially in the definition, notation, or calculation of certain variables considered in the current private generation methodologies, so that they receive homogeneous treatment. The aim is to improve clarity, precision, and transparency in tariff settings, using as a reference framework the provisions of Law 7593 regarding the financial equilibrium of the operators.\n\nPosition 2. On the topics that should have been included in this proposed modification.\nPosition 2.1. Environmental Factor (Factor Ambiental)\n\nResolutions RJD-152-2011 and RJD-163-2001 include in the formula for determining the tariff the so-called \"Environmental Factor\". To date, the Regulatory Authority has not defined the methodology for determining the environmental factor, which is a pending issue that has been dragging on since 2011, introducing an element of uncertainty for operators and affecting the constitutional principle of legal certainty. We request that a proposal be included within the recommendations to the ARESEP Board of Directors to develop and submit for public hearing as soon as possible the methodology for determining the environmental factor, setting a deadline for the administration to resolve this matter.\n\nResponse\n\nThe position is outside the scope of this proposed modification to the private generation methodologies.\n\nPosition 2.2. Long-term tariff stability - periodic adjustments\n\n(.) \"We respectfully request that, on the occasion of processing the procedure contained in file OT-022-2013, all applicable methodologies be corrected, so that the tariffs determined by means of said methodologies apply only at the time of project selection or price setting. Likewise, that price adjustments be made through annual adjustment models (adjustment formula for operating costs (costos de explotación)), which must be incorporated into the respective contracts to be endorsed by ARESEP and will take into account the principles established in Article 31 of Law 7593 (adjustment based on external variables, which do not threaten financial equilibrium)\" (.).\n\nResponse\n\nDecreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of the Official Gazette La Gaceta on June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its Articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively:\n\nArticle 20. Tariffs.- (.) \"ARESEP, in accordance with the provisions of Law No. 7593, shall set the tariffs that will govern the purchase-sale of electricity under Chapter I of Law N° 7200 and its amendments. These tariffs may be established by ARESEP, for each type of energy source, based on cost structure models developed to consider the particular conditions of new and efficient plants. Likewise, ARESEP may establish the tariffs for each type of energy source that will apply upon renewing contracts, based on models developed from statistical information on the cost structure and performance of existing plants.\" (.).\n\n(.)\"The tariffs, both for new plants and for existing plants, may be set under the modality of a maximum price, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a disaggregated structure by times of year, hours of the day, energy, and power, defined according to the expected evolution of the SEN costs (.).\"\n\nArticle 21.- Energy purchase price: \"ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected. Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the tariff set by ARESEP and that is in force at the time of submitting its proposal.\n\nThe contract that ICE signs with the Producer shall include the offered price along with the formula for its update during the term of the Contract. The formula for updating the energy price must be supported on the basis of recognizing only variations in operating costs (costos de explotación) and must be included in the terms of reference, so that it forms an integral part of the offered price.\n\nThe recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force.\n\nFrom the mentioned articles, it is concluded that ICE will purchase energy at the price that the producer offers in the process through which the offeror was selected for the sale of electricity to ICE; said prices must respect the tariff ranges established by ARESEP; likewise, any subsequent adjustment will be subject to it being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force at that time. Therefore, the contracts established between the electric energy offerors and ICE determine the current and future conditions that will govern the purchase price and the manner of updating costs in accordance with the provisions of Law N° 7200 and its amendments, including Decreto 37124-MINAET.\n\nPosition 3. On the modification proposals\n\nPosition 3.1. Scope (all technologies / new methodologies)\n\nWe consider it appropriate to include a \"Scope\" for each methodology, in order to establish the field of application. However, we request that the following points be considered:\n\ni. In the case of new plants, it must be clarified that the methodologies apply to determine initial reference tariffs (before starting operation) for tenders or other contracting modalities permitted by Costa Rican legislation. These reference tariffs will serve as a criterion so that ARESEP can endorse the contracts that so require. The bands in force for each type of technology determine a window of acceptable prices that should apply only to the prices whose setting is carried out by the parties (that is, the private generator and the Instituto Costarricense de Electricidad) within the period of validity of said band. The review of the bands in future years must not affect the prices (and their adjustment formulas) that have been determined in previous settings, as these would be outside the scope of the corresponding setting.\n\nResponse\n\nSee the response provided in position 2.2 of subsection 1 of this section, which refers to the manner in which the reference tariffs are initially established and their subsequent adjustment, which are regulated in Articles 20 and 21 of Decreto 37124-MINAET.\n\nIt should be clarified that the reference tariffs serve so that ICE and the generator define the tariff at which they will sell and buy the energy within the band established by ARESEP. And what is determined is a \"window\" of authorized prices, and not acceptable ones.\n\nii. The annual adjustments for new plants must be carried out in accordance with the formula to be included in the contracts to be signed with the Instituto Costarricense de Electricidad (which are countersigned by ARESEP) that contemplates only those costs that are not \"given,\" that is, only variables external to the administration of the service providers, such as the one included as a reference in 427-DEN-2011 or in Tender N1 for project selection carried out by the Instituto Costarricense de Electricidad, which would be in accordance with Article 31, third paragraph of Law 7593.\n\n\nResponse\n\nThe adjustments are duly regulated by Decree 37124-MINAET, effectively considering the determination of an adjustment formula, where the resulting tariffs must be within what is legally established.\n\n\niii. Confusion and ambiguity must be avoided, since plants that begin operations (and set their price based on the new-plant tariff) could come to be considered \"existing\" as of the moment they deliver their first kWh to the grid. Consequently, the definition of new plants must be modified to clarify this point.\n\n\nResponse\n\nOnce plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what is indicated in the Por Tanto I. point f. regarding the term of the debt (d) and the term of the contract, regarding the risk assumed by the investor of the non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...) \"The term of the debt is 20 years. That 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 tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE were to contract the purchase of energy for a period shorter than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\" (...).\n\nOn the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new ones are signed, the tariff established in that methodology would apply.\n\n\nPosition 4. Sources and Calculation of Parameters of the Capital Asset Valuation Model\n\nPosition 4.1. Risk-Free Rate\n\nThe wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series to be used (term and financial instrument). This proposal specifically identifies the financial instrument corresponding to the long-term risk-free rate: The TCMNOM series corresponds to\n\nUnited States Treasury Bonds, with a constant maturity of 20 years, in\n\nnominal terms. The term of the benchmark bonds to be used is consistent with the investment horizon (twenty years; long term). It is proposed to replace in the proposal text (.) \"The instrument used is TCMNOM with a 20-year term, annual frequency\" (.) with the following: \"The data series to be used is TCMNOM with a 20-year term, annual frequency.\"\n\n\nResponse\n\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran to estimate the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as the source for CAPM estimates.\n\nPosition 4.2. Risk Premium\n\nThe wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. This proposal specifically identifies the source and the method to obtain the desired data (in the cited sources, there are several methods to calculate the risk premium, and it is necessary to specify). Using a very short data period implies introducing a very large estimation error; therefore, it is recommended to use the largest possible amount of data to estimate this value.\n\nThe following text is recommended: (.) \"Risk Premium (RP): The value of this variable will be obtained from the information published either by:\n\na) Dr. Aswath Damodaran, at the address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, using the data \"Stocks T.Bonds\", or, alternatively,\n\nb) the \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", using the value named \"Long-Horizon.\" The arithmetic average of the risk premium, for the longest period available, must be used.\" (.).\n\n\nResponse\n\nThe position is partially accepted in the sense of specifying to a greater degree how to identify the risk premium to be used in any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable called Implied Premium (FCFE) is used.\n\n\nPosition 4.3. Country Risk\n\n(.) \"The wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. This proposal specifically identifies the source and the method to obtain the desired data (in the cited sources, there are several methods to calculate country risk, and it is necessary to specify)\" (.).\n\nThe following text is recommended: (.) \"Country Risk (RP): The value of this variable will be obtained from the information published either by:\n\na) Dr. Aswath Damodaran, at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, data \"Risk Premiums for Other Markets\", where country risk is named \"Country Risk Premium\" and is calculated using the sovereign bond risk spread (\"Rating-based Default Spread\") multiplied by the volatility of the local stock market (if the volatility for Costa Rica is not available, the standard value of 1.5 is used), or, alternatively\n\nb) \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", where, to determine country risk, the results of subtracting Costa Rica's Country Risk Rating from that corresponding to the United States of America are averaged, for the methods where the value for Costa Rica is available.\" (.).\n\n\nResponse:\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology is clear regarding the criterion for considering the final value of country risk. Regarding the period, it is indicated: \"(...) regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years, equal for all variables, will be used \" (...).\n\n\nPosition 4.4. Unlevered Beta\n\nThe wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. The reference sector should be representative of the electricity generation sector. The indicated sources aggregate the data of generators with electricity distribution and transmission companies, but in case they begin to report data separately for generation (which would be more representative of the sector), that reference should be used.\n\nThe following text is recommended: (.) \"Unlevered beta (βu): The value of this variable will be obtained from the information published either by:\n\na) Dr. Aswath Damodaran, at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, data \"Levered and\n\nUnlevered Betas by Industry\" using the \"Unlevered Beta\" column, and taking the arithmetic average of the sectors named \"Electric Utility Central\", \"Electric Utility East\" and \"Electric Utility West\", or, alternatively,\n\nb) \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", using the Beta \"Unlevered Adjusted\" data corresponding to the \"SIC Composite\" series for SIC code 4911 (\"Electric Services\").\" (.).\n\n\nResponse\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology is clear regarding the criterion for considering the final value of the unlevered beta to be used in tariff settings, being an average of the values observed for the last 5 years prior to the tariff setting. The wording will be reviewed to include the possibility of using values that better reflect the electricity industry in the event that there is greater disaggregation or other sources of information that allow for values of this type to be available.\n\nPosition 4.5.\n\nAs of August 1, 2013, the sources indicated above report data for generators only in aggregated form with electricity distribution and transmission companies. In the event that these sources report data separately for the electricity generation sector, that sector must be used to select the reference data.\n\n\nResponse\n\nIf reliable and rigorous sources are located or become available that reflect and represent the electricity generation sector in greater detail, and once validated by ARESEP, they may be incorporated into this methodology, following the institutional and legal procedures required in each case.\n\nPosition 5. Sampling and Calculation of Average Values (CAPM Parameters) Position 5.1.\n\nThe wording proposed by ARESEP is unclear as to how one would choose between the two data sources cited (Damodaran and Ibbotson). It is necessary to include an express indication of the order of priority for the sources (which is primary and which is considered a backup). The following text is recommended: (.) \"For the variables described in points 2.i, 2.ii, and 2.iii, the preferred source is the information published by Prof. Damodaran. In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain information from this source, the information from the \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" will be used only for the variables not available in the preferred source.\" (.).\n\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (RP), Country Risk (CR), and Unlevered Beta (βu)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if one of these sources ceases to be available, another source that is public and reliable will be used. This allows for using the financial information source that most appropriately reflects the sector under tariff regulation.\n\nThe foregoing is provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the variables or parameters to be used so that it is known by all involved actors.\n\n\n3. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., represented by Ronald Álvarez Campos, with identification number 2-0530-0396, manager with powers of generalísimo attorney-in-fact.\n\nPosition 1. Standardized Treatment of the Cost of Capital Position 1.1. The Risk-Free Rate\n\nThe proposal put forward in this procedure modifies the data source for this parameter, proposing the use of information available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx7reNH15. However, it fails to indicate which financial instrument and which maturity to consider, this being necessary to give precision to the source. We request that the financial instrument and the maturity to be considered be specified, as well as the frequency of observations.\n\nWe suggest using the following wording: (.)\"Risk-free rate (Rf): It is the nominal rate of United States of America (USA) Treasury Bonds; it is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of United States of America Treasury Bonds (U.S. government securities/ Treasury constant maturities/ Nominal TCMNOM) with a 20-year maturity, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.asp?relH15 \" (...)\n\n\nResponse\n\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran to estimate the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as the source for CAPM estimates.\n\n\nPosition 1.2. Unlevered Beta\n\nFrom the provided electronic address, it can be verified that Dr. Damodaran publishes beta values (levered and unlevered) for different industries, taking a (simple) average of the monthly values of each stock considered in the sample, over the last 5 years.\n\n\"Levered and Unlevered Betas by Industry Description\nThis data set lists betas by industrial sector. The betas are computed using 5 years of monthly returns for each stock and then averaged (simple). The unlevered betas are estimated using the average market debt/equity ratios by industrial sector.\"\n\nDespite the above, the wording proposal put forward by ARESEP fails to establish which industrial sector to consider for obtaining the beta to apply in the models.\n\nGiven the above, the Regulatory Authority is requested to expand the proposed wording so that it is explicit regarding the industrial sector to consider for establishing the unlevered beta, as well as its treatment (if an average needs to be taken); additionally, it is suggested to include in the resolution the direct link to the publication of the betas (http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html).\n\nResponse\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology defines the criterion for considering the final value of the unlevered beta to be used in tariff settings, being an average of the values observed for the last 5 years prior to the tariff setting. The wording will be reviewed to include the possibility of using values that better reflect the electricity industry, in the event that there is greater disaggregation or other sources of information that allow for values of this type to be available.\n\n\nPosition 1.2.1.\n\nFurthermore, we oppose the use of the term \"alternatively\" in relation to the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" information source, and we request that instead of the term \"alternatively,\" it be stated that in the event that the information source of Dr. Damodaran is not available, the information from \"Ibbotson\" will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term \"alternatively,\" which generates legal uncertainty about the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.\n\nWe respectfully suggest using the following wording for this particular point:\n\n\"Unlevered Beta (βu): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, specifically: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html, taking a simple average of the values reported for the US electricity service industry (Electric Utility) for the central, east, and west sectors. In the event that this source ceases to be available, the information from the \"Ibbotson© Cost of Capital Yearbook\" or another source that is public and reliable will be used.\"\n\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (RP), Country Risk (CR), and Unlevered Beta (βu)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if one of these sources ceases to be available, another source that is public and reliable will be used. This allows for using the financial information source that most appropriately reflects the sector under tariff regulation.\n\nThe foregoing is provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known by all involved actors.\n\n\nPosition 1.3. Risk Premium\n\nThe link provided for obtaining the values of the risk premium (Equity Risk Premium) does not directly lead to the required information, which hinders the traceability of the information; likewise, it does not specify which of the EPRs (equity risk premium) published on the reference page should be used (EPR T12m / EPR Smoothed), nor the treatment that should be given to the data.\n\nGiven the above, the Regulatory Authority is requested to expand the proposed wording so that it is explicit regarding the EPR (equity risk premium) to be used, as well as its treatment (if an average needs to be taken); additionally, it is suggested to include in the resolution the direct link to the publication of said information (http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls).\n\nWe respectfully suggest using the following wording for this particular point: \"Risk Premium (RP): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr.\n\nAswath Damodaran, at the Internet address, specifically: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls, taking a simple average of the EPR T12m (equity risk Premium Trailing 12 month) values reported for the last sixty (60) months. In the event that this source ceases to be available, the information from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" or another source that is public and reliable will be used.\"\n\n\nResponse\n\nThe position is partially accepted in the sense of specifying to a greater degree how to identify the risk premium to be used in any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable called Implied Premium (FCFE) is used.\n\n\nPosition 1.3.1\n\nFurthermore, we oppose the use of the term \"alternatively\" in relation to the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" information source, and we request that instead of the term \"alternatively,\" it be stated that in the event that the information source of Dr. Damodaran is not available, the information from \"Ibbotson\" will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term \"alternatively,\" which generates legal uncertainty about the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.\n\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (RP), Country Risk (CR), and Unlevered Beta (βu)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if one of these sources ceases to be available, another source that is public and reliable will be used. This allows for using the financial information source that most appropriately reflects the sector under tariff regulation.\n\nThe foregoing is provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the variables or parameters to be used so that it is known by all involved actors.\n\n\nPosition 1.4. Country Risk\n\nWe respectfully suggest using the following wording for this particular point:\n\n\"Country Risk (CR): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.sternt.nyu.edu/adamoda, taking a simple average of the country risk values (Country Risk Premium), for the last five (5) years. In the event that this source ceases to be available, the information from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\" or another source that is public and reliable will be used.\"\n\n\nResponse\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology defines the criterion for considering the final value of country risk. Regarding the period, it is indicated: \"(...) regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years, equal for all variables, will be used \" (...).\n\n\nPosition 2. Standardization of the Procedure for Updating Investments in Fixed Assets\n\nPosition 2.1. Index for Updating Investments in Fixed Assets\n\n(.) \"The need to standardize the procedure for updating investments in fixed assets is evident, an objective set forth in this proposal for methodological modification; however, we oppose the selection of the indexation index being left to the discretion of ARESEP by noting that a \"representative index\" will be used; as demonstrated earlier, there is sufficient analysis in this matter to establish the index to be used beforehand.\" (.).\n\nWe respectfully suggest the following wording for the modification of this particular point:\n\n\"The updating of the investment amount in assets forming the tariff base, in the event that the data used shows an age greater than one year, will be carried out using the construction cost index from the Bureau of Reclamation Construction Cost trends (CompositeTrend), as indicated on the website of the U.S. Department of the Interior, Bureau of Reclamation http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting such a decision will be justified.\"\n\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of a representative index for the sector, provided that the technical reason for it is justified and argued.\n\nThe foregoing, given that in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes; therefore, it is considered necessary to leave open the possibility of including new indices in the updates that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each tariff setting, in the event that the respective index has been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known by all involved actors.\n\n\nPosition 2.2. Exclusion of Extreme Values in Investment Cost\n\nIt is important to note that in resolution RJD-009-2010, the concept of extreme values is related to plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW, while in the proposal submitted for Public Consultation, it is mentioned that the databases exclude extreme values. On this matter, it is necessary to highlight the need for the concept of extreme value to be defined in the methodology. In this sense, it is important to note that when extreme values are eliminated, the notion of risk is implicitly being excluded regarding the investment amount of hydroelectric projects.