{ "id": "norm-79128", "citation": "La Gaceta N° 55, 19/03/2015", "section": "norms", "doc_type": null, "title_es": "Fijación tarifaria de oficio para plantas de generación privada eólicas nuevas", "title_en": "Ex officio tariff setting for new private wind generation plants", "summary_es": "La Intendencia de Energía de ARESEP actualiza y fija de oficio la banda y estructura tarifaria de referencia para generadores eléctricos privados eólicos nuevos, aplicable a contratos con el ICE u otros compradores al amparo de la Ley 7200. La resolución determina el precio por kWh ($/kWh) en bandas inferior, promedio y superior, discriminado en periodos de estación alta y baja. Para alcanzar estos valores, se calculan y actualizan variables técnicas y económicas: factor de planta (0.41), costos de explotación (US$72.14/kW), monto de inversión promedio ponderado (US$2,101/kW), apalancamiento (72.4%), y rentabilidad (11.80%). Se incorporan módulos de inversión calculados con muestra de proyectos nacionales e internacionales, los costos de explotación se obtienen de bibliografía confiable internacional, y se responden oposiciones a la propuesta tarifaria presentadas por el ICE, empresas eólicas y ACOPE durante la audiencia pública, ajustándose índices de indexación y confirmándose la metodología vigente.", "summary_en": "The Energy Superintendence of ARESEP updates and sets ex officio the reference tariff band and structure for new private wind power generators, applicable to contracts with ICE or other legally authorized buyers under Law 7200. The resolution determines the price per kWh in lower, average, and upper bands, differentiated by high and low season periods. To reach these values, technical and economic variables are calculated and updated: plant factor (0.41), operating costs (US$72.14/kW), weighted average investment cost (US$2,101/kW), leverage (72.4%), and return on equity (11.80%). Investment modules are calculated using a sample of national and international projects, operating costs are obtained from reliable international literature, and objections to the tariff proposal submitted by ICE, wind energy companies, and ACOPE during the public hearing are addressed, with some indexing adjustments accepted and the current methodology confirmed.", "court_or_agency": "", "date": "", "year": "", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "factor de planta", "apalancamiento", "audiencia pública", "RJD-163-2011", "RJD-027-2014" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "law": "Ley 7092" } ], "keywords_es": [ "fijación tarifaria", "generación privada eólica", "banda tarifaria", "factor de planta", "costo de inversión", "costo de explotación", "apalancamiento", "rentabilidad", "ARESEP", "Ley 7200", "consulta pública" ], "keywords_en": [ "tariff setting", "private wind 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de inversión individual), así como su debida justificación.", "excerpt_en": "I.- Set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other legally authorized buyers, consisting of the lower tariff (lower limit) of $0.0753 per kWh, the average tariff at $0.0952 per kWh, and an upper tariff (upper limit) of $0.1152 per kWh; with the following structure for the tariff ($/kWh).\n\n[...]\n\nIn accordance with resolution RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are required to submit annually to ARESEP audited financial information (including operational, maintenance, administrative, and individual investment expenses), along with its due justification.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "The reference tariff band for new private wind generators is set at 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Nuevas\"\n\nET-170-2014\n\nResultando:\n\nI.-Que el 30 de\nnoviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163-2011, se aprobó el \"Modelo\npara la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación\nprivada eólicas nuevas\", el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del\n21 de diciembre de 2011.\n\nII.-Que el 19 de\nsetiembre de 2013, mediante la resolución RIE-080-2013, el Intendente de\nEnergía fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nnuevos, la cual fue publicada en La Gaceta Nº 190 del 03 de octubre del\n2013.\n\nIII.-Que el 20 de\nmarzo del 2014, mediante la resolución RJD-027-2014, la Junta Directiva de la\nAutoridad Reguladora modificó las metodologías de fijación de tarifas para\ngeneradores de energía eléctrica con recursos renovables, publicada en La\nGaceta Alcance Nº 10 de La Gaceta Nº 65 del 02 de abril de 2014.\n\nIV.-Que el 09 de\ndiciembre del 2014, mediante el oficio 1700-IE-2014, la Intendencia de Energía\nemitió el informe sobre el \"Modelo para la determinación de tarifas de\nreferencia para plantas de generación privada eólicas nuevas\" (folios 03 al\n28). Ese mismo día, mediante el oficio 1701-IE-2014, sobre la base del informe\ntécnico 1700-IE-2014, el Intendente de Energía solicitó la apertura del\nexpediente y la convocatoria a participación ciudadana (folio 01).\n\nV.-Que el 13 de enero\nde 2015 se publicó en La Gaceta N° 08 la convocatoria a consulta pública\n(folio 29) y en 2 periódicos de circulación nacional; La Nación y La\nExtra (folio 34).\n\nVI.-Que el 12 de\nfebrero de 2015, mediante el oficio 0535- DGAU-2015/ 004461, la Dirección\nGeneral de Atención al Usuario aportó el informe de oposiciones y\ncoadyuvancias, en el cual se indica que se recibieron 3 posiciones (folios del\n66 al 597):\n\n. Instituto\nCostarricense de Electricidad.\n\n. Molinos de Viento\ndel Arenal S. A., y Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima cédula de\npersona jurídica 3-101-120506.\n\n. Inversiones Eólicas\nCampos Azules S. A. (IECA).\n\nVII.-Que el 13 de\nmarzo de 2015, mediante el oficio 472-IE- 2015, la Intendencia de Energía,\nemitió el respectivo estudio técnico sobre la presente gestión tarifaria.\n\nConsiderando:\n\nI.-Que del estudio\ntécnico 472-IE-2015, citado, que sirve de base para la presente resolución,\nconviene extraer lo siguiente:\n\n\"II. ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1. Aplicación de\nla metodología.\n\nEn este apartado se\npresenta el detalle de la aplicación del \"Modelo para la determinación de\ntarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas\" según\nla resolución RJD-163-2011 publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de\ndiciembre del 2011 y la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y los criterios\nque se utilizan en cada caso.\n\nA continuación se\ndetalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.\n\na. Expectativas de\nventa (E)\n\nPara estimar la\ncantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se\nconsidera la siguiente ecuación:\n\nE=8760*fp\n\nDonde:\n\nE = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía).\n\n8760 = Cantidad de\nhoras de un año (24*365).\n\nFp = Factor de planta\naplicable según fuente.\n\nb. Factor de planta\n\nEl valor del factor\nde planta utilizado en este modelo se obtiene de la información de las plantas\nnacionales que generan con fuente eólica para las cuales la Autoridad\nReguladora tiene información disponible. Se utiliza la información de los\núltimos cinco años disponibles y los datos de las plantas que generaron energía\ndurante 10 o más meses del respectivo año, para estas plantas se considera el\npromedio ponderado por capacidad instalada para cada uno de los años.\n\nPara obtener el\nfactor de planta a utilizar en la aplicación, se siguen los siguientes pasos:\n\ni. Para los últimos\ncinco años con información disponible, es decir, para el 2009, 2010, 2011, 2012\ny 2013, se estima el promedio de los valores de cada planta individual que\ncuente con 10 o más meses de producción en cada uno de esos años.\n\nii. La información\ndisponible se refiere a la generación de las siguientes plantas: Molinos de Viento\nS. A., Plantas Eólicas S. A., Aeroenergía S. A., Tejona, Planta Eólica\nGuanacaste S. A., el Proyecto Eólico Los Santos y el Proyecto Eólico Valle\nCentral.\n\niii.Una vez que se\nobtiene el promedio para cada planta particular, se calcula el promedio anual\nponderado por capacidad instalada para los años mencionados anteriormente, es\ndecir, se tienen luego de esto cinco datos, uno para cada año, los resultados\nse detallan en el cuadro Nº 1.\n\niv. El promedio\nponderado por la capacidad instalada total de estos cinco valores es el factor\nde planta a utilizar para obtener la tarifa. El valor actualizado es de 0,41.\n\nEl anexo 1 muestra la\ninformación requerida para obtener el factor de planta, es decir, la cantidad\nde energía producida por planta y la capacidad instalada, así como el resultado\npara cada una de las plantas eólicas utilizadas. El cuadro siguiente muestra el\nresumen de los resultados para cada año y el promedio del periodo 2008-2012.\n\nCuadro Nº 1\n\nCálculo del Factor de planta.\n\nPeriodo 2009-2013\n\n| Periodo | FP Anual | Ponderación | FP*Ponderación |\n| --- | --- | --- | --- |\n| FP 2009 | 0,47 | 0,12 | 0,05 |\n| FP 2010 | 0,35 | 0,20 | 0,07 |\n| FP 2011 | 0,40 | 0,20 | 0,08 |\n| FP 2012 | 0,46 | 0,23 | 0,10 |\n| FP 2013 | 0,38 | 0,25 | 0,10 |\n| 0,41 | 1,00 | 0,41 | |\n\nFuente:\nElaboración Intendencia de Energía, Anexo Nº 1\n\nc. Costos de\nexplotación (Ca)\n\nEntre los costos de\nexplotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una\nplanta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos\nfinancieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.\n\nLa metodología\naprobada en la RJD-163-2011 indica que el cálculo se obtendrá mediante la\ndeterminación de una muestra de los costos de explotación de plantas similares\na las que se pretende tarifar y que de no ser posible obtener datos puntuales\nde plantas individuales, se podrá utilizar bibliografía complementaria, siempre\nque sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.\n\nPara la presente\naplicación, no se cuenta con información de costos de explotación de plantas\nindividuales, razón por la cual se utiliza bibliografía para la obtención de\nlos costos de explotación.\n\nSe analizó\nbibliografía de fuentes confiables de Latinoamérica, Europa y Estados Unidos de\nAmérica. Además se tomó información de la página de internet\nwww.wordenergy.org, específicamente el documento denominado: World Energy\nPerspective Cost of Energy Technologies, los datos se tomaron de la tabla Nº2,\npágina 15, para los países: Estados Unidos y Brasil. Además se amplió la\ncantidad de fuentes información, con datos aportados por las empresas durante\nel proceso de audiencia pública, información que se indica a continuación:\n\n. Según IRENA (2012).