\n\nThus, it is requested to respect the exclusion of extreme values only regarding the capacity of the projects to be included in the database (plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW), but not regarding the exclusion of extreme values by investment magnitude, since as indicated above, this implicitly excludes the notion of risk regarding the investment amount of hydroelectric projects.\n\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be justified through science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nPosition 3. Elimination of the Reference to an Exponential Regression Type\n\nPosition 3.1. Fit of the Regression Curve\n\nARESEP is requested to specify in the respective methodology for defining the best-fit curve as the one with a greater coefficient of determination (closer to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s), and that this best-fit curve will be the one used in the methodology.\n\n\nResponse\n\nThe information available for updating operating costs based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation; therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between\n\ninstalled capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results in point estimates. In this regard, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from ensuring that these are very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nPosition 3.2. Exclusion of Extreme Values in Operating Costs\n\nIt should be noted that the Public Consultation in question does not make direct mention of the exclusion of extreme values regarding the operating cost in new or existing hydroelectric plants. In the rate setting contained in resolution RIE-040-2013 (.) \"For the determination of operating costs, a procedure for the exclusion of extreme values was used: mean ± 1 standard deviation, which had not been used in previous settings, nor is it included in the respective tariff model\" (.).\n\nThe foregoing is a methodological inconsistency that must be corrected - double exclusion of extreme values - since the methodology contained in resolution RJD-009-2010 does not contemplate the sui generis handling used in the rate setting contained in resolution RIE-040-2013.\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nPosition 4. Expansion of the Scope of the Tariff Methodology for New Hydroelectric Plants - with the exception of matters relating to tariff structures.\n\nIn Report 774-IE-2013, which proposes modifications to the tariff methodologies for private generation plants, the proposal to \"expand the scope\" of the tariff methodology for new hydroelectric plants is included, such that the resulting tariff band for new hydroelectric plants would be applied by reference to potential new WTE and solar projects, clarifying that the foregoing would apply without considering the seasonal structure, since tariff structures are specific to each generation source. That being the case, we consider it appropriate that, before applying a methodology by reference, specific methodologies for WTE and solar energy be developed and approved as soon as possible.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the particular methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure.\n\n4. Hidroeléctrica Platanar, represented by Javier Matamoros Agüero, identification number 2-0359-0733, General Manager.\n\nPosition 1. Beta Variables and Risk Premium\n\nWhile we agree with and support the update being carried out, we oppose the use of the term \"alternatively\" in relation to the Ibbotson information source, and we request that instead of the term \"alternatively,\" it state that if the information source of Dr. Damodaran is not available, the Ibbotson source will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term \"alternatively,\" which generates legal uncertainty regarding the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.\n\nIn conclusion, we support the update of the beta variables and risk premium in the methodology for setting rates for existing plants; however, we oppose establishing the \"alternative\" use of two information sources, and instead, we propose that in any case the use of the two information sources be \"subsidiary.\"\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being rated.\n\nThe foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each rate setting, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the variables or parameters to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 2. Eliminate Discretion\n\nTariff methodologies are created to expressly determine the way in which future rate settings will be carried out. This determination provides legal certainty to public service providers and their users, regarding the rules applicable to future settings.\n\nTariff methodologies must establish each and every parameter that has a direct implication on the resulting rate. It cannot be discretionary for the acting official to determine parameters that have a direct impact on the resulting rate.\n\nIn this sense, we oppose any discretion that generates uncertainty and legal insecurity regarding future rate settings. Likewise, the discretion of tariff parameters is unacceptable, because it implies that the service provider could not know the calculation of the resulting rate beforehand and, consequently, could not even prepare a tariff request, thereby practically preventing the possibility of submitting tariff requests established in Ley 7593 itself. In conclusion, rate settings cannot be a sort of lottery of tariff parameters, in which neither the service provider nor the user has any idea or certainty about the resulting rate, which would be left in the hands of the acting official and their discretionary decision, which is evidently unacceptable.\n\nResponse\n\nWe agree that the rate-setting methodologies developed should minimize discretion. However, the position does not specify on which variables or parameters potential discretion is generated in this proposal. On the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from ensuring that these are very well justified when applying the model and calculating the rate and, on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nFurthermore, the service provider is always able to make tariff requests and, for variables where there is discretion, propose the one that best suits the service or the cost being reviewed, which will be analyzed by the Regulatory Body in order to determine if it is the most reasonable.\n\nPosition 3. Procedure for Updating Investments in Fixed Assets Position 3.1.\n\nIn relation to the update of the investment amount in fixed assets, whose indexation had been established using the United States Producer Price Index (IPP-EEUU), without technical or legal justification, said reference is eliminated in the proposal submitted to the Hearing (folio 23), eliminating the technical certainty and legal security of a specific index, and it is proposed that the update be carried out using an index to be defined in each rate setting, which consequently means that prior to each setting there is no materially possible way of knowing which index will be used to index the investments, since on each occasion ARESEP could modify it at will, which is evidently unacceptable. By virtue of the foregoing, we oppose the elimination of the specific indexation that currently exists and request that the proposed modification presented in that regard be rejected.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal considers updating the investment amount through the selection of a representative index for the sector, provided there is a reason and technical justification for it. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, therefore it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector. In each rate setting, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification and the value of the variables or parameters to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 3.2\n\nAdditionally, it is not clear in the Report of the Proposal submitted to the Hearing, whether the intention is to eliminate the first paragraph of Point 6.2 of Resolution RJD-009-2010, in which case we would oppose, because we consider it correct that, indeed, as currently established, in each setting all components of the tariff model (I, Ca, Xu, ke, and Fp) be updated.\n\nPoint 6.1 of Resolution RJD-009-2010 indicates that:\n\n\"After the initial setting that will be carried out following the approval of this methodology, the update of the rates will be carried out annually, beginning the procedure on the first business day of October of every year, applying the current formulas and methodologies and reviewing all five components of the model, using the available information and in accordance with the criteria indicated in the preceding sections.\"\n\nSince the proposal does not modify point 6.1, it is clearly understood that the rate update is annual, and since the variables (I, Ca, Xu, ke, and Fp) are its calculation components, it is understood that they will be updated annually. In this sense, it is not necessary to maintain point 6.2, since it is clearly indicated that this procedure will be used only if updated information is not available.\n\nPosition 4. On Expanding the Scope of the Tariff Methodology for New Hydroelectric Plants.\n\nPosition 4.1.\n\n(.)\"Regarding the proposal to apply the band for new hydroelectric plants to potential new WTE and solar projects, we consider the ideal is to approve, as soon as possible, within 4 or 5 months, specific methodologies for WTE and solar energy\"(.).\n\nNotwithstanding the foregoing, we consider that as long as the approval of the new specific methodologies is not delayed, there would be no inconvenience in generalizing the tariff band for new hydroelectric plants to those other generation sources. However, we would like to draw the Regulatory Authority's attention that, as is the case today with existing wind projects to which the hydroelectric rate is applied, a specific tariff structure must be established for that source.\n\nIn determining these tariff structures, it must be considered that WTE plants have a very high plant factor and can generate during the day and night throughout all months of the year, whereas in the case of solar energy, it can only be fully generated between 5 and 6 hours a day, aspects that must be taken into consideration within the approved tariff structures. In conclusion, we oppose delaying the definition of specific methodologies for WTE and solar energy, since these delays impact the development of electricity generation from renewable sources. However, we do not oppose transitionally using the tariff band for new plants as a reference for WTE and solar energy.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the particular methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source.\n\nPosition 4.2 Concept of a New Plant\n\nWe oppose restricting the concept of a new plant to a plant that has never operated, since this definition would prevent the utilization of new projects within the National System, which until that time have only been used for self-consumption or projects that have generated in the past but have been renovated because electromechanical or other equipment has reached the end of its useful life. By virtue of the foregoing, we request that the rates for new plants be applicable to projects that renew their equipment because it has reached the end of its useful life.\n\nOnce the plants begin to generate, the methodology for new hydroelectric private generation plants applies, considering what Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term, indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...)\"The debt term is 20 years. That duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract.\n\nThe duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating rates is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period shorter than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced, to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market. \"(...)\n\nOn the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new ones are signed, the rate established in that methodology would apply.\n\nPosition 5. Environmental Factor\n\n(.) \"In the proposal that has been submitted to a Public Hearing within Expediente OT-122-2013 of reference, the definition of the environmental factor has been omitted and what the Regulador General had ordered in the referenced Official Letter is not being complied with. By virtue of the foregoing, we request that the unification of methodologies object of this procedure include the definition of the environmental factor applicable to private electricity generation through renewable sources. For the purpose of determining the calculation of the environmental factor, we request that the proposal presented by my represented party within Expedientes OT-29-2011 and OT-28-2011 be taken into consideration.\" (.).\n\nGiven the wait of over a year for the correction of the calculation parameters of the cost of capital for existing plants and for the definition of the environmental factor; we request that maximum priority be given to this procedure and that it be resolved by the Board of Directors before the end of this year 2013, even more so considering we were told it would be resolved before the end of 2012.\n\nResponse\n\nThe position is outside the scope of this proposal for modification to the private generation methodologies.\n\n5. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.) represented by Omar Miranda Murillo, identification: 5-165-019, General Manager.\n\nPosition 1. Scope\n\nThe proposal to expand the scope is supported; however, the following must be considered:\n\nPosition 1.1.\n\nThere should be consistency in the text of the scope of all tariff models for private generation with renewable resources, for which its wording should be modified so that it reads identically, with the exception of the type of primary energy source.\n\nResponse\n\nThere are methodologies that, due to the nature of the primary source they refer to, must contain particular criteria regarding the scope, and even regarding other sections, due to the presence of differentiating elements such as plant factor, installed capacity, type of investment, etc. Although an effort is made to standardize the different private generation methodologies, it is considered that there are particular elements that must be maintained, and therefore, the scope texts do not necessarily apply equally to all. An example of the foregoing is the inclusion, on a transitional basis, of a text allowing the use of the price bands established in the generation methodology for new hydroelectric plants for rates for generation sources using solar energy or solid waste, until the respective methodologies are developed and approved.\n\nPosition 1.2.\n\nThe reference to conditions similar to those established by Ley 7200 leaves out private generators with capacity greater than 20 MW, from whom distributing companies could purchase energy. Given that the Sistema Eléctrico Nacional urgently requires the incorporation of new generation plants with renewable resources, the possibility of expanding the scope of these models for plants with capacities greater than 20 MW should be considered, at least, while there is no tariff model approved by ARESEP for that purpose.\n\nResponse\n\nThe position presented is outside the scope of this proposal, since the methodologies modified herein are limited to projects of sizes equal to Chapter 1 of Ley 7200.\n\nPosition 1.3.\n\nARESEP uses as a rule, for the electrification cooperatives, that the average purchase price from generators other than ICE must be equal to or lower than the T-SD rate, at which the cooperatives buy energy from ICE. Eventually, given the level of the tariff band defined by ARESEP and its subsequent adjustments, the purchase price from private generators could be higher than the T-SD rate.\n\nConsidering the importance of this energy for the Sistema Eléctrico Nacional and in an effort to incentivize new energy generation projects through the use of renewable sources, the aforementioned rule for distributing companies other than ICE should be reconsidered.\n\nOn the other hand, said rule was intended to protect the users of the service provided by those distributors. However, under current conditions and generation projections for the following years, the rule would be detrimental to our users, since buying energy from other generators would reduce dependence on thermal generation and therefore our users would be less affected by such dependence.\n\nResponse\n\nIn this particular case, Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC \"Reglamento sectorial de servicios eléctricos\", which is in force, indicates in article 26 the following:\n\n\"Article 26.- Of the rates for the generation service. The generation rate for sale to distributing companies and to subscribers served at high tension shall be defined by the general principles established in article 22 of this Reglamento.\n\nThe generation costs recognized for the purchase of electricity in bulk by the distributing companies shall be established based on the current rates that exist for that same case, so that it does not exceed other more economical options that the distributing company may have.\n\nIn the event that the distributing company generates with a plant it owns, this electricity shall be assigned, for tariff purposes, a value that recognizes the costs and a reasonable profitability, but which in no case shall exceed the lowest-cost electricity purchase rate existing in the market.\n\nThe calculation of the cost of electricity purchases must allow distributing companies to have incentives to contract the supply of energy in bulk economically and, at the same time, that part of the advantages in the purchase price be applied for the benefit of the final users.\"\n\nAs observed, the electricity purchase decisions of the distributing companies must not only be oriented toward the opportunity of dependence or not on a resource, but must also consider the best economic option for the benefit of their final users.\n\nPosition 2. Price Stability Position 2.1.\n\nIt is considered convenient to grant the greatest stability to the prices set with these tariff models, so that potential buyers (COOPELESCA) are not affected by abrupt changes in the purchase prices from private generators, nor our users, for which an indexation of rates using reasonable and uniform indices for all tariff models could be considered.\n\nResponse\n\nDecreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding rates, adjustments, and purchase prices respectively:\n\nArticle 20. Tariffs.- (.) \"ARESEP, in accordance with the provisions of Ley No. 7593, shall set the rates that will govern the purchase - sale of electricity under Chapter I of Ley N° 7200 and its reforms. These rates may be established by ARESEP, for each type of energy source, based on cost structure models developed to consider the particular conditions of new and efficient plants. Likewise, ARESEP may establish the rates for each type of energy source that will apply upon renewing contracts, based on models developed from statistical information on the cost structure and performance of existing plants.\" (.)\n\n(.)\"The rates, both for new plants and for existing plants, may be set under the modality of a maximum price, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a structure disaggregated by time of year, hours of the day, energy, and power, defined in accordance with the expected evolution of the costs of the SEN (.).\"\n\nArticle 21.- Energy Purchase Price: \"ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected. Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the rate set by ARESEP and which is in force at the time of submitting its proposal.\n\nIn the contract that ICE signs with the Producer, the offered price shall be contemplated together with the formula for its update during the term of the Contract.\n\nThe formula for updating the energy price must be supported on the basis of recognizing only variations in operating costs and must be contemplated in the reference terms, so that it forms an integral part of the offered price.\n\nThe recognition of any adjustment resulting from the application of the aforementioned formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the rate that ARESEP has in force.\"\n\nFrom the mentioned articles, it is concluded that ICE will purchase the energy at the price that the producer offers in the process through which the offeror was selected for the sale of electricity to ICE; these prices must respect the tariff ranges established by ARESEP; likewise, any subsequent adjustment will be subject to it being within the limits established by the rate that ARESEP has in force at that moment. Therefore, the contracts established between offerors of electric energy and ICE determine the current and future conditions that will govern the purchase price and the method for updating costs in accordance with the provisions of Ley N° 7200 and its reforms, including Decreto 37124-MINAET.\n\nPosition 3. Indexation of Investment Costs\n\nIt is noteworthy that the indexation rule for investment costs is not precisely defined, which adds uncertainty to the possible prices to be paid in the future. Furthermore, it is mentioned that the databases exclude extreme values, without indicating how these extreme values will be calculated, and the rules for the composition of the databases are not defined.\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nLikewise, it is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the update of the investment amount may be done by selecting a representative index for the sector, provided the technical reason for it is justified and argued. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, therefore it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each rate setting, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification and the value of the index to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 4. Expansion of the Scope\n\nWe oppose the expansion of the scope, so that the model for new hydro plants is applied to generation plants with other renewable energy sources, for which the Regulatory Authority has not approved a specific tariff model.\n\nThe foregoing, because it would radically disregard the principle of cost-of-service established in article 3 of Ley 7593, insofar as a generation plant with a primary energy source other than hydroelectric has costs that may be very different from those of a hydro plant, which, in turn, implies that an overprice could be paid, or it could be paid below its costs, or that would threaten its financial equilibrium.\n\nOn the other hand, there would be great uncertainty regarding the tariff structure that ARESEP would apply in those cases, which can radically change the economic results for both the buyer and the seller, depending on the type of energy source and technology involved.\n\nBoth ICE and our company have an interest in purchasing electric energy from private generators that use other renewable energy sources different from those that currently have a tariff model approved by ARESEP, such as photovoltaic solar energy, low-enthalpy geothermal energy, or energy produced from municipal solid waste.\n\nWhile the same Regulating Authority has expressed the need that the National Electric System has for electricity generation from other renewable energy sources, in such a way that if the intention is truly to incentivize investments in other non-conventional energy sources, the correct approach would be for ARESEP to approve specific tariff models for other energy sources, including their tariff structure, to avoid the uncertainty that hinders investments.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation from solid waste. The resulting methodologies will consider the specific conditions and characteristics of each particular source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not their structure.\n\nPosition 5. Definition of new plants\n\nThe definition of new plants included in the model for new hydro plants should be reviewed, as it leaves doubt as to whether a hydro plant with one more year of operation falls under the new plants model or the existing plants model.\n\nResponse\n\nOnce the plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants applies, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...)\"The debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\"(...)\n\nFurthermore, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the tariff established in that methodology would apply.\n\nPosition 6. Updating of investment costs\n\nRegarding the updating of investment costs to be considered within all tariff models, it must be noted that it is necessary that the indices to be used for this purpose be precisely defined, and not simply indicate that it will be done with a representative index, which means it is left to the discretion of ARESEP technicians, creating uncertainty for the parties involved, both buyer and seller.\n\nIt is not clear in the tariff models how the databases are formed and how the investment and operating costs (costos de explotación) of the plants are calculated.\n\nResponse\n\nIn position 3, the respective response is recorded.\n\nPosition 7. Regarding the information sources used for the risk-free rate and the risk premium, the models indicate:\n\nPosition 7.1.\n\nIt appears that they are disregarding the theory that underpins the CAPM model, for which, once the period to be used for calculating the variable and its information source is defined, the updated data is simply taken and used within the CAPM formula.\n\nIf one reviews the internet site of Professor Damodaran of New York University, one will find all the theoretical material that explains how the published values are obtained and the consistency required for the variables used in the CAPM regarding the periods included in their calculation. Therefore, if ARESEP wishes to modify the precepts of the CAPM model, it should at least theoretically justify why it deviates from the theoretical foundations of said methodology and in particular why only for those two variables.\n\nResponse\n\nThis methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are used and taken directly from Damodaran as an information source, without modifying such values. The estimated averages for the variables that enter into the CAPM calculation consider a sufficiently broad time period given that Damodaran publishes mostly annual data.\n\nPosition 7.2.\n\nFinally, it must be clear that the alternative information source cited for the risk premium: \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" is not a freely accessible (public) source and, moreover, it does not explain in which cases said information source will be used.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and the variables that comprise it (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be resorted to. This allows the use of the financial information source that more adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting (fijación), it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid, ARESEP will make the information used in each tariff setting available so that it is of public knowledge.\n\n6. Esteban José Lara Erramouspe, identity card 1-0785-0994\n\nRegarding modifications to resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010: \"Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad\"\n\nIt is important to change the title of the same methodology, as it is not clear that it refers to plants existing before the methodology was published, which occurred more than three years ago. Even ICE itself has already had problems interpreting its application.\n\nResponse\n\nOnce the plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants applies, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...)\"The 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 tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\"(...)\n\nFurthermore, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the tariff established in that methodology would apply.\n\nPosition 1. In the substitutive text of subsection \"3.6 Profitability (Ke) (Rentabilidad (Ke))\", regarding the information sources, it should be more specific, as the address given for the following values is not clear.\n\nPosition 1.1. Risk-free rate (KL)\n\nWhen opening the address given, more information is requested about the data to be obtained, and it is necessary for ARESEP to clarify the corresponding choices to avoid doubts in application.\n\nResponse\n\nIt is considered correct that the instrument to use for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturation period of the instrument is left subject to the same maturation period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.\n\nPosition 1.2. Risk Premium (PR)\n\nWhen opening the address given, a generic information page opens; it is necessary for ARESEP to clarify which are the appropriate sources and how to access them to avoid doubts in application.\n\nResponse\n\nThe position is partially accepted in the sense of specifying more clearly how to identify the risk premium to be used from any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. If Damodaran is used as an information source, it is considered to leave the link to the website and not a particular electronic address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable used is called Implied Premium (FCFE).\n\nPosition 1.3.\n\nRegarding the alternative reference, the \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook,\" it is important to clarify the official source (there are several, and some even require a credit card), that it must be the latest available, as well as the section within the book under which the information to be used should be sought.\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and the variables that comprise it (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be resorted to. This allows the use of the financial information source that more adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid, ARESEP will make the information used in each tariff setting available so that it is of public knowledge.\n\nPosition 2. Updating of the investment amount in fixed assets\n\nIn the substitutive text of subsection \"3.3.2 Information source (...) Updating of the investment amount in fixed assets\", regarding the exclusion of extreme values in the databases, ARESEP must clarify whether it only refers to the two extreme values of the sample, or if it will apply a simple average and eliminate the values outside the standard deviation obtained and recalculate the simple average without this data, or if, according to the regression method used, it will calculate the corresponding deviation and eliminate the data outside said scope and recalculate the regression. The foregoing must be clear, as on previous occasions we have seen application exercises that change year to year.\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operating costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which must be justified in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nRegarding modifications to resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011: \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\"\n\nPosition 1. Operating costs (Costos de explotación)\n\nRegarding the proposed modification to the \"Operating costs (CE) (Costos de explotación (CE))\", it is important that ARESEP indicate what the criteria are to define the regression that \"best approximates\" in statistical/mathematical terms to allow the proper recreation of the calculation by the regulated parties.\n\nResponse\n\nThe information available for updating operating costs (costos de explotación) based on installed capacity and operating costs (costos de explotación) may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs (costos de explotación). Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve that presents the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not exempt them from ensuring these must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations made.\n\nPosition 2. Profitability on capital contributions\n\nIn the substitutive text of subsection \"Profitability on capital contributions (p) (Rentabilidad sobre aportes al capital (p))\", regarding the information sources, it should be more specific, as the addresses given for the values are not clear, and they must be reviewed as previously stated for the risk-free rate (KL) (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15), for the risk premium (PR) (http://www.stern.nvu.edu/~adamodar), and the alternative reference \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\".\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and the variables that comprise it (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be resorted to. This allows the use of the financial information source that more adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nIf Damodaran is used as an information source, it is considered to leave the link to the website and not a particular electronic address, given that the latter may change or be modified over time.\n\nPosition 3. General aspects Generalities on modifications to modifications proposed for methodologies subsections a and b.\n\nIn general, for both tariff methodologies, it is necessary to take into account what is established by Ley 7593 itself in its Article 31:\n\nArticle 31.- Tariff and price setting To set the tariffs and prices of public services, the Regulating Authority will take into account the model production structures (estructuras productivas modelo) for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the provider companies. In this last case, it will seek to promote small and medium-sized enterprises. If there is proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company will be considered. The criteria of social equity, environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan Nacional de Desarrollo, shall be central elements for setting the tariffs and prices of public services. Settings that threaten the financial equilibrium of the public service provider entities will not be permitted. The Regulating Authority shall apply models for the annual adjustment of tariffs, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary settings made by the Executive Branch, and any other variable that the Regulating Authority deems pertinent. Likewise, when setting the tariffs of public services, the following aspects and criteria shall be contemplated, when applicable...\"\n\nNote: The underline is not part of the original.\n\nIt is clear that this indication must be introduced as part of the texts of both methodologies presented, since neither methodology is applicable to particular cases where, for reasons not contemplated by the developers of the methodologies, its application in specific cases must be studied.\n\nResponse\n\nThe methodologies for setting tariffs for private generators respond to the criterion of setting by industry, which implies that it is not a setting by company. In this sense, a tariff band is established by ARESEP, and the final tariffs must be established within its limits.\n\nDecreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of the Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 -Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively.\n\nPosition 3.1. Size of plants\n\nOn the same topic, none of the proposed changes in the methodologies for hydroelectric plants (new or old) makes a distinction based on the size of the plants or the samples used for reference, and arbitrarily generalizes their application. It is necessary to incorporate the establishment of tracts and limits of the data samples to reduce the bias between small and large plants. By mixing references of plants outside the range of Chapter I of Ley 7200 and without distinction of their size, the analysis introduces erroneous data overlooking the effect of economies of scale, market power, efficiency, and others.\n\nResponse\n\nAs mentioned in the previous position, the tariff methodology applies with the criterion of setting by industry. The exclusion of extreme values for operating costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which must be justified in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nPositions presented by\n\n7. Azucarera El Viejo, S.A., represented by José Alvaro Jenkins Rodríguez, identity card 2-367-664, with powers of generalísimo attorney-in-fact.\n\n8. Ingenio Taboga, represented by Adrián Rodolfo Guzmán Oreamuno, identity card number 1-0572-0515, with powers of generalísimo attorney-in-fact.\n\nPosition 1.\n\nMy represented party supports the proposed modification to the scopes of the tariff models for private generation with non-conventional sources, in the sense that the tariff models can be applied to other energy purchase-sales between agents authorized and regulated by ARESEP. Said broadening of the scope of the tariff models would facilitate making new investments in generation with renewable energies that the National Electric System urgently requires.\n\nResponse\n\nWe appreciate the support for the proposal and your valuable participation in this process.\n\nPosition 2.\n\nConsidering that the other distribution companies can purchase from private electric energy generators with capacities greater than 20 MW, it would seem logical that the broadening of the scope of the models consider the sale by private generators with capacities greater than 20 MW, for which the private generator must obtain the respective concession from MINAE. In this way, a greater contribution of renewable energies to the system could also be obtained.\n\nResponse\n\nThe position presented falls outside the scope of this methodology, since the methodologies modified here are limited to projects of sizes equal to Chapter 1 of Ley 7200.\n\nPosition 3. Regarding the tenders (concursos)\n\nIn the case of the distribution companies: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, and Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago, which are public companies, it is not clear if they must hold public tenders (concursos públicos), similar to those promoted by ICE, in order to contract the purchase of energy with private generators, using the tariff bands defined in the tariff models.\n\nResponse\n\nThis proposal for modifications to the methodologies for private generators refers exclusively to the method and manner of carrying out the respective tariff settings. The manner of conducting the tenders (concursos) and energy purchase and sale contracts falls outside the scope of this methodology and depends on the regulations governing each company.\n\nPosition 4. Scope\n\nPosition 4.1.\n\nARESEP should broaden the explanation of the scope expansion, so that the rules for all actors are clearer, and at the same time take advantage so that the text in all models is the same.\n\nResponse\n\nThere are methodologies that, due to the nature of the primary source they refer to, must contain particular criteria regarding the scope, and even regarding other sections, due to the presence of differentiating elements such as the plant factor, installed capacity, type of investment, etc. Although an effort is made to standardize the different private generation methodologies, it is considered that there are particular elements that must be maintained, and, therefore, the scope texts do not necessarily apply equally to all. An example of the foregoing is the transitional inclusion of a text that allows using the bands established in the generation methodology for new hydroelectric plants to set tariffs, on a transitional basis, for generation sources that use solar energy or solid waste, until the respective methodologies are developed and approved.\n\nPosition 4.2.\n\nRegarding the broadening of the scope of the new hydro plants model to other renewable energy sources, for which ARESEP has not approved a tariff model, it is considered that this is not the correct solution, since each primary energy source implies costs that can be very different from those of a hydro plant, and furthermore, there would be no certainty about the tariff structure to apply, which is decisive for establishing the feasibility of investment projects and would also imply opening a new case file (expediente) for its discussion, which would take a long time.\n\nBecause ICE has expressed its interest in contracting private generation with renewable sources different from those that currently have a tariff model approved by ARESEP, such as photovoltaic solar or another type of biomass to which the approved models are not applicable, and ARESEP itself has expressed the need that the National Electric System has for this generation, it is required that, in the short term, ARESEP approve the applicable tariff models for those other renewable energy sources.\n\nTherefore, if what is desired is to incentivize new investments in private generation with other primary energy sources, the correct approach would be for ARESEP to approve the tariff models for other energy sources, including their tariff structure.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation from solid waste. The resulting methodologies will consider the specific conditions and characteristics of each particular source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not their structure.\n\nPosition 4.3.\n\nAccording to all the background of the tariff models intended to be modified, the use by ARESEP of reference tariff bands was due to the fact that with the public tenders (concursos públicos) that ICE would conduct, there would be competition, which generates lower prices, close to marginal cost. This is an indirect way for ARESEP to comply with the principle of cost-of-service established in Ley 7593.\n\nHowever, from an economic point of view, tenders (concursos) represent competition for the market, which is not the same as competition in the market, as is the case with the prices of fuels sold at airports, where it is required to be adjusting the price bands according to international competition conditions, and especially in a market with such price volatility, as is the case with fuels.\n\nIn the case of energy purchase-sales from private generators with ICE, the private generator participates in a public tender (concurso público), where it offers a price, under the economic conditions of the time of the tender, including the tariff bands previously defined by ARESEP, and, if awarded, must sign a long-term contract for the sale of electricity. That contract obliges the generator at that moment to make capital-intensive investments that require long-term financing and that imply sunk costs (costos hundidos). In other words, the private generator, based on the economic conditions and the reference tariff bands of the moment, commits its capital, offering a price that will allow it to recover all its costs and obtain a fair and reasonable profit.\n\nGiven that the tender is held only once, it is not consistent for the conditions, especially those of the tariff bands, to be varied in subsequent periods.\n\nResponse\n\nDecreto 37124-MINAET published in Alcance No 72 of the Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N0 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively:\n\nArticle 20. Tariffs.- (.) \"ARESEP, in accordance with the provisions of Law No. 7593, shall set\nthe tariffs that will govern the purchase and sale of electricity under Chapter I of Law N° 7200\nand its amendments. These tariffs may be established by ARESEP, for each type of energy source,\nbased on cost structure models developed to consider the particular conditions of new and efficient\nplants. Likewise, ARESEP may establish the tariffs for\neach type of energy source that will apply when renewing contracts, based on models\ndeveloped from statistical information on the cost structure and performance of\nexisting plants.\" (.).\n\n(.)\"The tariffs, for both new plants and existing plants, may be set under\nthe maximum price modality, or a band with a maximum price and a minimum price, and may\nhave a structure disaggregated by time of year, hours of the day, energy and power, defined\naccording to the expected evolution of the costs of the SEN (.).\"\n\nArticle 21.- Energy purchase price: \"ICE shall purchase the energy at the price offered by the\nProducer in the process in which it was selected. Said price shall be offered by the Producer\nrespecting the ranges established in the tariff set by ARESEP that is in force at\nthe time of submitting its proposal.\n\nIn the contract signed by ICE with the Producer,\nthe price offered shall be stipulated along with the formula for its updating during the term of the Contract.\n\nThe formula for updating the energy price must be supported on the basis of\nrecognizing only the variations in operating costs (costos de explotación) and must be stipulated\nin the terms of reference, so that it forms an integral part of the offered price.\n\nThe recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula shall be\nsubject to the energy purchase price, at all times, being within the limits\nestablished by the tariff that ARESEP has in force.\n\nFrom the aforementioned articles, it is concluded that ICE shall purchase the energy at the price that the producer\noffers in the process through which the bidder was selected for the sale of electricity\nto ICE. Such prices must respect the tariff ranges established by ARESEP, likewise,\nany subsequent adjustment shall be subject to it being within the limits\nestablished by the tariff that ARESEP has in force at the time. Therefore, the contracts\nestablished between the electric energy bidders and ICE determine the current and future\nconditions that will govern the purchase price and the method of updating costs according to what is\nestablished in Law N° 7200 and its amendments, and Decree 37124-MINAET. Furthermore, the Regulatory\nAuthority is obligated to review the tariffs at least once a year, according to Law 7593.\n\nPosition 5. Cost Updating\n\nThere are differences regarding the indices used in the different tariff models, the\n\nformulas, and the sources of information for said indices, which could be creating\ndifferences (unjustified discrimination) in the treatment for cost updating; therefore,\nthese elements should be unified and defined as precisely as possible to avoid\nthe discretion of ARESEP's technicians when applying extraordinary fixations (fijaciones con carácter\nextraordinario).\n\nResponse\n\nPrecisely, this proposal to modify the methodologies for private generation with\nrenewable resources aims to unify and standardize criteria. The criteria that were\ndefined to standardize, unify, and modify are found in the justification and\nscope of the proposal.\n\nOn the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by\ntechnicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not\nexempt them from the fact that these must be very well justified when applying the model\nand calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by\ninterested parties, since the technical report containing them is subjected to the public hearing process, through which opinions can be offered on the calculations made.\n\nPosition 6. Environmental Factor\n\nThe Board of Directors of ARESEP approved an environmental factor for the existing hydro plant\nmodel, which is considered an important step in terms of incentivizing renewable\n\nenergies.\nHowever,\nit is considered\ndiscriminatory\nthat it is not\nincluded\nin the other\nprivate generation tariff methodologies.\n\nFurthermore, it should be leveraged, not only to include the environmental factor in all tariff\nmodels, but also to calculate the corresponding value so that it is incorporated into the tariff.\n\nResponse\n\nThe position is outside the scope of this proposal to modify the\nprivate generation methodologies.\n\nPosition 7. Updating of Investment Costs\n\nRegarding the updating of investment costs to be considered in the tariff models, it\n\nmust be pointed out that it is necessary to precisely define the indices that will be used for this\npurpose and not simply indicate that it will be done with a representative index, which means it is\nleft to the discretion of ARESEP's technicians, creating uncertainty for the parties involved,\nboth the buyer and the seller. It must be remembered that every aspect that generates uncertainty in\nthe tariffs increases the financing cost and, therefore, the prices\nthat end users of the electricity supply service will ultimately pay.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the updating of the investment\namount (monto de inversión) may be done through the selection of an index representative of the sector, as long as\nthere is a technical reason for it. The foregoing, since in the\n\npast indices have been identified that more accurately represent the evolution and\nbehavior of the sector for indexing purposes, which is why it is considered necessary to leave\nopen the possibility of including in the updates new indices that congruently and\naccurately better reflect the characteristics of the sector. In each fixation, if the\nrespective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification, in\naccordance with the General Public Administration Law (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is\nknown to all involved actors.\n\nPosition 8. Regarding the calculation of profitability, the tariff models refer to the\nfollowing:\n\n\"The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used\nconsistently, in terms of the length of the historical series (5 years), the frequency of the\nobservations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the\naverage (arithmetic mean of the observations corresponding to the most recent 5 years for\nwhich information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not\npossible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual\nobservations, the historical series of less than 5 years shall be used equally for all variables.\"\n\nHowever, within said text, the reasons that ARESEP has for taking\nvalues of the risk-free rate (tasa libre de riesgo) and risk premium (prima por riesgo) variables from public and serious\ninformation sources and applying additional calculations to them are not explained, distorting what the theory on the CAPM establishes. In the\nabundant literature on the CAPM, one can find the different options for calculating the\nvalues of the variables used and the consistency in terms of the periods of data from\nwhich recognized information sources publish the updated values of said\nvariables. On the other hand, the alternative source of information, Ibbotson Cost of Capital, is not\npublic and creates, again, uncertainty as to when said alternative source will be used.\n\nResponse\n\nThis methodological proposal follows the criteria that the theory establishes in terms of the\nregulatory rate-of-return approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are taken directly from Damodaran as\n\na source of information, without modifying those values. The estimated averages for the variables\n\nthat enter the CAPM calculation aim to consider a rate of return that correctly\nconsiders the annual information presented by Damodaran for such variables.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and\npresent information required for the CAPM calculation are paid, ARESEP will ensure and make\navailable the information used in each tariff fixation for public knowledge.\n\nPosition 9.\nLastly, it must be clear that the alternative information source cited for the risk\npremium: \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" is not a freely accessible source (public)\n\nand furthermore, it is not explained in which cases said information source will be used.