\n\"Renewable Energy Techonologies: Cost Analysis Series. Wind Power\", esta\npublicación se encuentra disponible enla página web: http://www.irena.\norg/documentdownloads/publications/re_technologies_\ncost_analysis-wind_power.pdf y además se encuentra en el CD con los cálculos\nque se adjunta a este informe.\n\n. Office of integrated Analysis & Forecasting: US Energy Information\nAdministration: The cost and performance of distributed Wind Turbines,\n2010,-2035, que se encuentra en la página web: http://www.eia.gov/analysis/studies/\ndistribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf y se adjunta al CD del informe.\n\n. National Renewable Energy laboratory: The Cost of Wind Energy 2010,\ndisponible en http://www.nrel.gov/docs/ fy12osti/5920.pdf y se adjunta al CD\ndel informe.\n\n. European Wind Energy Association (EWEA): The Economics of Wind Energy,\ndisponible en: http://www.\newea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/\nEconomics_of_Wind_Energy.pdf y se adjunta al CD de este informe.\n\n. US Department of Energy: 2012 Wind Technologies market report,\ndisponible en http://www.eere.energy.gov/\nwind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf\n\nEl costo de\nexplotación se calculó de la siguiente manera:\n\ni. Según la\nbibliografía consultada1, los\ncostos de explotación se encuentran entre 1 y 1,5 centavos de ?/ kWh durante la\nvida útil de las turbinas, en euros del 2008. Para el estudio, se utilizó el\nmonto promedio que es de 1,25 centavos de ?/kWh. Se calcula cuántos dólares del\n2008 equivale a 1,25 centavos de ?/kWh, para lo cual se utilizó el tipo de\ncambio de dólares por euro del año 2008, el cual según información de la\nReserva Federal (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Review.\naspx?rel=H10) fue de 1,47 dólares por euro. Lo que resulta en 1,84 centavos de\nUS$ por kWh. El costo de explotación por kW en el año 2008 es de $65,5 por kW.\nEste valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor\nde Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of\nLabor Statistics, que da como resultado una variación de 7,79%.\n\n1Renewable And Sustainable Energy Reviews. The\neconomics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Departamento de\nEconomía de la Universidad de Alcalá, España. 2009. Elsevier Journal\n\nii. De la segunda\nfuente de información2, se obtiene que el\ncosto de operación y mantenimiento para plantas con factores de planta entre 20\ny 45% que oscilan entre $24 000/MW y $24 400/MW, y dado que el factor de planta\npara las plantas que se requiere tarifar es de 41%, se toma un valor de $24 400/\nMW. Al ser la información de octubre de 2013, este valor se actualiza a\ndiciembre del 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la\nindustria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of labor Statistics, que\nda como resultado una variación de 2,17%.\n\n2h t t p : / / w w w. w o r l d e n e rg y. o rg / w p - c o n\nt e n t / u p l o a d s / 2 0 1 3 / 0 9 / W E C _ J 11 4 3 _\nCostofTECHNOLOGIES_021013_WEB_Final.pdf\n\n \n\ntext-align:justify'>iii. De IRENA (2012)3, se obtiene un costo de explotación promedio\nde US$104,79 por kW para el 2011, que proviene de costos de explotación de\ndiferentes países, asumiendo una planta con un factor de planta del 41%, el\nvalor obtenido se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al\nProductor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del\nBureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 0,21%. Se\nobtiene un valor de US$106,84 por kW.\n\n3http://www.irena.org/documentdownloads/publications/re_technologies_cost_analysis-wind_power.pdf\n\niv. De Office of\nintegrated Analysis & Forecasting4, se tiene un\ndesglose de los costos de operación de una planta eólica, que da un valor de\nUS$ 77,69 para el 2012 (tomando en cuenta una planta con un factor de planta\ndel 41%), este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al\nProductor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del\nBureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 1,86%. Se\nobtiene un valor de US$76,24 por kW.\n\n4http://www.eia.gov/analysis/studies/distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf\n\n \n\nv. Del Natinal\nRenewable Energy Laboratory5, se obtienen costos de explotación de entre\nUS$10/MWh y US$30/ MW, los cuales se promedian y se obtiene un costo para una\nplanta con un 41% de factor de planta de US$71,56 por kWh para el 2012. Este\nvalor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de\nEstados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of\nLabor Statistics, que da como resultado una variación de 1,86%. Se obtiene un\nvalor de US$70,23 por kW.\n\n5http://www.nrel.gov/docs/fy12osti/5920.pdf\n\n \n\nvi. De la European\nWind Energy Association (EWEA)6, se obtiene que los costos se\nencuentran entre 1,2 y 1,5 centavos de euros por MWh, de los cuales se obtiene\nun promedio de 1,35 centavos de euros MWh. Este dato se convierte a dólares,\nsegún información de la Reserva Federal\n(http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Review.aspx?rel=H10) fue de 1,3935\ndólares por euro, lo que resulta en 1,88 US$ por MWh del 2012. Este valor se\nactualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos\na la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics,\nque da como resultado una variación de 13,41%. Se obtiene un valor de US$76,34\npor kW.