\n\nResponse\n\nIn Position 8 above, a response was given to this issue.\n\n9. Molinos de Viento del Arenal, S.A., P.H. Don Pedro, S.A., and P.H. Río Volcán, represented by\nJosé Benavides, identity card number 1-0478-0037, in his capacity as president of the aforementioned\ncompanies\n\nPosition regarding the proposal to modify the tariff-setting methodologies for\nprivate electric energy generators with renewable resources.\n\nPosition 1. Regarding the Calculation of return on\ncapital contributions through the Capital Asset Pricing Model\n(CAPM), the following are presented:\n\nPosition 1.1: Proposed modification - Information Sources:\nTo obtain the values corresponding to the macroeconomic variables of risk premium\n(PR), country risk (RP) and unlevered beta (βd), two possible sources\nof information are indicated: the website of Dr. Aswath Damodaran, and the Cost of Capital Yearbook published by\nIbbotson.\n\nTo avoid possible subjectivities, it is necessary to define and expressly indicate in the methodology,\nwhich of the two sources must be used. Additionally, the Ibbotson source is published\nannually during the month of March, so it is not possible to have real information in\nreal time that allows precise monitoring of the variation in the tariff fixation.\n\nRequest: Establish as the source to be used, the one published on the website of Dr. Aswath Damodaran.\nAdditionally, publish annually and prior to the tariff fixation, the precise values that Aresep\nwill use for setting the tariffs.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the\nfinancial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables (Risk\npremium (PR), Country risk (RP) and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the information\npublished either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital\nYearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows using the\nfinancial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, as long as the technical reason for it is justified and argued. In each\nfixation, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the\ninformation source to be used, in accordance with the General Public Administration Law, and the value\nof the index to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and\npresent information required for the CAPM calculation are paid, ARESEP will make available\nthe information used in each tariff fixation for public knowledge.\n\nPosition 1.2: Proposed modification - Risk-free rate (KL)\nThe proposed modification establishes that the value to be used for the risk-free rate (KL)\nwill correspond to the nominal rate of the United States of America (USA) Treasury Bonds with\nthe same term at which the risk premium is calculated. However, it is not clear\n\nregarding the data to be used, considering it from the website of Dr. Aswath Damodaran.\n\nRequest: Considering that it is a usual practice within the sector to use 20-year terms, it is\nsuggested to establish the values of the United States of America (USA) Treasury Bonds at a term\nof 20 years as the value to be used for the risk-free rate (KL).\n\nResponse\n\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period\nused by Professor Damodaran in the case of estimating the risk premium, so that the\ncalculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for fixations\nthat use Damodaran as a source to obtain the CAPM.\n\nPosition 1.3. Proposed modification - Risk premium (PR)\nComment: The proposed modification establishes that the value to be used for the risk\n\npremium (PR) will correspond to the average of the values available on the website of Dr. Aswath\nDamodaran. However, the indicated source publishes two types of risk premium: ERP Trailing 12\nmonths (ERP T12m) and ERP Smoothed.\n\nIn accordance with the proposed modifications, for estimating the PR value to be used, a\nhistorical series equal to 5 years must be considered. However, it has been identified that the\navailable data for ERP Smoothed, the instrument selected by ARESEP in the last tariff fixation\nfor new private wind generation, does not meet this criterion since the available information\ndates from 2012.\n\nRequest: Establish the use of the ERP Trailing 12 months (ERP T12m) values published\non the website of Dr. Aswath Damodaran for estimating the PR value, considering that it has\nmore published historical data (from September 2008) as well as publish annually and\nprior to the tariff fixation, the precise PR values to use for setting the\ntariffs.\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the selection of the\nfinancial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables\n(Risk premium (PR), Country risk (RP) and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the\ninformation published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of\nCapital Yearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows using the\nfinancial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, as long as the technical reason for it is justified and argued. In each\nfixation, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the\ninformation source to be used, in accordance with the General Public Administration Law, and the value\nof the index to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nIt is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given\nand what is proposed is to use an average of the annual value observed for\nthe last 5 years prior to the tariff fixation.\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using\nDamodaran as a source of information, it is considered to leave the link to the website and not a particular\nelectronic address, given the latter can change or be modified over time. It is\nclarified that Implied Premium (FCFE) is used.\n\nPosition 1.4. Related provision: proposed modification - Historical series Comment: The\nproposed modification indicates that for estimating the values to be used for the Risk-free\nrate (KL), risk\npremium (PR), country risk (RP) and unlevered beta (βd),\nhistorical values from the most recent 5 years for which information is available must be used.\nHowever, it is not specified whether the 5-year history corresponds to calendar years\n(data collected from January 1 to December 31) or corresponds to the last 60 months prior to the\ntariff fixation.\n\nRequest: Establish that the 5-year history corresponds to the 60 months prior to the\ntariff fixation in order to give greater transparency to the tariff-setting process. For the case of\nmacroeconomic variables that are only published annually (country risk and unlevered beta)\nand considering that their annual variation is minimal, establish that the 5-year history\nconsists of the annually published data corresponding to calendar years (01 January - 31\nDecember). Additionally, publish annually, and prior to the tariff fixation, the\nprecise PR values to use for setting the tariffs.\n\nResponse\n\nAnnual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for\nthe 5 years prior to the tariff fixation.\n\nPosition 1.5. Related provision: proposed modification - Financial leverage\n\nComment: The proposed modification establishes that for estimating the relationship\n\nbetween debt and equity, a weighted average by installed capacity of the\nmost recent information regarding the financing level of each type of private plant for\nelectric generation that is available at ARESEP shall be used. However, in accordance with the \"Declaration\nof confidentiality for contract management for energy purchase under Chapter I of Law\n7200 and its amendments\" recently published by ICE, the financial documentation regarding the availability of the financial resources necessary to\ncomplete the project studies is declared confidential; therefore, the information on financial leverage is not\npublic, which is not in line with what ARESEP established in the proposed modification, in\nwhich it clearly indicates that information sources must be public and reliable.\n\nRequest: Continue using the current leverage value of 75%.\n\nResponse\n\nThe position is outside the scope of this methodological modification proposal.\nOn the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by\ntechnicians, due to the type of information available or the variability of the\nsame, on one hand does not exempt them from the fact that these must be very well justified when\napplying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by\ninterested parties, since the technical report containing them is subjected to the public\nhearing process, through which opinions can be offered on the calculations made.\n\nPosition 1.6. Related provision: proposed modification - Section 3.3.3 \"Updating the\ninvestment amount in fixed assets\"\n\nComment:\nThe\nproposed\nmodification\nestablishes\nthat\nthe\nupdating\nof\nthe\namount\nof\ninvestment in fixed assets shall be carried out using a representative price index; considering\nthat the sample may be composed of data from national and international projects, it is advisable\nto use an international representative index.\n\nRequest: Establish the use of the United States of America Producer Price Index\n(IPP-EEUU) for updating investment costs, as it is a realistic and conservative\ninternational representative index, with the purpose that the administered parties\ncan have clarity on which index to use for each fixation.\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the updating of the\ninvestment amount may be done through the selection of a representative index of the sector,\nas long as there is a technical reason for it. The foregoing, since in the\npast indices have been identified that more accurately represent the evolution and\nbehavior of the sector for indexing purposes; in this sense, it is\n\nconsidered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices\n\nthat congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each\nfixation, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the\ntechnical justification, in accordance with the General Public Administration Law, and the value of the\nindex to be employed so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 2. Regarding the \"Methodology for setting tariffs for existing private generators\n(Law N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the\nInstituto Costarricense de Electricidad\", the following comments are presented.\n\nPosition 2.1. Methodology - section 3.2 \"Operating costs\"\n\nComment: The methodology establishes that this value is calculated by determining a\nsample of the operating costs (costos de explotación) of both national and international plants\n\nthat are in operation; however, currently a sample of data is not established to be used\nconsistently for subsequent fixations, nor the size that this should have\nto have representative data.\n\nRequest: Establish and publish a single sample with data from national and\ninternational projects, already built and in operation according to the best available practices, to\nbe used to estimate operating costs annually. This sample must be reviewed\nannually and updated in such a way that it includes the new plants that are gradually\nincorporated into the systems; likewise, it must be used consistently for subsequent\nfixations, clearly indicating the price index to be used, as well as the procedure for\ncost updating. The sample, as well as the index to be used, must be published annually, and\nprior to the tariff fixation to give transparency to the process.\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operating costs will be done by investment amount and\nwill be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which\n\nmust be justified in science, technique,\nand logic as established by the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública).\n\nPosition 2.2. Related provision: methodology - section 3.3 \"Investment costs\" Comment:\nThe methodology establishes that this value is calculated by determining a sample of the\ninvestment costs (costos de inversión) of both national and international plants; however, currently a\nsample of data is not established to be used consistently for subsequent fixations, nor\nthe size that this should have to have representative data.\n\nRequest: Establish and publish a single sample with data from national and international\nprojects, already built and in operation according to the best available practices, to\nbe used to estimate investment costs annually. This sample must be reviewed\nannually and updated in such a way that it includes the new plants that are gradually\nincorporated into the systems; likewise, it must be used consistently for subsequent\nfixations, clearly indicating the price index to be used, as well as the procedure for\ncost updating. The sample, as well as the index to be used, must be published annually, and\nprior to the tariff fixation to allow positions from the affected parties and give transparency\nto the process.\n\nResponse\n\nIn the response to Position 2.2 above, an answer is given regarding the definition of the\nsample. Likewise, in Position 1.6 of this numeral 9, a response is recorded on the subject of\nupdating through price indices.\n\nPosition 2.3. Related provision: methodology - section 3.4 \"Plant factor\" Comment: The\nmethodology establishes that this value is calculated from the plant factor (factor de planta) values of\na sample composed of national projects; however, currently a sample of data is not established to be used\nconsistently for subsequent fixations, nor the size that this\nmust have to have representative data.\n\nRequest: Consider as the sample, the national projects used for the determination of\noperating costs. In the event that this is not possible due to lack of information, publish the\nsample to be used to estimate the plant factor; this sample must be used consistently\nfor subsequent fixations. The sample must be published annually, and prior to the\ntariff fixation to allow positions from the affected parties and give transparency to the process.\n\nResponse\n\nResponse recorded in Position 2.1 of this numeral.\n\nPosition 2.4. Related provision: methodology - section 3.4 \"Plant factor\"\n\nComment: The methodology establishes that the plant factor values of the\nlast three available years must be considered; however, using a three-year history is not representative\nfor the case of energies based on intermittent and fluctuating generation sources such as\nrenewable energies (solar, wind, and hydro), which may be affected by various\nphenomena such as droughts and changes in wind speed.\n\nRequest: Define a 10-year historical series for estimating the plant factor so\nthat this value is more representative.\n\nResponse\n\nThis position is outside the scope of this proposal to modify the\nprivate generation methodologies.\n\nPosition 5. Related provision: methodology - section 3.4 \"Repowering\"\n\nComment: The current tariff-setting methodology does not consider the repowering of\nequipment and the costs associated with it. As the renewable industry develops, one of the\nalternatives for development and maintenance consists of repowering.\n\nRequest: European legislation currently grants a benefit for repowering consisting of\na bonus (5?/MWh), which is added to the conventional tariff. In this way, the change to\nmore efficient models is incentivized and offers a more attractive financial alternative than continuing to operate\nwith old equipment. In order to incentivize repowering, we request to define a methodology that\nallows estimating a repowering factor to be considered within the setting of\ntariffs.\n\nResponse\n\nThis position is outside the scope of this proposal to modify\n\nthe private generation methodologies. Tariff fixations are per industry; individual\nfixations are not carried out.\n\nPosition 3. Regarding the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric\ngeneration plants\", the following comments are presented:\n\nPosition 3.1. Related provision: methodology - \"Operating costs\" Comment: According\nto the methodology, the operating cost value is determined through the exercise of a\nregression based on data on investment costs and installed capacity included in a\nsample of national hydroelectric projects; however, it is necessary to indicate the type of\nregression to use, as well as the sample to use in order to obtain more representative\nand reliable results.\n\nRequest: Establish and publish a single sample with data from national hydroelectric projects\nto use for estimating operating costs annually; this sample must be used\nconsistently for subsequent fixations, clearly indicating the price index to\nuse, as well as the procedure for updating costs. Regarding the regression to\nuse, it has been identified that logarithmic regression better represents the curve that\nrelates installed capacity and operating costs, so it is suggested to establish this as\nthe regression to use. Additionally, the sample to be used for cost estimation, the price index to be used, as well\nas the updating procedure, the regression to be used (in case our proposal is not accepted)\nand the calculation procedure thereof (indicating exclusions from the sample) must be published annually, and prior to the setting of\ntariffs, in order to give transparency to the process and accept positions from the affected parties regarding that sample, before\nthe fixation.\n\nResponse\n\nThe information available for updating operating costs based on\ninstalled capacity and operating costs may vary from one tariff fixation to another;\nlikewise, the amount of information available for the calculation, so it is not\n\nappropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between\n\ninstalled capacity and operating costs. Similarly, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, does not exempt them from having these calculations be very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, it does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nRegarding the sample, a response has been given in position 2.1 of this section.\n\nPosition 3.2. Related Provision: methodology - Financial Leverage. Comment: The methodology establishes that for estimating the debt-to-equity ratio, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant that is available at ARESEP must be used. However, according to the \"Declaratoria de confidencialidad gestión de contratos para compra de energía al amparo del capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas\" recently published by ICE, the financial documentation referring to the availability of the financial resources necessary to complete the project studies is declared confidential; therefore, the information on financial leverage is not public, which is not in line with what is established by ARESEP in the proposed modification, in which it clearly indicates that the sources of information must be public and reliable. Request: Continue using the current leverage value of 75%.\n\nResponse\n\nThis position falls outside the scope of the proposed methodological modification.\nFurthermore, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion\n\nby technicians, due to the type of information available or its variability,\ndoes not exempt them from having these calculations be very well justified when\n\napplying the model and calculating the rate, and on the other hand, it does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nPosition 3.3. Related Provision:\nmethodology - Environmental Factor\n\nComment: Law 7593, in its Article 31, establishes that the criterion of environmental sustainability, as well as environmental costs and services, must be elements to consider in setting public service rates. Additionally, ARESEP has already identified the need to establish an environmental factor in public service rates, as well as instructions for the environmental factor proposal to be defined and included in the rate;\n\nhowever, the definition of the environmental factor has been postponed indefinitely, and it has not been possible to include it in rate setting.\n\nRequest: Initiate the call and public hearing procedure for the approval and establishment of the methodology for estimating the environmental factor for its prompt inclusion within the rate setting for both new projects and existing renewable generation projects.\n\nResponse\n\nThe position\nis outside the scope of the\npresent proposed modification to the private generation methodologies.\n\n10. Desarrollo Solar Papagayo and Desarrollo Solar Nacascolo, represented by Enrique Alberto Morales González, identity card number 1-0606-0457. President with powers of generalísimo legal representative in both companies\n\nPosition 1.\n\nThe rate proposed to be used for plants producing with non-conventional energy sources for which no specific methodologies are defined -\n\nas in the case of solar energy-, as it is currently proposed, is inadvisable because each generation medium possesses technical and economic characteristics that substantially differentiate them, and which will be analyzed in the following sections.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option to new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the rate band for hydro plants, not their structure.\n\nPosition 2. Plant Factor\n\nIn the methodology for calculating new hydroelectric rates, a Plant Factor of sixty percent (60%) is used, which is far from the reality for solar energy, since in this technology the plant factor is around fourteen to twenty-three percent (14%-23%).\n\nResponse\n\nThe analysis of the plant factor is outside the scope of the present methodology.\n\nPosition 3. Operating Costs\n\nThe plant operation and maintenance costs proposed by ARESEP are two hundred sixteen dollars per kilowatt ($216/kw), again taking hydroelectric generation as a reference. However, these operating and maintenance costs, in the case of solar energy, are considerably lower, as they are around fifty dollars per kilowatt ($50/kw), thus, the use of the operation and maintenance costs of hydroelectric technology would eliminate any competitive advantage of solar energy over hydroelectric.\n\nResponse\n\nThe present methodology proposes to broaden the scope of the rate methodologies set for private hydroelectric projects, to be used in rate setting for non-conventional energy sources such as solar and generation using solid waste, only on a transitional basis while ARESEP develops the respective methodologies. In this regard, further detail is provided in position 1 of this section.\n\nPosition 4. Unit Investment Amount\n\nThe investment for hydroelectric projects is on average three thousand seventeen dollars per kilowatt ($3017/kw), while for a solar plant this cost is reduced to an amount around two thousand five hundred dollars per kilowatt ($2500/kw), a decrease that again would not be reflected in the rate.\n\nResponse\n\nIn position 3 of this section, a response to the issue has been provided.\n\nPosition 5.\n\nWhen calculating the investment amount considering only hydroelectric projects, the standard deviation lacks a basis for solar projects. This is crucial because said deviation is what dictates the size of the bands, and setting the rate only considering hydroelectric energy particularly harms other technologies such as solar energy.\n\nWhen performing an exercise using this rate calculation methodology and entering variables specific to solar technology, we obtain a rate that is around seventeen dollar cents per megawatt hour ($0.17/kwH).\n\nResponse\n\nIn position 3 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.\n\nPosition 6.\n\nPetition: For the reasons stated, we request that the proposed calculation methodology be rejected and that instead, differentiated rates be set for each technology, taking into consideration the particularities specific to each one.\n\nResponse\n\nIn position 3 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste. The recommendations are taken into consideration for the methodological development that ARESEP carries out in the area of solar generation and generation from solid waste.\n\n11. Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), represented by Carlos Meza Benavides, Identity Card number 1-1016-764, judicial and extrajudicial representative\n\nPosition 1. Technical Foundation\n\nSolar and hydroelectric technologies have important differences related to their costs and operation, which, according to our legislation, must necessarily be recognized in the rate models.\n\nThe application of the rate model for new hydroelectric plants to solar generation plants, as suggested by ARESEP in the present proposal, lacks technical foundation because it does not explain how it will reconcile these differences. From our perspective, there are variables that are very different and could significantly affect the final rate.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option to new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the rate band for hydro plants, not their structure.\n\nPosition 1.1.\n\nSolar radiation is available only during daylight hours, and its plant factor depends on the solar radiation conditions of each location; these values usually range between 15 - 28% (according to OpenEI, an open online platform that collects information on renewable energy from various sources around the world). Other studies (IEA, 2010) cite ranges between 11 - 23% depending on the location; IRENA mentions 20% as an average (IRENA, 2012); among many other sources. In the methodology for calculating new hydroelectric rates, a plant factor of 60% is used. This is very far from reality in the case of solar energy, since in this technology the plant factor is around 17%-20%.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.\n\nPosition 1.2.\n\nOperating Costs: These refer to the operation and maintenance costs of a plant. In this case, $216 per kW is considered, which is very far from solar costs, which should be around $50/kW.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.\n\nPosition 1.3.\n\nLevelized cost of electricity: Given the differences in operation and maintenance costs existing between new hydroelectric plants and photovoltaic power stations, as well as their difference in plant factor previously stated; this makes the levelized cost of electricity, e.g., how much it costs to generate 1 kWh, differ considerably, and as ARESEP has done, there must be a differentiation by technology.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.\n\nPosition 2.\n\nThat the rate model for new hydroelectric plants approved by resolution No. RJD-152-2011 of August 10, 2011, not be applied to establish rates for electricity generation with PV systems.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.\n\nPosition 3. Disregard of the general principles for rate setting\n\nIn accordance with Article 31 of the Law of the Regulatory Authority for Public Services, Law No. 7593, rate setting must be established based on objective principles that consider the model production structures for each public service, technology, service possibilities, and the size of the service providers. Additionally, the principle of service at cost must be observed, as well as criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and efficiency.\n\nFor its part, Article 22 of the Sectorial Regulation for Electric Services, Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC, establishes:\n\n\"Rates shall have the purpose of recovering the costs of operation, those associated with replacement, maintenance, and a reasonable profitability for the electric industry; in addition, they must allow obtaining the necessary resources to use the technologies that guarantee the best quality, continuity, and security of the same\"\n\nArticle 23 states that based on the principles, objectives, and obligations established in Law No. 7593, ARESEP must approve and control the rate structure and rates for services, in a manner that allows for optimal operation, economic efficiency, service supply at acceptable quality levels, and the expansion and improvement of the service; at the lowest cost and in accordance with the market needs for electric energy services.\n\nIn recital vi) of the justification for the proposal under analysis, ARESEP noted that \"the country has no experience in generation with state-of-the-art PV cells.\" Consequently, \"ARESEP must resort to the support of external specialists to develop rate methodologies.\" That is, ARESEP acknowledges that it currently does not have the technical capacity to make complex decisions on this issue.\n\nIn this sense, we are concerned that ARESEP does not have objective, updated, and representative information to adapt the proposed model to generation with PV systems. Therefore, it is stated that the application of the proposed model does not guarantee the application of the basic principles established by the legislation. That is, the application of the rate model as proposed does not guarantee the establishment of the rate objectively; it is not predictable that the rate will reflect \"reasonable profitability for the electric industry,\" nor does it assure users that the rate was established following principles of service at cost and economic efficiency.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position.\n\nPosition 4. Ineffective measure to fulfill the purpose of facilitating the development of solar energy sales markets.\n\nIn recital vii) of the justification for the proposal under analysis, ARESEP envisions this measure as an option to facilitate, from its scope of authority, the development of electricity sales markets with clean sources. We believe it is very likely that this measure is not the most suitable to promote the generation and sale of solar energy as ARESEP intends.\n\nResponse\n\nIn position 1 of this section, a response has been provided to this position. It is emphasized that the measure is transitional until such time as ARESEP has developed the rate methodologies for solar generation sources.\n\n12. El Ángel S.A., represented by Domingo Argentini Alfayate, identity card 8-076-703, with powers of generalísimo legal representative\n\nPosition Arguments: Our arguments refer to point c) of the proposed change, which contains the proposed modifications to the \"Reference rate methodology for new private hydroelectric generation plants, approved by resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011\". Specifically, we will refer to two topics:\n\nPosition 1. Regarding the definition of a new plant\n\nLegal vacuum for setting the rates of plants reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure\n\nPosition 1.1\n\nCurrently, ARESEP sets rates for hydroelectric plants based on two methodologies:\n i) methodology for existing hydroelectric plants approved by resolution No. RJD-009-2010 of May 7, 2010 (hereinafter, \"methodology for existing plants\"), ii) methodology for new hydroelectric plants, according to resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011 (hereinafter, \"methodology for new plants\").\n\nThus, currently, any hydroelectric energy generator that has an energy sales contract with ICE must adopt either the rate set according to the methodology for existing plants, or the rate set according to the methodology for new plants.\n\nHowever, there is a type of plant that is not regulated within the scope of ARESEP's rate-setting methodologies; those hydroelectric plants that have been entirely replaced or reconstructed due to force majeure or unforeseen circumstances. According to ARESEP's current regulation, a hydroelectric plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure cannot be considered existing or new, because the reconstruction implies the renewal of the majority of its tangible and intangible components.\n\nTherefore, it is stated that there is a regulatory vacuum that ARESEP must remedy, as based on Law No. 7593 and Decreto Ejecutivo No. 29847-MINAE-MEIC, it is obliged to set rates for hydroelectric plants that must be reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure.\n\nDue to the foregoing, the application of the methodology for existing plants to a reconstructed hydroelectric plant would be illegal, as said model would regulate a reality completely different from that of a plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure. This would result in an insufficient rate to cover generation costs.\n\nResponse\n\nThe topics addressed in this position are outside the scope of the present proposed modification to the private generation methodologies. However, it should be clarified that once the plants begin to generate, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of the non-renewal of the contract if it is less than 20 years.\n\n(...)\"The 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 rates is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. That risk is reduced, as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\"(...)\n\nOn the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the rate established in that methodology would apply.\n\nPosition 2. Regarding the definition of a new plant included in the Proposal Position 2.1\n\nGiven the situation described, ARESEP must apply the methodology for new plants to hydroelectric plants that have been reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure. There are several criteria accepted by doctrine to determine what constitutes unforeseen circumstances and force majeure 22:\n\n2 Tribunal Contencioso Administrativo, Sección I, resolution No. 319 at 11:00 hours on October 12, 2001.\n\n. Origin of the event: force majeure would be due to a natural event, whereas in the case of unforeseen circumstances it would be a human event.\n\n. Degree of unforeseeability of the event: unforeseen circumstances is an unforeseeable event; but even using diligent conduct, if it had been foreseen it would be unavoidable. Force majeure is an event that, even if it could be foreseen, is unavoidable.\n\n. Sphere in which the event takes place: if the event takes place, originates, within the company or affected circle, we would be in the presence of unforeseen circumstances. If the event originates outside the company, or affected circle, with such violence that, considered objectively, it falls outside the unforeseen circumstances that should be foreseen in the ordinary course of life, we would be in the presence of force majeure.\n\nIn summary, force majeure is foreseeable but unavoidable and responds to natural events, while unforeseen circumstances are unforeseeable but avoidable and are due to events of a human nature.\n\nAs will be seen, from a legal and economic-accounting point of view, a hydroelectric plant that has been newly constructed in its entirety is a new building, and therefore the application of the methodology for setting the rate for new hydroelectric plants is reasonable, since it closely reflects the reality of a plant reconstructed in its entirety.\n\nResponse\n\nIn position 1.1, a response to the issue raised is recorded.\n\nPosition 2.2. Definition for new plants\n\nARESEP's Proposal includes a definition of a new plant. However, we oppose the definition of a new plant suggested by this Proposal, as it does not solve the regulatory vacuum since it does not include plants reconstructed in their entirety due to unforeseen circumstances or force majeure. The proposed definition of \"new plant\" is as follows:\n\n\"A 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\nThis definition is inappropriate for the following reasons:\n\na) The definition refers to investment in physical capital. However, the term \"physical capital\" is not used in financial-accounting literature, and is nonexistent in international accounting and financial standards, thus interpretative work would be necessary to define what physical capital is.\n\nThe definition does not provide clear, objective, and determining criteria to regulate which plants could be considered new and which should be considered existing plants in the event that, due to a force majeure or unforeseen circumstances event, the plant must be rebuilt.\n\nOn the contrary, the definition allows for the possibility that even though a plant was entirely rebuilt because all the previous civil works were destroyed by a natural event or any other cause of force majeure or unforeseen circumstances, it might not be considered new because it is located on land that was used by the damaged plant and therefore, could be considered to have already participated in some \"electricity production process.\" This is even more feasible given the absence of a clear concept of what \"physical capital\" is.\n\nb) Absence of technical justification for the grammatical formula of a new plant. Besides the term physical capital being nonexistent or at least unusual in accounting and finance, the Proposal does not justify the reasons for arriving at that grammatical formula, which makes it even more difficult to understand if the methodology for new plants applies to generators with plants in situations like the one mentioned, and if not, what are the technical reasons that led ARESEP to exclude them, or at least not to include them temporarily while a methodology that fully adjusts to their reality is developed. The latter is highly relevant since precisely in this Proposal, ARESEP, in order not to leave out the generation of electricity from other sources, proposes to apply, at least transitionally, the methodology for new hydroelectric plants to power stations that generate from other sources not regulated rate-wise, while a methodology that adjusts to their reality is enacted.\n\nc) All of the foregoing generates uncertainty and will likely cause ARESEP to have to continue intervening to decide on a case-by-case basis whether a plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure is considered new or not. This is not only contrary to the logic of the proposal, which consists of regulating industries and not companies, but also undermines the legal certainty of the private generator, as it has no certainty that its new investment will be recognized in the rate.\n\nResponse\n\nIn position 1.1, a response to the issue raised is given.\n\nPosition 2.3. Justification for why a hydroelectric plant that has suffered a force majeure or unforeseen circumstances event and has been newly constructed should be considered as new.\n\nAs will be seen below, there are objective criteria for considering a hydroelectric plant as new when it has been newly constructed to replace a plant that suffered from unforeseen circumstances or force majeure.\n\nPosition 3.1. Accounting Justification\n\nAccording to International Accounting Standard 16 (IAS 16), whose objective is \"... to establish the accounting treatment applicable to fixed assets, so that users of financial statements can learn about the investment that the entity has in fixed assets, as well as the changes that have occurred in said investment,\" an item is recognized as property, plant and equipment (term equivalent to fixed asset) when it is \"probable that the entity will obtain the future economic benefits derived from it; and ... (b) the cost of the asset to the entity can be measured reliably.\"\n\nAnother definition provided by IAS 16, complementary to the previous one, defines property, plant and equipment or fixed assets as those \"tangible assets that: (a) are held by an entity for use in the production or supply of goods and services, for rental to others, or for administrative purposes; and (b) are expected to be used during more than one period.\"\n\nAs can be inferred from the foregoing, a hydroelectric plant is a fixed asset insofar as it allows the generator to obtain economic benefits from its operation that enable it to produce a good over several periods; in addition, its cost can be measured.\n\nWhen this fixed asset suffers damage caused by unforeseen circumstances or force majeure, that damage can be of different magnitudes. For the purposes of the Proposal and this Position, we are interested in serious damage.\n\na. Derecognition from books\n\nAccording to International Accounting Standards, an item considered a fixed asset ceases to be so when it can no longer generate economic benefits because it cannot be used to produce goods.\n\nPrecisely, when a hydroelectric plant suffers from causes of an event that is considered unforeseen circumstances or force majeure, as mentioned, it ceases to be a fixed asset as it cannot generate economic benefits because it cannot produce goods. As the asset is completely unusable, it must be derecognized from the books for two reasons:\n\nInternational Accounting Standard 36 (IAS 36) establishes that an impairment loss is the amount by which the carrying amount of an asset exceeds its recoverable amount. In the absence of a recoverable amount, the loss is 100% of the carrying amount. IAS 36 establishes that the carrying amount of an item of fixed assets shall be derecognized from the accounts when it is disposed of or when no future economic benefits are expected from its use or disposal. The destruction of the asset makes the generation of future benefits impossible.\n\nIn these cases, the plant is retired from the accounting books.\n\nb. Reversal of an impairment loss\n\nThere are cases where the damage is equally severe to the point that it leaves the hydroelectric plant unable to generate economic benefits, but it is possible to recover some of its component assets.\n\nThe recovered value of the assets cannot be considered as a fixed asset, nor can it even be considered as a restoration of the useful life of the plant, since they do not by themselves constitute an identifiable group of cash-generating assets and are dependent on other assets or production lines to generate such economic benefits.\n\nThe rendering unusable of the plant by an event classified as a fortuitous event or force majeure does not allow the asset to be reused for production, nor does it allow changes to be made to the estimates used to determine the recoverable amount of the destroyed asset; instead, it is always declared a total or near-total loss. Therefore, it is never possible to effect a reversal of the fixed asset loss in the accounting books. The only way to reestablish operations is through the construction and acquisition of almost all the benefit-generating units that did not participate in the previous operation and that have been rendered unusable by the fortuitous event or force majeure.\n\nc- The construction of a new plant, even on the site where the other one was located, is considered a new plant for accounting purposes\n\nIn both of the aforementioned situations, the IAS establish that when a fixed asset (hydroelectric power generating plant) has ceased to generate economic benefits, even when it is possible to salvage some of its assets and the generator decides to rebuild it, its recognition in the accounting books will not be made as a revaluation or recapitalization of the old asset since it disappeared, but rather it is recorded as a completely new asset. Therefore, from an accounting and financial standpoint, it is a new plant.\n\nJustification based on insurance regulations: The legal and technical regulations regarding insurance follow the guidelines laid out by the IAS mentioned previously.\n\nWhen a hydroelectric plant has suffered damage resulting from an event qualified as a fortuitous event or force majeure, for insurance purposes it is considered a total loss of the fixed asset when the costs of its repair are equal to or greater than the value of the goods immediately before the occurrence of the loss, which coincides with what IAS 36 establishes, as already discussed.\n\nHowever, there are insurance policies that establish a loss percentage from which they declare total loss, for example: http:/www.sugese.fi.cr/polizas_servicios/generales/G06A08369_Proteccion_Hogar Colones.p df\n\nThe insurance contracts for completed civil works (hydroelectric plants), under which the indemnity for the loss in hydroelectric plants is paid, provide for this loss valuation rule in article 18 of the product registered under number G06-44-A01-140\n(http:/www.sugese.fi.cr/polizas/generales/versiones_anteriores/g06-44ª01 140_seguro_obra\ncivil_terminada_dolares.pdf).\n\nArticle 18, subsection b, paragraph iii of the mentioned policy states literally:\n\nArt. 18, subsection v, paragraph iii, the following: \"(.) However, if the costs for a damage are equal to or greater than the value of the goods immediately before the occurrence of the loss, this shall be adjusted according to the preceding subsection b\".\n\nThe same rule is established in the insurance policy that the INS has for all types of constructions in its article 22, page 17:\n(http:/www.sugese.fi.ce/polizas_servisios/generales/G07-29-A01-023-VLCR Seguro_Todo_\nRiesto_Construccion_Dolares.pdf)\n\nJustification based on the definition of \"new\" given by the Real Academia Española According to the Dictionary of the Real Academia, \"new\" is understood as something:\n\n\"/. adj. Recently made or manufactured.\n2. adj. Seen or heard for the first time.\n3. adj. Repeated or reiterated to renew it.\n4. adj. Distinct or different from what existed before or was previously learned.\n5. adj. That supervenes or is added to something that existed before.\n6. adj. Recently incorporated into a place or group. He/she is new at the school.\n7. adj. Beginner in a profession or some activity.\n8. adj. Said of an agricultural product: From a very recent harvest, as opposed to that stored from previous harvests. New potatoes, new wheat, new corn.\n9. adj. Said of a thing: That is little or not at all deteriorated by use, as opposed to old....\"\n\nIn accordance with the previous definitions, the construction of a hydroelectric plant can be qualified as \"new\" when it is \"recently made...\" regardless of whether another equal or similar project existed there previously, or whether it is being rebuilt.\n\nAs can be inferred from definition 9, the difference between something \"old\" and something \"new\" has to do with the time and the use that has been given to the object. According to the definition, something new is a thing that has little use or is little deteriorated by its use.\n\nIn this way, it is easily identifiable how the concepts provided in insurance and linguistic matters are coincident, since when a fixed asset affected by an event considered force majeure or a fortuitous event ceases to generate future economic benefits and its replacement value is equal to or higher, it is declared a total loss and therefore retired from the accounting books, thus ceasing to exist for accounting purposes. If a fixed asset similar to the destroyed one is built, it cannot be considered, in accounting, in insurance matters, or by the Real Academia, as something old, but rather it is new because, according to the latter, it is recently made and has little use or deterioration.\n\nPosition 4. Modifications to the Proposal\n\nWe consider that the previously noted drawbacks of the Proposal can be solved by making the following modifications to the definition of a new plant.\n\nPosition 4.1. Replace the term \"physical capital (capital físico)\"\n\nThere is broad consensus in the economic literature on the definition of \"capital\" and \"fixed assets\" (activo fijo) or \"tangible fixed assets\" (inmovilizado material). However, we did not find an official or univocal definition of \"physical capital\" (capital físico). It is possible that ARESEP considers capital to be synonymous with fixed assets. However, it is not clear what physical capital means, as clear references are not found in the literature or in accounting and financial standards, making it an indeterminate concept that detracts from the clarity and precision of the definition of \"new plant.\" Consequently, to reduce the scope for subjectivity and indeterminacy, we suggest replacing the term physical capital (capital físico) with \"fixed assets\" (activo fijo), which is clearly defined by accounting standards.\n\nIn accordance with IAS 16, an asset is considered a fixed asset if it meets two criteria: i) it allows the entity to obtain future economic benefits derived from themselves, and ii) its cost can be reliably measured.\n\nResponse\n\nPosition 1.1 provides a response to the issue raised.\n\nPosition 4.2.\n\nInclude accounting criteria to determine whether a plant rebuilt due to a fortuitous event or force majeure is new or existing for purposes of setting the tariff for the sale of energy to ICE.\n\nIf a fixed asset such as a hydroelectric generation plant is rendered completely unusable for generating future economic benefits due to a fortuitous event or force majeure, in accordance with IAS 36, it ceases to be an asset and must be derecognized in the books for several reasons:\n\n§ The impairment loss is the amount by which the carrying amount of an asset exceeds its recoverable amount. In the absence of a recoverable amount, the loss is 100% of the carrying amount.\n§ The destruction of the asset makes the generation of future benefits impossible, causing it to physically disappear as a productive unit.\n§ Due to the destruction of the asset, it is declared a total loss, preventing the possibility of reversing the loss.\n\nWe consider that using an accounting criterion as the main decision criterion to determine whether a plant built after a power generation plant was totally affected by an event considered a fortuitous event or force majeure is new or not, is sufficiently precise and appropriate to make the decision for the following reasons:\n\n· It is an objective criterion defined by international standards accepted and applied globally, and it is the basis for other standards, as in the case of insurance. This reduces the margin for interpretation and indeterminacy that other criteria may generate.\n· If a total loss is declared, the next asset will necessarily be new. This also implies that said asset has independent financing.\n· It avoids defining a loss percentage, following the standard's criterion, which simply states whether the asset is available to continue generating future benefits or not. If it is not, it will be derecognized in the books, and what is subsequently done with it will be another asset, which will be valued and recorded as something independent in the books, and will also be depreciated as if it were an independent asset.\n\nResponse\n\nPosition 1.1 provides a response to the issue raised.\n\nPosition 4.3.\n\nThe inclusion of a definition of a new plant that encompasses those hydroelectric power generation plants that have been built after an event considered a fortuitous event or force majeure must be included in the methodology to comply with the precepts of the Law.\n\nWhile it is true that the methodology for new hydroelectric plants was originally conceived to incentivize new investment, we consider that the inclusion of the aforementioned does not conflict with that objective, and on the contrary, in the absence of a specific methodology for these plants, serious harm would be caused not only to the generators in that situation, but also to the public interest and the public service.\n\n1. As has been seen, a hydroelectric plant built after a fortuitous event or force majeure event is, from an accounting, economic, and financial standpoint, a new plant. Applying the methodology for existing plants to it is not only unjustified and contrary to the rules of science and technique represented in this case by the cited accounting and financial standards, but it also makes an investment of this type impossible.\n\n2. When a hydroelectric plant goes out of operation due to events considered fortuitous event or force majeure, the electricity supply and therefore the public service are affected. The activity of generating electric energy is of public interest, so the restoration of the damaged plant must also be considered of interest.