\n\n6http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Economics_of_Wind_Energy.pdf\n\n \n\nvii. Por último, del\nUS Department of Energy7, se obtienen costos de explotación para\nplantas eólicas de entre 23,2 y 23,9 US$ por MWh, los cuales se promedian y se\nobtiene un costo para una planta con un factor de planta del 41% de US$84,27 por\nkW para el 2012. Este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de\nPrecios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG)\nobtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de\n1,86%. Se obtiene un valor de US$82,70 por kW.\n\n7http://www.eere.energy.gov/wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf\n\n \n\nviii. Al promediar\ntodos los anteriores costos de explotación para plantas eólicas, se obtiene un\nvalor de US$72,14 por kW.\n\nix. Es importante\nmencionar que toda la literatura relacionada con los costos de explotación de\nplantas eólicas indica que de 1980 a la fecha, estos costos se han venido\nreduciendo considerablemente, al contar con tecnologías más eficientes. Se\nmenciona el inconveniente de obtener datos puntuales de costos de explotación\nde plantas de este tipo, por lo novedoso que es esta industrial y por lo\ngeneral, lo que se hace es extrapolar los datos y así obtener el dato de costos\nde explotación razonables.\n\nx. La literatura\nactual demuestra que los costos de explotación para plantas como las que se\npretende tarifar vienen en descenso, llegando a valores incluso de $20 000/MW,\nen el presente estudio se decidió promediar el valor del costo utilizado en la\nfijación anterior, con la nueva información sobre costos de explotación, para\nque las empresas generadoras eólicas nuevas se encaminen a la eficiencia.\n\nEl costo de\nexplotación para una planta eólica resultante es de US$ 72,14 por kW (ver anexo\nNº 2).\n\nd. Costo fijo por\ncapital (CFC)\n\nEl costo fijo por\ncapital (CFC) depende del monto y las condiciones de inversión, entre las\ncuales están la relación deuda y aporte de capital, las condiciones de financiamiento,\nla edad de la planta y su vida útil, entre otros.\n\n \n\nEl factor FC se calcula mediante la ecuación que permite determinar la\ncuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere\nel dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad\nrazonable.\n\ni. Apalancamiento (ψ)\n\nEl apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiado\ncon deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calcula el promedio\nde financiamiento con deuda de los proyectos de generación eléctrica para los\nque contenga información.\n\nEn este caso, la información disponible es la aportada en las siguientes\nfuentes:\n\n. Los oferentes de la licitación pública Nº 2006LI- 000043-PROV\npromovida por el ICE: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa\nInternacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las\nPalmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).\n\n. Las últimas fijaciones a generadores privados que contienen\ninformación sobre el apalancamiento, para la P.H. El Ángel es de un 65% según\ndatos del ET- 169-2010 en el folio 855 y para P.H. Vara Blanca es de 75% según\nel folio 327 del ET-185-2010.\n\n. Se incluyen las condiciones financieras presentadas por los\nparticipantes en la licitación pública 2010LI- 000020-PROV, las cuales son:\nInversiones Eólicas de Orosi Dos S. A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos\nAmbientales S.A (P.E. Los Ángeles) y Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E.\nChiripa).\n\n. Se incluyen todos los proyectos eólicos participantes en la\nconvocatoria Nº 01-2012 del ICE: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A),\nCampos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla\n(Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A),\npara los cuales se maneja información de financiamiento en un rango, por lo que\nse promedian los valores del rango y el resultado es el que se utiliza, y\nTilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.),\nSegeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo\n(Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones\nKIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica\ndel Norte S. A.) y Vientos del Este (Aeroenergía S. A.). En este caso sólo se\ndispone de un dato para todos los proyectos, el cual fue utilizado.\n\nEl valor promedio del apalancamiento financiero de los proyectos para\nlos cuales se disponen de información es del 72,4%.