\n\n3. Although the new plant is replacing another, in the financial accounting sense, it is a new investment, comparable to the investments that are sought to be incentivized with the methodology for new plants.\n\n4. It is clear that this initial objective has been surpassed, and due to the reality the country is experiencing, there is interest from both the public and private sectors in incentivizing energy generation from renewable sources in general, to the point that the Proposal proposes to increase the scope of the methodology for new plants, plants that generate electric energy from other sources and that currently have no methodology regulating them. We consider then, with even greater reason, that ARESEP must include in its Proposal the situation of hydroelectric plants that have been built due to fortuitous event or force majeure events that destroyed the previous plant, based on objective criteria as indicated.\n\nFinally, the following wording is proposed for the definition of \"new plants.\"\n\n\"It is understood as a new plant, one whose investment in fixed assets (activo fijo) 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 and sale contract or for self-consumption purposes.\n\nWhen an existing plant has been affected by an event considered a fortuitous event or force majeure to the point that the fixed assets (activo fijo) or tangible fixed assets (inmovilizado material) cannot generate economic benefits for the generator and must be retired from the books in accordance with international accounting standards, and this motivates the construction of a new plant for the production of electricity, this shall be considered a new plant and therefore all the regulations that this resolution governs as such shall be applied to it.\"\n\nResponse\n\nPosition 1.1 provides a response to the issue raised.\n\nPosition 5 Specific observations for the reference tariff methodology for new hydroelectric generation plants.\n\nPosition 5.1. Operation and maintenance costs (Costos de explotación).\n\nThe Proposal suggests modifying the methodology so that, instead of the exponential regression, the best function relating installed capacity to operation and maintenance costs (costo de explotación) is used.\n\nObservations:\n\na) This change will generate a negative adjustment in the tariff due to a change in methodology, as analyzed in official communication DEN-237-2012, page 61:\n\n\"It is important to note that the regression that should be used is the one that best fits the curve according to the available information, which in this case is the power regression, which has an R2 of 72.56% versus an R2 of 59.32% for the exponential regression. With the power regression equation, the operation and maintenance cost (costo de explotación) would be $174.85 instead of the $216.08 resulting from using the exponential regression; in the tariff band, this is reflected in a variation of between eleven and six percent more. Despite this, the exponential regression is used because it is indicated in resolution RJD-152-2011.\"\n\nARESEP will generate a clear detriment to the service providers due to this adjustment that was known to the regulator when defining the tariff bands and that was not corrected in the initial setting.\n\nb) The adjustment will be at the analyst's discretion, and the objectivity that currently exists in the tariff methodology is lost. If it is decided to maintain this change without specifying the curve to be used, the procedures that the analyst will follow to determine the best-fit curve must be clearly established, that is, the criterion that will be used to select the curve, the curves that will be evaluated, for example.\n\nResponse\n\nThe information available for updating operation and maintenance costs (costos de explotación) based on installed capacity and the operation and maintenance costs may vary from one tariff setting to another, likewise, the amount of information available for the calculation. Therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operation and maintenance costs (costos de explotación). Similarly, as statistical and econometric procedures establish, the coefficient of determination is only one indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; other classic problems of regression models must be ruled out in order to use the model's results in point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not exempt them from having to be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations made.\n\nPosition 5.2.\n\nThe methodology does not define the source of information to be used to determine the cost references, that is, the provider of the information on the operation and maintenance costs (costos de explotación) data for the sample of the country's hydroelectric plants. These sources of information must be clarified.\n\nThe methodology must establish only capacities that are representative for the analysis. Clearly, in the sample used for the current tariff band setting, projects with capacities greater than 60 MW have economies of scale and lower operation and maintenance costs per MW that are not possible in projects with capacities less than 20 MW.\nThe sample used is not representative for the analysis of plants with limited capacity as defined in Law 7200, that is, projects whose capacity does not exceed 20 MW, and it is important that the methodology limits the references to projects that are similar to those authorized by law and for which the generic methodologies are defined.\n\nResponse\n\nThe exclusion of extreme values for operation and maintenance costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic, as established by the General Law of Public Administration.\n\nPosition 6. General observations for profitability on capital contributions\nPosition 6.1. Risk-free rate\n\nThe methodology must clearly establish the term of the bond that will be used to determine the risk-free rate. If the analysis is considering a 20-year economic life for the project, the bond to be used should be consistent with this term and the 20-year reference should be used.\n\nResponse\n\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.\n\nPosition 6.2. Extension of the historical series, frequency of observations, and projects\n\nThe methodology establishes the following:\n\n\"the source of information chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the extension of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the most recent 5 years for which information is available). In case, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years, equal for all variables, will be used.\"\n\nObservations:\n\nThe text is unclear, and we understand that it involves taking a simple average of 60 monthly observations from the last 5 years. If the methodology will only consider 5 observations, this data sample is insufficient for some variables and can generate abrupt changes in the tariff, which can cause significant harm to the consumer or affect the financial equilibrium of the service-providing entities, due to temporary conditions in the environment. In our judgment:\n\n· The sample of 60 data points is valid for the risk-free rate and the risk premium. Monthly data and sufficient public information exist to make this information available.\n· Damodaran's unlevered beta already considers 5 years of monthly observations, so the latest published reference should be taken. In general, the betas that are normally published consider 5-year averages, and it is information that is available.\n· In the case of the country risk premium, Damodaran publishes one or two annual references. For this case, if it is decided to maintain this source, the amount of information will be limited.\nA different methodology can be used to determine the premium of the risk-free rate of a Costa Rican bond versus the Treasury bond. In this case, sufficient historical information could be available to work with an average of 60 observations.\n\nResponse\n\nThis methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as a source of information, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a rate of return for a period of time deemed adequate.\n\nAnnual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for the 5 years prior to the tariff setting.\n\nPosition 6.3. Sources of information\n\nObservations:\n\na) Damodaran or Ibbotson are very broad sources of information that must be delimited and justified for each of the variables: risk premium, country risk premium, and unlevered beta.\n\nAs an example, for the betas, the methodology does not specify the industry to be used, which is understood to be electricity. It is also not clarified whether the beta used is the global one or that of some region or country published by Damodaran. It is also not clarified whether the unlevered beta source has or does not have an adjustment for cash, as determined in Damodaran.\n\nIn the case of Ibbotson, for the beta, the SIC to be used and the unlevered beta to be taken (the mean, that of large or small companies) must be specified.\n\nIt is recommended that the source of information be precise and that the regulator clarify the reasons for using the references.\n\nThis lack of precision does not allow simulations to be performed or historical variations to be understood with precision. It is recommended that ARESEP provide the public with information on these historical references to review the integrity of the information used.\n\nb) Damodaran is a reference that may contain calculation errors, as warned by the author (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacavear.htm).\n\nARESEP must verify the calculations made and validate that they are correct, especially when significant variations occur between tariff settings. For example, inconsistencies have been identified in the calculation of betas in the references published by Damodaran, which must be analyzed carefully.\n\nResponse\n\nThis methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as a source of information, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a short-term rate of return consistent with the annual information presented in the particular case of Damodaran.\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" Leaving open the possibility that if one of these sources becomes unavailable, another public and reliable one will be used. This allows for the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each setting, ARESEP has the duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the General Law of Public Administration, and the value of the index to be used so that it is known to all stakeholders involved.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid sources, ARESEP will make available the information used in each tariff setting for public knowledge. As presented in the methodology, in the case of using Ibbotson, it is indicated that it will be the specific point value for the CAPM.\n\nPosition 7. Aspects omitted in the methodology that must be incorporated\n\nNew investments made by the service provider (prestatario del servicio)\n\nThe tariff models for the electricity sector do not recognize or define the costs to be recognized to the service provider for environmental services (servicios ambientales), which is one of the aspects and criteria that the setting of public service tariffs must contemplate (Ley 7593, article 31): Likewise, when setting public service tariffs, the following aspects and criteria shall be contemplated, when applicable:\n\na) Guarantee financial equilibrium.\nb) Recognition of the cost schemes of the different project financing contracting mechanisms, their special forms of payment, and their effective costs; among them, but not limited to, type B schemes: (build and operate, or build, operate and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.\nc) Protection of water resources, costs, and environmental services (servicios ambientales).\n\nThis issue has been recognized by the Regulator as an element that is an integral part of the methodologies and tariff settings. However, this definition continues to be postponed, affecting the service provider. This definition is necessary and must be an integral part of the analysis being carried out on the different methodologies, because not doing so affects the quality of service the provider can offer or its economic equilibrium.\n\nResponse\n\nThe issues raised in this position are outside the scope of the methodological proposal submitted for hearing. However, they are taken into account, and their relevance will be reviewed in future methodological modifications.\n\n13. Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr. Luis Enrique Pacheco Morgan, identity card 1-462-902, electricity manager with powers of generalísimo attorney-in-fact.\n\nPosition 1.\nRequests defining the term of the United States of America Treasury bonds used in the information source for the risk-free rate (Kl) variable. It states that the term is not indicated, i.e., 5 years, 10 years, or 20 years. The internet address:\n\"http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\", does not allow a direct link\nto the risk-free rate (Kl) information; furthermore, the page presents different options for term and type of bonds, which allows for different interpretations. Given the above, it requests establishing the internet address and indicating the page and the steps to follow so that it allows one to arrive directly at the indicated information without giving rise to interpretations.\n\nResponse\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM, which appears at the electronic address noted. However, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.\n\nPosition 2.\nIt states that the internet address http://www.stern.nvu.edu/~adamadar, directs to a page where different options for risk premium (PR) and beta appear, making it inflexible and difficult to locate the information. It requests that, in the case of the risk premium (PR) information obtained from Dr. Aswath Damodaran, the page be shown and the steps to follow to be able to locate the indicated indices.\n\nResponse\n\nThe position is partially accepted, in the sense of specifying in greater detail how to identify the risk premium to be used from any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.\n\nThe methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the event Damodaran is used as an information source, it is considered appropriate to provide the link to the website and not a specific email address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable used is called Implied Premium (FCFE).\n\nPosition 3.\n\nIndicates that the alternative source used for the risk premium (prima de riesgo, PR) variable from the \"Ibbotson cost of capital Yearbook\" is not freely accessible, as it requires payment for its acquisition, meaning there is no access to corroborate the indicated information. Because of this, it requests that ARESEP make the information available to interested parties so that the process is transparent and all those involved in the process have the necessary information available to establish the variables accurately.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables (Risk Premium (prima por riesgo, PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (Beta desapalancada, bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" This leaves open the possibility that if either of these sources ceases to be available, another public and reliable source will be used. This allows the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being priced.\n\nThe foregoing is provided that the technical reason for doing so is justified and argued. In each setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, require payment, ARESEP will make the information used in each tariff setting available for public knowledge.\n\nPosition 4.\n\nRequests expanding the historical period to obtain the different averages for the variables used in the calculation of the risk-free rate (tasa libre de riesgo, Kl) and the risk premium (prima por riesgo, PR), as well as determining information sources that have historical data series of 10 years or more. States that ARESEP currently does not have information sources containing historical data series longer than 5 years, which could be biasing the information, caused by a specific stage of the economic cycles. These biases tend to be reduced when using longer periods. According to the above, and given that the historical average data of variables such as risk premium, beta, and country risk are indicative for estimating expected returns, it indicates that it is considered appropriate to use a period of 10 years or more.\n\nResponse\n\nThis methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the CAPM calculation. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as an information source, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a rate of return that provides greater stability to the involved actors, as it minimizes possible abrupt changes in the very short term.\n\nAnnual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for the 5 years prior to the tariff setting.\n\nPosition 5.\n\nClarify the concept of financial leverage (apalancamiento financiero) and its calculation formula indicated in the 5 methodologies. States that according to the proposed version, the formula (Relationship of debt and equity) (D/Kp) is expressed as D/Kp = Y/1-Y, where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero).\n\nResponse\n\nFinancial leverage (apalancamiento) refers to the ratio of debt to equity capital contributions.\n\nPosition 6. Regarding the reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, approved by Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta N.° 168 of September 1, 2011, and modified by Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta N.° 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012 of February 29, 2012, published in La Gaceta N.° 74 of April 17, 2012.\n\nPosition 6.1.\n\nStates that the Regulatory Authority, by modifying the scope of this methodology, establishes that it can be used for; in addition to new purchase-sale agreements generating from a hydroelectric source, purchase-sale agreements for energy from new plants producing with non-conventional sources, for which a specific tariff methodology does not yet exist. Therefore, it can be inferred that private purchase-sale agreements generating with solid waste and with a photovoltaic system, being non-conventional, can have this methodology applied. Likewise, it indicates that it is not clear what ARESEP means when it proposes that for such non-conventional plants, the estimated tariff band would be estimated using this methodology, without considering the seasonal structure. Given the above, it requests:\n\na. Clarify whether the band estimated in this methodology will be the same for non-conventional private purchase-sale agreements, or if the methodology is only used to establish the tariff band according to the type of non-conventional private purchase-sale agreement.\n\nResponse\n\nIt is clarified that the price band established in applications to the RJD-152-2011 methodology will be the same for private purchase-sale agreements with non-conventional sources, without the seasonal structure. It is not correct to conclude that the methodology can be applied with specific data for a particular company or source.\n\nb. Determine the seasonal structure that would be used in the case of non-conventional private purchase-sale agreements, and define whether a seasonal structure will be published for each non-conventional private purchase-sale agreement, or if a flat rate would be calculated.\n\nResponse\n\nThe changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitory basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the specific methodologies for solar generation and generation from solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure.\n\nPosition 6.2.\n\nStates that it is correct for ARESEP to establish that a best-fit regression be used for the calculation of the operating costs (costos de explotación), given that the behavior of the data will not always be exponential. Requests specifying the technical criterion that ARESEP will use to define the best-fit regression.\n\nResponse\n\nThe information available for updating operating costs (costos de explotación) based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model results in point estimates. In this sense, this methodology establishes that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from the requirement that these calculations must be very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nPosition 6.3.\n\nStates that regarding the debt term (plazo de la deuda, d) and contract term, ARESEP proposes that the economic life of the project is 20 years (which equals the maximum term of contracts under Law 7200), which is solely for tariff purposes, given that the useful life of the plant is 40 years and the private generator has the possibility of continuing to receive cash flows for another 20 years. For this, a contract renewal is made with ICE in accordance with the tariff established by the Regulatory Entity, in which the remaining 20 years of useful life are recognized. Based on the above, it requests:\n\na- Clarify that after the 20 years of contract permitted by law have elapsed, the generator retains ownership of the plant and can dispose of it at its convenience, including the possibility of signing a new contract for up to another 20 years, and therefore a salvage value for the plant must be recognized upon the termination of the contract.\n\nb- Review the criterion of establishing the economic life equal to the contract term.\n\nResponse\n\nOnce the plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I, point f, regarding the Debt term (plazo de la deuda, d) and the contract term, indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...) \"The 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 the calculation of tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced, to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\" (...).\n\nOn the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the tariff established in the plant methodology for existing plants would apply.\n\nPosition 6.4.\n\nStates that in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, so there has been no consistency. The fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it indicates that it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 7. Regarding the \"Model and cost structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its Indexation formula\" approved by Resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, and published in La Gaceta N.° 233 of December 5, 2011.\n\nPosition 7.1.\n\nThe Regulatory Authority, by modifying the scope of this methodology, establishes: \"...and for those purchase-sale agreements of electric energy from new private biomass-based generating plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200...\". Given the above, it requests clarification of what is understood by similar conditions; as the concept is very broad and can be interpreted according to the convenience of different private generators.\n\nResponse\n\nIt refers to the conditions established in Law 7200.\n\nPosition 7.2.\n\nStates that in the proposed methodology it is cited \"...The updating of the investment amount in fixed assets that makes up the tariff base will be carried out using a representative price index...\". Indicates in this regard that it is important to note that a representative index is ambiguous, and its selection will depend on the technical criteria used by the generator for its estimation. These criteria may differ according to the view one has of it. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 8. Regarding the \"Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants,\" approved by Resolution RJD-163-2011, of November 30, 2011, and published in La Gaceta N° 245 of December 21, 2011.\n\nPosition 8.1\n\nStates that in the proposed methodology it is cited: \"the value of financial leverage (apalancamiento financiero) is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the formula for the levered beta (beta apalancado) defined later. The calculation will be carried out in accordance with point b.4 below.\" Requests that at this point, the concept of financial leverage (apalancamiento financiero) and the calculation equation be clarified.\n\nResponse\n\nThe methodology is clear in defining financial leverage (apalancamiento financiero) as the relationship between the level of debt and equity.\n\nPosition 8.2.\n\nStates that in the proposed methodology it is cited: \"The updating of the investment amount in fixed assets that makes up the tariff base will be carried out using a representative price index...\". Indicates in this regard that it is important to note that a representative index is ambiguous, and its selection will depend on the technical criteria used by the generator for its estimation. These criteria may differ according to the view one has of it. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 9. Regarding the \"Methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,\" approved by Resolution RJD-004-2010 of April 26, 2010, and published in La Gaceta N.° 98 of May 21, 2010.\n\nPosition 9.1.\n\nStates that the scope proposed by the Regulatory Authority leaves open the option for another distribution company to buy electricity from companies generating energy using sugarcane bagasse. Given the above, it requests clarification on what ARESEP means when it establishes that this methodology is applicable to \"those purchase-sale agreements of electric energy from electricity generating plants using sugarcane bagasse under conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200.\"\n\nResponse\n\nIt refers to the conditions established in Law 7200.\n\nPosition 9.2.\n\nStates that in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, and there has been no consistency. The fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.\n\nResponse\n\nIt is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 9.3.\n\nIn the application of this methodology, the internal cost is considered in dollars and is converted to colones by multiplying it by a reference exchange rate of the Central Bank of Costa Rica (Banco Central de Costa Rica, BCCR). Subsequently, it is indexed by applying the variation of the IPPI, also a reference from the BCCR. Once the figures in colones are indexed, they are converted back to dollars by dividing by the reference exchange rate of the BCCR. Having analyzed the resolutions of previous years that have given rise to the tariff for private generation with sugarcane bagasse (RJD-004-2010 and 302-RCR-2011) and the modification in this proposal, in relation to the indexation of internal costs, there is no clarity on the exchange rate to be used to convert figures from dollars to colones and vice versa, leaving a gap in this methodology. It also attaches the observations previously issued to Aresep, number 0510-1590-2012 dated 2012-12-12, so that they are taken into account in the modifications.\n\na- Given the above, it requests ARESEP to clearly indicate the BCCR reference monthly average purchase exchange rate to be used for the conversion of internal costs in dollars to colones. As well as, clearly indicate the BCCR reference monthly average sale exchange rate to be used for the conversion of indexed internal costs in colones to dollars.\n\nb- It should also be indicated that the methodology traditionally used by ARESEP and by ICE for escalating figures requires, before applying the indexation index, converting the amounts in dollars to their value in original colones, for which they are multiplied by the exchange rate of the base date. Then the variation in the local index is applied to adjust them to the value in colones of the most recent date, and they are divided by the exchange rate of this latter date to transfer them back to dollars.\n\nc- Attaches the observations sent previously to Aresep by ICE through document number 0510-1590-2012 dated 2012-12-12, related to the indexation of total costs and other topics related to the methodology, so that they are taken into account in the modifications.\n\nResponse\n\nThis position falls outside the scope of the proposed modification of the private generation methodologies.\n\nPosition 9.4.\n\nStates that the methodology for establishing the tariff for plants generating with sugarcane bagasse is based on a new model plant, which does not correspond to the Costa Rican reality. In the case of Ingenio El Viejo, it began operation in 1994 and has been expanding. In the case of Ingenio Taboga, it began operation in 2003 and has also had expansions. In both plants, the operational life exceeds 10 years, which evidently does not correspond to a new plant. Given the above, it requests adjusting the model plant methodology to reflect the Costa Rican reality of plants generating with sugarcane bagasse.\n\nResponse\n\nThis position falls outside the scope established for the proposed modification of the private generation methodologies. The tariff uses a model plant methodology.\n\nPosition 10. Regarding the \"Methodology for setting tariffs for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad,\" approved by Resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010, and published in La Gaceta N.° 109 of June 7, 2010.\n\nPosition 10.1.\n\nIndicates that it is important to note that one of the fundamental premises of this methodology is that the debt, as well as the financial costs of the existing private generator companies, have been covered in full during the term of the first purchase-sale contract of the private generators with ICE, and that, therefore, the tariffs applicable for subsequent contracts should only recognize the portion of financing corresponding to equity. The Methodology approved in 2010 is generic for all private generators and seeks to eliminate individual settings.\n\nEquation proposed by ARESEP: Ke = KL + βa *PR + RP\n\nWhere:\nThe levered beta (beta apalancado) is obtained from the following formula: βa = βd*(1+(1-t)*D/Kp)\n\nStates that if in this equation it is assumed that debt is zero, the levered beta (beta apalancado) would be equal to the unlevered beta (beta desapalancada), therefore it would be equivalent to using the rate of return equation in force and approved in RJD-009-2010, confirming the fundamental premise. In cases where the company has assumed new debt to finance additional investments for a repowering or expansion of the existing plant, and which could or should be recognized in the tariff, in the opinion of ICE - Electricity Sector, in these situations the tariff settings would have a specific nature, therefore not only must the investment cost be corrected, but also the operating cost (costo de explotación), the age factor, and the beta, in relation to the methodology in force for existing plants.\n\na- Explicitly declare that under the methodology for existing plants, the premise is that the debt is zero.\n\nb- Establish that in cases where the company incurs new financing to cover additional investments for repowering or modernization of plants, individual studies will be carried out adjusting all the parameters of the methodology for the specific case.\n\nResponse\n\nThis position falls outside the scope established in the proposed modification of the private generation methodologies. Tariff settings are by industry; individual settings are not carried out.\n\nPosition 10.2\n\nStates that regarding the updating of the investment amount in fixed assets, in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, so there has been no consistency. Indicates that the fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application.\n\nFurthermore, that these indices are normally reflected in dollars because the equipment for electric energy generation is imported and the prices are given by the international market. According to what is indicated in resolution 783-RCR-2012, point 3.3.2, the United States Producer Price Index should be used. In the proposal by ARESEP, it is indicated that the variable \"I\" may be updated according to a representative price index. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.\n\nResponse\n\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing,\n\nbecause in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nPosition 10.3.\n\nIt states that for the update of the annual exploitation cost amount, in the application of this methodology, the internal cost is considered in dollars and is converted to colones by multiplying it by a reference exchange rate from the BCCR. Subsequently, it is indexed by applying the variation of the IPPl, also a reference from the BCCR. Once the figures in colones are indexed, they are converted back to dollars by dividing by the reference exchange rate from the BCCR. However, in the proposed modification, regarding the indexation of internal costs, there is no clarity on the exchange rate to be used to convert figures from dollars to colones and vice versa, leaving a gap in this methodology. Given the above, it requests:\n\na- Clearly indicate the average monthly reference purchase exchange rate of the Banco Central de Costa Rica to be used for the conversion of internal costs in dollars to colones.\n\nb- Clearly indicate the average monthly reference sale exchange rate of the Banco Central de Costa Rica to be used for the conversion of internal costs in indexed colones to dollars.\n\nc- Also indicate that the methodology traditionally used by ARESEP and by ICE for scaling figures requires, before applying the indexation index, converting the amounts in dollars to their original value in colones, for which they are multiplied by the exchange rate of the base date. Then, the variation in the local index is applied to adjust to the value in colones of the most recent date and they are divided by the exchange rate of this last date to transfer them back to dollars.\n\nResponse\nThis position falls outside the scope established for the proposed modification of the private generation methodologies.\n\nPosition 10.4.\n\n(.) \"It states that it is important to point out that the ICE-Sector Electricidad has indicated on repeated occasions the need for an exhaustive review of the \"Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad\" approved by Resolution RJD-009-2010, mainly regarding the form of calculation of the\n\nexploitation cost and the age factor. It expresses observations and comments regarding this methodology, indicating that in resolution 783-RCR-2012 \"The Comité de Regulación hears the appeal for revocation filed by the Instituto Costarricense de Electricidad against resolution 750-RCR-2012\", what was argued by the ICE regarding the operation cost and age factor is rejected, leaving open the possibility of initiating a new methodological proceeding in which the new proposal is submitted to the judgment of the different actors. It indicates that in accordance with the foregoing, the ICE-Sector Electricidad, through note N° 0510-1590-2012 dated 2012-12-12 and received by ARESEP on December 14, 2012, presented a series of concerns regarding the proposed methodology, which remain valid, since in the proposed change, ARESEP basically refers to a standardization of variables used in the model for calculating the tariff, but the calculation formula for the same is not corrected. The main conclusions contained in the cited note and derived from the analysis of the tariff calculation formula are presented below.\" (.).\n\n(.) \"What has been acted upon by ARESEP to establish the tariff for private generators corresponds to the methodology established in RJD-009-2010, however, it is the ICE's criterion that an adjustment must be made to the calculation formula so that it conforms to the cost-based tariff criterion without detriment to the ICE-Sector Electricidad or the final customers of the Sector Eléctrico. Given the above, it is requested:\n\na-\nCarry out a comprehensive review of the calculation methodology established in RJD-009-2010.\n\nResponse\nCarrying out a comprehensive review of the calculation methodology established in RJD-009-2010 is not included in the scope of this methodology, therefore this position is not accepted.\n\nb- Adjust the calculation equation for the exploitation cost, eliminating the age factor from the denominator.\n\nResponse\nThe present proposal for modifications to the methodologies for private generators does not consider making modifications to the exploitation cost calculation equation, and as this is not among the proposed changes, it falls outside the scope of the\n\npresent methodology.\n\nc- Establish the methodology to be used in specific cases where it is demonstrated that existing private generators that renew electricity purchase-sale contracts with the ICE invest in repowering or expansion of the existing plant.\n\nResponse\nThis position falls outside the scope of the present proposal for modification to the private generation methodologies.\n\n14. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal ID 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card 4-0129-0640, in his capacity as generalísimo proxy\n\nPosition 1.\nIt states that a calculation methodology has not been defined to set the value of the environmental factor, and although the proposed methodology in question (file OT-122-2013) does\n\nnot make direct mention of the environmental factor, this point has a direct relationship with all the methodologies that are being consulted, so it is essential to resolve the inaction regarding the definition of its calculation. Furthermore, it indicates that two years have already passed since the resolution was issued. It requests that ARESEP comply with the indications established in resolution RJD-152-2011 and in Article 31 of Law 7593, and immediately initiate the procedure for convening and holding a public hearing for the definition of the calculation methodology for the environmental factor; and that it carry out the application in a homologous manner for the remaining tariff-setting methodologies, namely: RJD-004-2012, RJD-009-2010, RJD-162-2011, and RJD-163-201.\n\nResponse\nThe position is outside the scope of the present proposal for modification to the\n\nprivate generation methodologies\n\nPosition 2.\nIt opposes the definition of new plant used in the Methodological Proposal because: a-) The definition refers to investment in physical capital. However, the term \"physical\n\ncapital\" is not used in financial-accounting literature, which generates uncertainty. b-) The definition does not provide clear, objective, and traceable criteria to regulate which plants could be considered new and which should be considered existing plants., and c-) It excludes, without any justification, plants that have been rebuilt for reasons of force majeure, or that have had to be repowered upon reaching their useful life, with the risk of applying to these plants a tariff setting that undermines the recovery of the investment and the expenses inherent to the operation, maintenance, and a reasonable return for the company; which may be insufficient to cover costs and maintain the public generation service. It requests that ARESEP modify the definition of new plant to reconsider the case of electrical plants that have been rebuilt or repowered, or alternatively, that the methodology for new plants be applied to them.\n\nResponse\nThe position is outside the scope of the modifications submitted to the public hearing. However, it should be clarified that once the plants begin to generate, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the\n\nrisk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years.\n\n(...)\"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.\n\nThe duration of the energy purchase-sale contract used in the model for tariff calculation is 20 years, which is the maximum allowed by law. If the ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. That risk is reduced as progress is made in\n\nthe opening processes of the national electricity market and the creation of the regional electricity market. \"(...)\n\nOn the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new ones are signed, the tariff established in that methodology would be applied.\n\nPosition. 3.\nIt states that adjustments must be made to the definitions of the variables of the cost of capital component in the formulas that set the tariff in methodologies RJD-004-2012, RJD-009-\n\n2010, RJD-152-2011, RJD-162-2011, and RJD-13-2011 and considers that some sources of information are left undefined and leaves others subject to the discretionary interpretation of the people in charge of tariff setting. It requests ARESEP to adjust the definitions of the Proposal in the tariff calculation methodologies included in file OT-122-2013 for the following variables and in the following manner:\n\nPosition 3.1 For the case of the risk-free rate (KL), specifically in the data series (term and financial instrument), it proposes the following wording: \"The TCMNOM series corresponds to United States Treasury Bonds, with a constant 20-year maturity, in nominal terms\". It states that in this way, the term of the reference bonds to be used is more consistent with the investment horizon (long term).\n\nResponse\nIt is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM, which appears at the electronic address recorded. However, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by\n\nProfessor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the\n\nCost of capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damoran as a source to obtain the CAPM.\n\nPosition 3.2 For the risk premium (PR) variable, specifically in the source and way of obtaining the required data, it proposes: i-) Dr. Aswath Damodaran, at the address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, using the data \"Stocks - T.Bonds\", alternatively. ii-) The \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\", using the value denominated \"Long-Horizon\". Furthermore, it states that the arithmetic average of the risk premium should be used, for the longest period available (20 years or more), since the use of short data periods introduces very large estimation errors.\n\nResponse\nThe estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a short-term rate of return given that the Damodaran information source presents annual values for most of the variables.\n\nPosition 3.3 It states that when two data sources are cited for the determination of the same value, it is necessary to previously and expressly define the order of priority in which they will be chosen. And it proposes: a-) \"for the variables risk premium (PR), country risk (RP), and unlevered beta (bd), the preferred source is the information published by Dr. Damodaran. In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have the information from this source, the information from the \"Ibbotson Cost of Capital Yearbook\" will be used only for the variables not available in the preferred source\". b-) \"Likewise, for the variables risk-free rate (KL), risk premium (PR), country risk (RP), and unlevered beta (bd), the arithmetic average of the values published in the most recent 5 years will be calculated and used if available. In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years will be used for this variable only.\"\n\nResponse\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the CAPM calculation and the variables that compose it (Risk premium (PR), Country risk (RP), and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Leaving open the possibility that if any of these sources were to cease being available, another public and reliable source will be used. This allows using the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.\n\nThe foregoing, provided the technical reason for it is justified and argued. In each setting, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\nAlthough Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid, ARESEP will make available the information used in each tariff setting for public knowledge.\n\nPosition. 4.\nIt states that because ARESEP leaves some sources of information undefined and others subject to the discretion of the people in charge of tariff setting, it requests\n\nthat ARESEP correct these defects in the adjustment proposal in the tariff calculation methodologies included in file OT-122-2013, which are indicated below:\n\n1. It considers that regarding the GTPIR database for the calculation of the investment cost, this source of information reflects a series of problems regarding the traceability of its data in terms of: a-) The information source from which the\n\ndata from the\n\nvarious projects was taken is not defined, and it cannot be corroborated. b-) There is no homogeneity in the level of detail and progress of the projects in the database to establish an investment figure that does not contain asymmetries in these fields. In other words, the projects in this database are at different levels of development (reconnaissance phase, pre-feasibility, feasibility, built hydroelectric plant) and the cost asymmetries resulting from this disparity are not corrected. c-) No homologation is made of the differentiated tax treatment of the various Central American countries (exemptions from income tax, sales tax, social charges on labor). There is no evidence that the investment data are already adjusted according to the differentiated tax treatment of each Central American country.\n\nGiven the above, they request ARESEP that the GTPIR database for the investment cost calculation be adjusted to the Costa Rican reality based on a methodology that contemplates the differences in the investment cost of renewable energy plants at the level of each Central American country. In that same sense, in the event that ARESEP includes in this database any local energy plant that enjoys\n\nadditional tax exemptions, for example of a cooperative type or public institution, that it proceed to make the corresponding tax adjustment in the investment\n\ncost.\n\nResponse\nThe position falls outside the scope of the present methodological modification. However, it is clarified that although the opponent did not provide the technical information necessary to\n\nquantify the differences between the investment costs of energy generation projects\n\nin Costa Rica compared to the rest of Central America, it is considered that the information extracted from the \"Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027\", prepared by the Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), besides being a source of information endorsed by this Regulatory Authority, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those that were tariffed.\n\n2. It indicates that it is essential to establish which of the types of regressions other than the exponential best approximate the relationship between installed capacity and exploitation costs, and to indicate which one should be used in tariff setting. It states that this is achieved by including in the methodology approved by Resolution RJD-152-2011 that the best-fit curve is that which has a higher coefficient of determination (closer to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s). Given the above, it requests the elimination of the reference to the exponential type regression in the methodologies approved by Resolution RJD-152-2011 and Resolution RJD-152-2011.\n\nResponse\nThe information available for updating the exploitation costs based on installed capacity and exploitation costs may vary from one tariff setting to another,\n\nlikewise, the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between\n\ninstalled capacity and exploitation costs. Similarly, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models to be able to use the model's results in point estimates. In this sense, it is established in the present methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand does not exempt them from having to be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations carried out.\n\n3. It states that no methodology is established for the exclusion of extreme values for investment data, therefore it requests to indicate the procedure for the elimination of extreme values in these data, in the methodologies approved by Resolution RJD-152-2011 and Resolution RJD-152-201 and, proposes the use of two standard deviations; instead of the exclusion of extreme values, which, by not having a defined method, introduces great uncertainty and inappropriate interpretive discretion, departing from the clarity that the rules for the tariff setting calculation must have.\n\nResponse\nThe exclusion of extreme values for exploitation costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done with justification in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\n4. It opposes the selection of the external index for updating fixed asset investments being left to the discretion of ARESEP for the following reasons: a-) ARESEP itself has considered that, as an external index, of the identified options, the Bureau of Reclamation Construction Cost Trends index is the most representative and adequate for updating the cost of fixed assets of private hydroelectric plants. b-) this index has already been applied by ARESEP for the tariff setting calculation. c-) This index measures construction changes, providing a quick means to determine the current construction cost of various infrastructures based on previous estimates. d-) Its information source is fully traceable and public. Given the above, they request that the index and its source be clearly established under the following wording: \"The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base, in case the data used show an age greater than one year, will be carried out using the Bureau of Reclamation Construction Cost trends index (Composite Trend), as indicated on the website of the U.S. Department of the Interior, Bureau of Reclamations http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html). The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually and the same index will be applied consistently\".\n\nResponse\nIt is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the update of the investment amount may be done by selecting a\n\nrepresentative index for the sector, provided there is a technical reason for it. The foregoing,\n\nsince in the past indices have been identified that more precisely represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, which is why it is considered necessary to leave open the possibility of including new indices in the updates that congruently and accurately reflect the sector's characteristics better. In each setting, in case the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.\n\n15. El Embalse S.A., represented by José Alberto Rojas Rodríguez, identity card 2-279-612, legal representative.\n\nPosition 1. Methodological standardization, legal certainty, and level of detail\n\nBy their nature, investments in renewable electricity generation infrastructure are\n\nsubstantial from the outset, and therefore require a long term to be repaid. This implies that investors require clear signals and rules, which remain in force throughout the entire investment period, since otherwise legal uncertainty is generated. In this way, we see ARESEP's initiative to standardize those aspects that are similar among the tariff methodologies for renewable source electricity generation as a positive contribution.\n\nIt states that it is the criterion of its represented party that to avoid recurrent reviews in the methodologies that may give signals of legal uncertainty to investors, it is important that ARESEP take its time to carry out the corresponding analysis of the methodologies. Likewise, it is essential that there be a broad level of detail in the methodologies, particularly when precisely identifying the information sources to be used for the variables. This is to achieve delimiting that tariff settings are limited solely to the updating of independent, verifiable, and publicly available indicators for the providers and users of the public service.