\n\nEl siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:\n\nCuadro Nº 2\n\nCálculo del Porcentaje de apalancamiento\n\n| Proyecto | Apalancamiento financiero |\n| --- | --- |\n| P.E. Orosi Dos | 75,0% |\n| P.E. Los Ángeles | 70,0% |\n| P.E. Chiripa | 61,8% |\n| P.H. Capulín | 75,0% |\n| P.H. Torito | 75,0% |\n| P.H. Los Negros II | 80,0% |\n| P.H. Las Palmas | 75,0% |\n| P.H. Chucás | 70,0% |\n| P.H. Vara Blanca | 75,0% |\n| P.H. Ángel | 65,0% |\n| P.E. Altamira | 72,5% |\n| P.E. Campos Azules | 72,5% |\n\n \n\n| Proyecto | Apalancamiento financiero |\n| --- | --- |\n| P.E. Vientos de la Perla | 72,5% |\n| P.E. Vientos de Miramar | 72,5% |\n| P.E. TilaWind I | 70,0% |\n| P.E. Montes de Oro | 85,0% |\n| P.E. Mogote | 75,0% |\n| P.E. Guayabo | 70,0% |\n| P.E. La Esperanza | 70,0% |\n| P.E. Segeléctrica de C.R | 70,0% |\n| P.E. Montezuma | 70,0% |\n| P.E Vientos del Este | 70,0% |\n| Promedio | 72,4% |\n\n \n\nFuente:\nElaboración Intendencia de Energía.\n\nii. Rentabilidad\nsobre aportes al capital (ρ)\n\nEl nivel de\nrentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de\nActivos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas\nen la resolución RJD-027-2014, siendo estas:\n\n. La Tasa libre de\nriesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de\nmaduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la\npágina de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección\nde internet: http://www.federalreserve. gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nPor lo tanto, la tasa\nlibre de riesgo de los últimos 5 años, es de enero 2009 a diciembre 2013, el promedio\nde estos valores es de 2,68%. En el anexo Nº 3 se detalla cada uno de los\nvalores mensuales.\n\n. Prima por riesgo\n(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\nRisk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country\nRisk Premium. Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán\nde la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de\ninternet: http://www.stern.nyu. edu/~adamodar\n\nLa información para\nlos últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación son del año 2009 al\naño 2013, con los cuales el promedio aritmético es de 5,26% (ver anexo Nº 4).\n\n. Según lo indica la\nRJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas\nanteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de\nla serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una\nobservación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5\naños más recientes para los que se disponga de información).\n\n. Relación entre\ndeuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y\nes el apalancamiento financiero. En este caso se utiliza el apalancamiento\ncalculado en el punto i. anterior, que da como resultado 72,4%.\n\n. Beta desapalancada:\nEl valor de la beta desapalancada (ßd) se obtiene de la información publicada\npor el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección: http://www.\nstern.nyu.edu/~adamodar.\n\nNo es posible utilizar\nun promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no\ntiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos. Por\nesta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la\npágina de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad en los\nEstados Unidos de América disponibl\n\nSe decide utilizar\nesta categoría del beta debido a que, las empresas de la muestra de Utility\nGeneral están referidas mayormente a electricidad; mientras que Power tiene una\ncombinación muy amplia de empresas (gas natural, carbón, nuclear, refinación,\nconstrucción, exploración). Aunque la muestra del índice Power es mayor en\ncuanto a número de empresas, estas corresponden, en mucho, a actividades\ndiferentes a la electricidad. En Costa Rica el sector eléctrico es un servicio\npúblico en todas sus etapas, de tal forma que el índice Utility General es más\nrepresentativo de este sector. En pasados estudios tarifarios se utilizó la\ncategoría correspondiente a \"Electric Utility\", sin embargo esta categoría ya\nno existe, siendo el más parecido el Utility General.\n\nEl\nvalor obtenido es de 0,38 (ver anexo Nº 5).\n\n. Riesgo país (RP):\nSe considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk\nPremiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk\nPremium, los valores se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\nEl valor del riesgo\npaís utilizado es de 3,45%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años\ndel riego específico para Costa Rica (ver anexo Nº 6).\n\n. Tasa de impuesto\nsobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de\nimpuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la\nRenta, Ley Nº 7092.\n\nEl nivel de\nrentabilidad es:\n\nCuadro Nº 3\n\nCálculo del nivel de\nrentabilidad\n\n| Concepto | Valor |\n| --- | --- |\n| Tasa Libre Riesgo (Kl) | 2,68% |\n| Prima por Riesgo (Km-Kl) | 5,26% |\n| Riesgo País (Rp) | 3,45% |\n| Beta Desapalancada (Bd) | 0,38 |\n| Beta Apalancada (Ba) | 1,08 |\n| Rentabilidad (ρ) 11,80% | |\n\nFuente: Intendencia de Energía\n\niii. Tasa de interés\n\nSe utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta\nmeses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al\nsector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de enero\n2010 a diciembre 2014, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es\nde 8,966% (ver anexo Nº 7).\n\niv. Vida económica del proyecto (v)\n\nSegún lo establecido en la RJD-163-2011, para los efectos del modelo, la\nvida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato\nconsiderado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida\neconómica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.\n\nv. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nSegún lo establece la resolución RJD-163-2011, el plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo\ndel contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.\n\nvi. Edad de la planta.\n\nDado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el\nvalor de cero.\n\n \n\ne. Monto de la inversión unitaria (M)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para\nconstruir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.\n\nEn esta aplicación de la metodología se utiliza la primera opción\nincluida en la RJD-163-2011, la cual requiere la conformación de una muestra de\nal menos 20 plantas eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que\nprovengan de fuentes confiables. Además, se puede incorporar datos de proyectos\ncon capacidades mayores a 20 MW si existen justificaciones técnicas para\nhacerlo y cuando exista insuficiencia de datos de proyectos en el rango de\ncapacidades requeridos.\n\nEl monto de inversión se calcula de la siguiente manera:\n\ni. De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre las\nplantas eólicas en la fijación actual se incluyen los proyectos eólicos\nparticipantes de la convocatoria del ICE Nº 02-2014, a saber Vientos del Este\n(Aeroenergía S. A.), Mandela I (Desarrollos Ecológicos Escazú S. A.), Mandela\nII (Devial AS S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.), Guayabo (Venfor\nS.R.L.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Laguna de Mogote (Eólico Laguna de\nMogote S. A.), Alto de los Leones (Eólico Alto de los Leones S. A.),\nSegeléctrica (Segeléctrica de Costa Rica S. A.), Invenio (Desprosa S. A.), San\nJorge (Eólico San Jorge S.R.L.), La Montosa (Vientos de la Montosa S.R.L.),\nMontezuma (Hidroeléctrica del Norte), Ventus (Eaton Power S. A.) y Arenal\n(Proyecto Eólico Pedregal S. A.), de la convocatoria del ICE Nº 01-2012, a\nsaber Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S. A), Campos Azules\n(Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del\nVolcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), TilaWind I\n(Tilawind Coporation S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza\n(Horizontes del Sur S. A.), todas con capacidad de igual o menor a 20 MW.\nLuego, se obtiene el costo de inversión de Los Santos8, planta de menos de\n20 MW9 y de Valle Central con una capacidad de 15\nMW. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile10 se obtienen costos de inversión para 6 plantas\neólicas con capacidades igual o menor a 20 MW, con la información de Mecanismos\nde Desarrollo Limpio de las Naciones Unidas11 se actualiza la\ninformación de tres proyectos de la muestra (Canela, Cabo Negro y Chome) y de\nla Corporación Interamericana de Inversiones12 se obtiene el costo\nde inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW. Con la\ninformación anterior se tiene una muestra de 34 plantas eólicas de capacidades\niguales o menores a 20 MW.\n\n8La información se\nencuentra disponible en: http://www.coopesantos.com.\n\n9 Información obtenida del\noficio 2001-0043-2013 de la CNFL en respuesta a los oficios 113- IE-2012 y\n097-IE-2013.\n\n10 La\ninformación se encuentra disponible en: http://www.sea.gob.cl/\n\n11 La información se\nencuentra disponible en: http://cdm.unfccc.int/\n\n12 La información se encuentra\ndisponible en: http://www.iic.org/es/projects\n\n \n\nii. Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año\nen el cual se estimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los\nvalores se indexan al mes de diciembre del 2014. Para esta aplicación se\nutiliza el Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de\nTransmisión (PCU33361-33361)13, debido a la\nposición que presentaron las empresas en el proceso de audiencia pública, de la\nconveniencia del uso de este índice, ya que representa en mejor forma los\nposibles cambios en precios de los insumos necesarios para construir una planta\neólica.\n\niii. Para las plantas que no se conoce si incluyen el monto\ncorrespondiente al pago de intereses durante el período de construcción del\nproyecto eólico, se estima un año de intereses, los cuales se incluyen\nposteriormente al monto de inversión.\n\n13Esta información se obtiene\ndel Bureau of Labor Statistics en: http://www.bls.gov/\n\n \n\niv. Posteriormente, para los datos de costos de inversión total a\noctubre 2014 se calcula el promedio ponderado por capacidad para obtener el\nvalor del costo de inversión promedio de la muestra. El cual es de $2 101 por\nkW con la muestra obtenida.\n\nv. Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de\ninversión de la muestra y se obtiene un valor de $559 por KW. Con la\ninformación anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de\ntarifas, según se detalla más adelante.\n\nEn el anexo Nº 8 se observa la muestra y los valores de inversión\nutilizados.\n\nf. Factor ambiental\n\nActualmente el factor ambiental es igual a cero. Según la resolución\nRJD-163-2011, este factor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la metodología\ncorrespondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto. La\naprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos\nestablecidos en el marco legal vigente (entre otros, la convocatoria y\nrealización de audiencia pública).