\n\nPetition: That in pursuit of legal certainty for investment in electricity generation infrastructure, ARESEP ensures that the tariff-setting methodologies are maintained in force for prolonged periods and that the greatest possible level of detail be defined within the methodologies, such that the tariff-setting act is circumscribed solely to the updating of publicly available, traceable, and verifiable indices and indicators.\n\nResponse\nThis position falls outside the scope of the modifications to the private generation\n\nmethodologies submitted to the public hearing. However, it must be clarified that tariff settings for long periods are not viable. In accordance with what is established by Law 7593, the values of the tariff band will be reviewed at least once a year. All values that determine the tariff will be updated in each tariff setting.\n\nPosition 2. Environmental Factor\n\nThere is an important deficiency in all tariff methodologies for generation with renewable sources, corresponding to the determination of the environmental factor. For quite some time, the Junta Directiva of ARESEP has recognized the importance of including this variable, but time passes without it being defined, and meanwhile, the providers of the public\n\nservice are failing\nto\nreceive this component\nthat by\nlaw corresponds to them. This\n\nopportunity to modify the methodologies should be used to include, once and for all, the environmental factor variable that is common to all methodologies.\n\nPetition: That the Junta Directiva include, once and for all, the environmental factor in all tariff-setting methodologies for electricity generation with renewable sources.\n\nResponse\nThe position is outside the scope of the present proposal for modification to the private generation methodologies.\n\nPosition 3. Change regarding the treatment of extreme values in the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants.\"\n\nPetition: That for the proposal to modify the methodology for new private hydroelectric generation plants, the phrase: \"... from which extreme values will be excluded...\", as described above, not be included, since it would imply a double exclusion of extreme values. Furthermore, that the concept of extreme values be clearly defined by ARESEP in the methodologies, and that a wider range reflecting the variability inherent to the development of generation infrastructure be included in this definition. It is suggested to apply two standard deviations instead of one standard deviation, as applied by the Banco Central de Costa Rica for setting the tasa básica pasiva. The foregoing because by taking into account only one standard deviation, assuming a normal distribution of the data, only 68% of the data is considered, excluding 16% of the observations in each tail on both sides. On the contrary, with two standard deviations, 95% of the data is included, excluding what strictly qualifies as extreme, which is 2.5% of the observations in each tail.\n\nResponse\nThe exclusion of extreme values for exploitation costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done with justification in science, technique, and logic as established by the Ley General\n\nde la Administración Pública.}\n\nPosition 4. Homologation of investment costs from foreign sources to the Costa Rican reality\n\nOne of the main sources of information identified by ARESEP for the investment amount variable is the GTPIR (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación). In our opinion, this source of information is useful, as it is one of the few regional databases that exist. In this regard, it should be noted that ARESEP must specify as part of the methodology requirements that to use this source of information in tariff setting, it must go through three additional processes to homologate the data to the Costa Rican reality:\n\ni- Expansion of the level of information.\n\nii- Homologation of tax treatment. iii- Homologation of construction costs.\n\nPetition: That ARESEP explicitly defines in the methodologies that the GTPIR database be adjusted to the Costa Rican reality, based on a methodology that contemplates the differences in the investment cost of renewable energy plants at the level of each Central American country, specifically concerning tax exemptions and the price of inputs such as fuels. In that same sense, in the event that ARESEP includes in the investment cost database any local energy plant that enjoys additional tax exemptions, for example of a cooperative type, that it proceed to make the corresponding tax adjustment in the investment cost.\n\nResponse\nThe position falls outside the scope of the present methodological modification. However, it is clarified that the information extracted from the \"Plan Indicativo Regional de Expansión de\n\nla Generación. Período 2012-2027\", prepared by the Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), besides being a\n\nsource of information endorsed by this Regulatory Authority, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those that were tariffed.\n\nPosition 5. Best-fit curve for the operating cost variable in the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\"\n\nOn folio 24 of case file OT-122-2013, it is proposed to modify the current methodology:\n\nb) A regression exercise is performed (the word exponential is deleted) to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.\n\nIn this regard, ARESEP is requested to clearly specify in the methodology which is the best-fit curve for the operating cost variable. As evidenced in prior processes at ARESEP, operating costs per unit of installed power decrease sharply as the size of the generation plant increases. This is to be expected, since there are a number of fixed costs that are the same in small or large plants.\n\nFor example, plants like the one owned by my represented party, due to their small size, are particularly vulnerable to an underestimation of the operating cost variable. The best-fit curve must therefore be defined in the methodology, using the greatest amount of available data, and applying a fit that represents the highest coefficient of determination (closest to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s).\n\nPetition: That ARESEP specify in the tariff methodology for new private hydroelectric generation plants which is the best-fit curve for operating costs, being that which has the highest coefficient of determination (closest to the absolute value of 1), a concept that measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s).\n\nResponse\n\nThe information available for updating operating costs based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as may the amount of information available for the calculation; therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this regard, it is established in the present methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.\n\nThe fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand does not exempt them from ensuring that these calculations must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other, does not impede their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.\n\nPosition 6. Change regarding the treatment of extreme values in the \"Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad,\" approved through resolution RJD-009-2010, linking the concept of extreme values to plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW:\n\nNow ARESEP proposes to modify the text in the methodology, leaving it open and undefined:\n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used is older than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and provides the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason justifying such a decision will be provided.\n\nThe data contained in the databases exclude extreme values, (the underlining is not in the original). Regarding this matter, it is necessary to highlight the need for the methodology to formally define the concept of extreme value. In that sense, it is important to note that when extreme values are removed from a database, the notion of risk and the real variability that exists regarding the investment amount of hydroelectric projects is implicitly being excluded, which is paradoxical. It must also be recognized that Costa Rica is a small country, where little new electric generation capacity is developed each year; therefore, it is important to allow space to use that limited data that is indeed available for our national reality, instead of omitting it as has been the case in previous tariff settings.\n\nFinally, it is our opinion that using a single standard deviation as a limit to define extreme values is excessively restrictive and overlooks the fact that significant variability exists in the costs and configurations of electric generation plants. For determining extreme values, the same parameter used by the Banco Central de Costa Rica3 when defining the calculation for the Tasa Básica Pasiva, which is equivalent to two standard deviations, should be used.\n\n3\n(Methodology for calculating the Tasa Básica Pasiva, Effective as of 12/26/2012).\nhttp://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Documentos//DocumentosMetodologiasNotasTecnicas/Nueva%20Metodolog%C3%ADa%20de%20C%C3%Allculo%20de%20la%20Tasa%20B%C3%Alsíca%20Pasiva.htm\n\nResponse\n\nIn Position 3, a response is given to the treatment of extreme values.\n\nII. That in accordance with the recitals and considerandos set forth above and the merits of the proceedings, it is appropriate to:\n\n1) Modify the tariff-setting methodologies for private electric energy generators using renewable resources, in the terms indicated in the technical report submitted via official communication 29-CDR-2013 (sic). 2) Take as a response to the opponents what is stated in Considerando I of this resolution and thank them for their valuable participation in this process, as ordered.\n\nPOR TANTO\n\nBased on the powers conferred in Ley 7593, the Internal Regulations for the Organization and Functions of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its deconcentrated bodies,\n\nLA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nRESUELVE:\n\nI. Modify the tariff-setting methodologies for private electric energy generators using renewable resources, in the following terms:\n\n1. Of the \"Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,\" approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010:\n\n1.1 Modify the first paragraph of section 1., as follows:\n\n\"1. GENERAL ASPECTS\n\nThe objective of this procedure is to define the methodology and other characteristics for defining and approving the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under Ley 7200, whose source is sugarcane bagasse and which hold a valid concession for this type of activity, and for those electricity purchases/sales from sugarcane bagasse electricity generation plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and which must be regulated by ARESEP. (.)\"\n\n1.2 Modify point 2.18, as follows:\n\n\"2.18. Profitability (Ke)\n\nThe calculation of profitability 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 major 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 capital for each industry, according to the following formula:\n\nKe = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\nKe = Profitability on equity capital contributions.\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country.\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\nWhere:\nβa = Levered beta.\nβd = Unlevered beta.\nD/Kp = Ratio between debt and equity capital (estimated through financial leverage).\nt = Income tax rate.\n\nThe parameters required to be calculated to estimate profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, ratio between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" If any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be used.\n\n3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series shorter than 5 years but equal for all variables will be used.\n\n4. Ratio between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 will be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Autoridad Reguladora.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket—the highest marginal rate—, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\"\n\n1.3 Include the following text at the end of section \"2.1. Total Investment\":\n\n\" (.)\n\nUpdating the investment amount in fixed assets\n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used is older than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and provides the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason justifying such a decision will be provided, based on science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n1.4 Modify the text of sections \"2.11. Indexation of total costs\"; \"2.12 Internal cost\" and \"2.13 External cost\" as follows:\n\n\"2.11. Indexation of total costs\n\nThe updating of costs will be done by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others), through a local component, because they are generally costs paid in colones.\n\nOperating costs are determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transport cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), the insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs will be indexed using the Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\nThe cost values will be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, according to cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the tariff to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:\n\nWhere:\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nCE: Operating costs (fixed and variable costs except financial expenses and depreciation) of the biomass generation or cogeneration plant\nIPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\"\n\nEliminate the Por Tanto II of the resolution and adjust the numbering of the following Por Tantos.\n\n2. Of the \"Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad,\" approved through Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010:\n\n2.1 Modify point 3.6 as follows:\n\n\"3.6. Profitability (Ke)\n\nThe calculation of profitability 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 major 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 capital for each industry, according to the following formula:\n\nKe = KL + βa * PR + RP\n\nWhere:\nKe = Profitability on equity capital contributions.\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country.\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\nWhere:\nβa = Levered beta.\nβd = Unlevered beta.\nD/Kp = Ratio between debt and equity capital (estimated through financial leverage).\nt = Income tax rate.\n\nThe parameters required to be calculated to estimate profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, ratio between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" If any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be used.\n\n3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series shorter than 5 years but equal for all variables will be used.\n\n4. Ratio between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, an average will be used, weighted by installed capacity, of the most recent information regarding the financing level of each type of private electric generation plant that is available at the Autoridad Reguladora.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket—the highest marginal rate—, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\"\n\n2.2 Modify point 3.3.2 as follows:\n\n\"3.3.2. Information source\n\n(.)\n\nUpdating the investment amount in fixed assets\n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used is older than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and provides the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason justifying such a decision will be provided, based on science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\nThe exclusion of extreme values will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, who must justify it based on science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n2.3 Modify section \"6.2. Criteria for tariff adjustments,\" as follows:\n\n\"6.2. Criteria for tariff adjustments\n\nUpdating the amount of the annual operating cost\n\nIf it is not possible to obtain updated information for the variable Ca, it may be updated according to the local producer price index:\n\nCan = Can-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1)\n\nWhere:\nCan = Updated annual operating cost.\nCan-1 = Annual operating cost for the previous period.\nIPPICRn = Current Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica\nIPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica for the previous period.\n\nThe official source for this index is the following: http://www.bccr.fi.cr\n\nUpdating the investment amount in fixed assets\n\nIf it is not possible to obtain updated information for the variable I, it may be updated according to the representative price index:\n\nI n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1)\n\nWhere:\nIn = Updated investment.\nIn-1 = Investment for the previous period.\nIPRn = Current representative Price Index\nIPRn-1= Representative Price Index for the previous period.\n\nTo select the representative price index, the criterion indicated in section 3.3.2 will be used.\"\n\n3. Of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" approved through Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012, of February 29, 2012, published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012:\n\n3.1 Eliminate the \"Generalidades\" section.\n\n3.2 Add the following after the \"Objective\" section:\n\n\"Scope\n\nThe model presented is applicable to the tariff settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework established in Chapter 1 of Ley 7200, for those electricity purchases/sales from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established in Ley 7200, which are legally feasible and which must be regulated by ARESEP, and for those energy purchases/sales from new plants producing with non-conventional sources for which no specific tariff methodology approved by the Autoridad Reguladora yet exists.\n\nThe tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which no specific methodology exists is the tariff band estimated through this methodology, without considering seasonal structure.\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 within the framework of any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\"\n\n3.3 Modify the text as follows:\n\n\"Operating Costs (CE)\n\n(.)\n\nb) A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.\n\n(.)\"\n\n\"Profitability on capital contributions (ρ)\n\nThe calculation of profitability 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 major 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 capital for each industry, according to the following formula:\n\nρ = KL + βa * PR + RP\nWhere:\nρ = Profitability on equity capital contributions.\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country.\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the profitability of the market. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\nβa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)\nWhere:\nβa = Levered beta.\nβd = Unlevered beta.\nD/Kp = Ratio between debt and equity capital (estimated through financial leverage).\nt = Income tax rate.\n\nThe parameters required to be calculated to estimate profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, ratio between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook.\" If any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be used.\n\n3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series shorter than 5 years but equal for all variables will be used.\n\n4. Ratio between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, an average will be used, weighted by installed capacity, of the most recent information regarding the financing level of each type of private electric generation plant that is available at the Autoridad Reguladora.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket—the highest marginal rate—, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\"\n\n6. Other variables\n\na. 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\nb. 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 half of the useful life of the project, estimated at 40 years.\n\nc. Term of the debt (d) and term of the contract\n\nThe term of the debt is 20 years. That duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.\n\nd. Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, a value of zero is assigned to this variable.\"\n\n3.4 Modify the text in the following manner:\n\n\"Unit investment amount (M) (.)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation of this value shall be made based on data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20MW, from which extreme values shall be excluded, coming from three sources of information:\n\na) The most recent version of the Regional Indicative Generation Expansion Plan, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).\n\n(.)\"\n\n3.5 Add the following at the end of the \"Unit investment amount (M)\" section:\n\n\"Updating of the investment amount in fixed assets\n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n4. From the \"Model and cost structure of an electricity generation plant with biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula\", approved by Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta No. 233 on December 5, 2011:\n\n4.1 Modify section \"1.1. Objective and scope\" in the following manner:\n\n\"1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to establish the specific normative framework for setting and adjusting the sale tariffs of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, to ICE within the framework of Chapter 1 of Law No. 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private electricity generation plants using biomass sources with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nExcluded from this methodology are tariff settings associated with sales of electricity produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for sales of energy generated by plants that use municipal waste as input.\n\nThe model is not applicable to plants that include processes other than combustion to generate electricity with biomass, such as gasification, pyrolysis, or plasma reactors.\"\n\n4.2 Modify point 4.4.1 in the following manner:\n\n\"4.4.1 Profitability.\n\n(.)\n\nThe parameters that need to be calculated to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated shall be used, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". If any of these sources becomes unavailable, another public and reliable source shall be used.\n\n3. The source of information chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.\n\n4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant available at the Regulatory Authority shall be used.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the highest income tax bracket—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\"\n\n4.3 Add the following at the end of the \"4.2 Total investment\" section:\n\n\"Updating of the investment amount in fixed assets\n\nThe updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\n5. From the \"Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants\", approved by Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta No. 245 on December 21, 2011:\n\n5.1 Modify point vii in the following manner:\n\n\"vii. Fixed capital costs (CFC)\n\n(.)\n\na. Leverage (Y)\n\nThe financial leverage value is used to estimate the debt-to-equity ratio, which is part of the formula for the levered beta defined subsequently. The calculation shall be carried out in accordance with point b.4 below.\n\nb. Return on capital contributions (ρ)\n\n (.)\n\nThe parameters that need to be calculated to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:\n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated shall be used, which is available on the internet page of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the unlevered Beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". If any of these sources becomes unavailable, another public and reliable source shall be used.\n\n3. The source of information chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.\n\n4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant available at the Regulatory Authority shall be used.\n\n5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the highest income tax bracket—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\"\n\n5.2 Modify point viii in the following manner:\n\n\"\"viii. Unit investment amount (M)\n\n(.)\n\nd. Updating of the investment amount in fixed assets: The updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\nII. To hold as a response to the opponents that which is indicated in Considerando I of this resolution and to thank them for their valuable participation in this process.\n\nEffective from its publication in the official gazette La Gaceta.\n\nIn compliance with Article 245 of the Ley General de la Administración Pública, against this resolution, the ordinary motion for reversal or reconsideration is admissible, which must be filed within three days from the day following notification, and the extraordinary motion for review, which must be filed within the periods indicated in Article 354 of the aforementioned law. Both motions must be filed before the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, which is responsible for resolving them." }