\n\ng. Definición de la banda\n\nPara establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\ni. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos\nutilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como\nresultado $559.\n\nii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio\nactualizado más la desviación estándar, es decir, $2 101 + $559 = $2 660 por\nkW.\n\niii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio\nactualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en otras\npalabras, $2 101 - $559 = $1 541 por KW.\n\nh. Cálculo de la tarifa\n\nUna vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de\ncálculo de tarifa y el resultado es el siguiente:\n\nCuadro Nº 4\n\nCálculo de la tarifa\n\n| Variables | Mínimo | Promedio | Máximo |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Costos de explotación ($/kW) | 72,14 | 72,14 | 72,14 |\n| Inversión ($/kW) | 1541 | 2101 | 2660 |\n| FC | 0,13 | 0,13 | 0,13 |\n| FP | 0,41 | 0,41 | 0,41 |\n| Horas | 8760 | 8760 | 8760 |\n| Rentabilidad (%) | 11,80 | 11,80 | 11,80 |\n| CFC | 196 | 267 | 338 |\n| E | 3559 | 3559 | 3559 |\n| Precio $/kWh | 0,0753 | 0,0952 | 0,1152 |\n\n \n\nFuente: Intendencia de Energía\n\ni. Estructura tarifaria:\n\nLa estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de\nelectricidad eólica según los parámetros adimensionales aprobados en la\nresolución RJD-163- 2011, es:\n\nCuadro Nº 5\n\nEstructura tarifaria para plantas eólicas\n\n(dólares / kWh)\n\n| Estación | Tarifa | |\n| --- | --- | --- |\n| Mínimo | 0,0998 | |\n| Alta | Promedio | 0,1263 |\n| Máximo | 0,1527 | |\n| Mínimo | 0,0400 | |\n| Baja | Promedio | 0,0506 |\n| Máximo | 0,0612 | |\n\n \n\nFuente: Intendencia de Energía\n\n \n\nj. Moneda en que se expresará la tarifa\n\nSegún lo establece la resolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes\nde la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los\nEstados Unidos de América (US$ o $).\n\nLas condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad\ncon lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa\naplicable.\n\nk. Obligación de presentar información\n\nComo se establece mediante la RJD-163-2011, los generadores privados\neólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta\nmetodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la\nARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de\nmantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su\ndebida justificación. Para estos efectos se deberá presentar, al menos\nanualmente, los estados financieros auditados de la empresa.\n\n(.)\n\nIV. Conclusiones\n\n1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores\nprivados eólicos, se obtiene que el factor de planta es de 0,41; el costo de\nexplotación es de $72,14 por KW; el valor promedio del apalancamiento\nfinanciero es de 72,4%; la rentabilidad es del 11,80% y el costo de inversión\npromedio ponderado es de $2 101 por kW.\n\n2. Con la actualización de las variables que integran la metodología\ntarifaria para plantas de generación privada nuevas eólicas, da como resultado\nuna banda inferior (límite inferior) de $0,0753 por kWh, una tarifa promedio en\n$0,0953 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1153 por kWh.\n\n3. La\nestructura tarifaria para la generación eólica es:\n\n| Estación | Tarifa | |\n| --- | --- | --- |\n| Mínimo | 0,0998 | |\n| Alta | Promedio | 0,1263 |\n| Máximo | 0,1527 | |\n| Mínimo | 0,0400 | |\n| Baja | Promedio | 0,0506 |\n| Máximo | 0,0612 | |\n\n \n\nFuente: Intendencia de\nEnergía\n\n(.)\n\nII.-Que en cuanto a\nlas oposiciones presentadas en la consulta pública, del oficio 472-IE-2015 del\n13 de marzo de 2015, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer\nlo siguiente:\n\n(.)\n\nA continuación se\nprocede a resumir las oposiciones presentadas y a su respectivo análisis:\n\n1. Instituto\nCostarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada\npor la señora María Gabriela Sánchez Rodríguez, cédula número 107960417, en su\ncondición de apoderada especial administrativa (folios del 66 al 69).\n\n(.)\n\nLas siguientes son\nlas respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:\n\na. Tal y como lo\nindica el ICE, la Aresep para esta fijación se basó en información pública y\nreconocida para obtener el monto de costos de explotación y de costos de\ninversión.\n\nb. Como reiteradamente\nlo ha indicado esta Intendencia en anteriores resoluciones, el mecanismo de\nparticipación ciudadana definido por Ley, es para que los interesados\nmanifiesten sus posiciones con respecto a alguna propuesta de ajuste tarifario,\nmetodología, normas y solicitudes para generación de fuerza eléctrica. Mediante\neste mecanismo la Autoridad Reguladora reúne criterios de los ciudadanos y\nempresas sobre el aspecto sometido a conocimiento público.\n\nCabe aclararle al ICE\nque, de conformidad con lo indicado en el artículo 36 de la Ley 7593, lo que se\nenvía a la audiencia pública es una propuesta. La propuesta se refiere al\ninforme técnico dirigido a todas las partes interesadas donde se justifica la\nnecesidad de una nueva fijación tarifaria. Así pues, no se debe confundir la\npropuesta de fijación tarifaria, con la fijación tarifaria, que está basado en\nun informe técnicamente justificado y que toma en cuenta lo expresado por los\nparticipantes de la audiencia pública.\n\nAdemás de lo\nanterior, la Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia, se ha\nreferido al tema. Al respecto, en la resolución 17238-2011 se indicó en lo\nconducente que:\n\n[.] El hecho de que\ncualquiera de las partes presente documentos en la audiencia, como se discute\nen este caso con relación a los empresarios, no vulnera el debido proceso ni el\nderecho de participación ciudadana pues esa es, precisamente, la oportunidad\nprocesal para conocer todas las pretensiones, objeciones y pruebas aportadas;\nuna vez celebrada, nada obsta para que los interesados en objetar los\ndocumentos aportados en la audiencia así lo hagan. Lo contrario, es decir, el\nimpedir a los empresarios que aportaran documentos durante la audiencia,\nviolaría su derecho al debido proceso pues, entre otros motivos, la audiencia\nes la ocasión para referirse a las objeciones de los ciudadanos. [.]\n\n(.)\n\n2. Molinos de\nViento del Arenal S. A., cédula de persona jurídica 3-101-147592 y Enel Green\nPower Costa Rica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101- 120506\n(folios del 70 al 94).\n\n(.)\n\nLas siguientes son\nlas respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:\n\na. Con respecto al\níndice utilizado para indexar los costos de inversión, se le indica a las\nempresas que cada una de las metodologías tiene sus propias características,\ntratándose de plantas de generación por medio de diferentes fuentes, es por\nello que el índice para Nuevas Construcciones es el adecuado en el \"Modelo de\nfijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo\ncontrato de compra y venta de electricidad con el ICE\", sin embargo no aplica\npara el caso de las plantas eólicas nuevas. Sin embargo se indica que se toma\nen cuenta la propuesta de otra posición de la audiencia, de utilizar el índice\nde la industria de Turbinas y equipo de transmisión (código PCU33361-33361), ya\nque éste representa en mejor forma los posibles cambios en precios de los\ninsumos necesarios para construir una planta eólica.\n\nb. Con respecto al\nriesgo país, se indica que la resolución RJD- 027-2014 especifica que se usará\nel 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\nvalores se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran,\nen la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, tal y como se\nutilizó en esta ocasión.\n\nc. Se le indica a la\nempresa, que la Aresep debe contar con información tanto del mercado nacional\ncomo internacional, la información que se obtiene de los concursos que realiza\nel ICE es pública, no es declarada confidencial y proviene de las mismas\nempresas que están participando en la licitación, las cuales están revelando\ninformación con la cual están dispuestos a entrar al mercado nacional. Es por\nello que no considera esta Intendencia que es erróneo utilizar este tipo de\ninformación. El que haya o no incentivos para subvalorar la información\ndeclarada en estos concursos, está fuera del ámbito de esta Intendencia.\n\nd. De la información aportada por las empresas en cuanto a los costos de\nexplotación para plantas eólicas nuevas, se les indica que será utilizada, lo\ncual se puede observar ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca)\nde este informe. Obteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14\npor kW.\n\ne. Respecto a la\ninclusión del factor ambiental, considera esta Intendencia que la fijación\ntarifaria que se propone en esta ocasión está apegada a lo que establece la\nmetodología vigente, la cual en este caso no incluye una variable de factor\nambiental, toda vez que todavía no se cuenta con una metodología para su determinación.\n\n(.)\n\n3. Inversiones\nEólicas Campos Azules S. A. (IECA), cédula de persona jurídica 3-101-644281,\nrepresentada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número\n1-1110-0069.\n\n(.)\n\nLas siguientes son las\nrespuestas a las posiciones resumidas anteriormente:\n\na. Se le indica que\nde la información aportada por las empresas en cuanto a los costos de\nexplotación para plantas eólicas nuevas, esta será utilizada, lo cual se puede\nver ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca) de este informe.\nObteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14 por kW.\n\nCon respecto a la\ninclusión de la planta Tejona, es importante indicar que con esta metodología\nse están contemplando los costos de operación y mantenimiento para una planta\nnueva y Tejona es una planta con más de una década en operación, por lo cual\npresenta costos de explotación muy ineficientes, comprados con los costos que\nactualmente pueda tener una planta eólica nueva. Así las cosas, por un tema de\ncomparabilidad no se incluye en el análisis.\n\nb. Dados los\nargumentos para cambiar el índice de indexación de la inversión, se acepta la\npropuesta de cambio y se va a utilizar el Índice de la Industria de Turbinas y\nEquipo de Transmisión (código de referencia PCU33361-33361).\n\nc. Se le indica a la\nempresa, que la Aresep debe contar con información tanto del mercado nacional\ncomo internacional, la información que se obtiene de los concursos que realiza\nel ICE es pública, no es declarada confidencial y proviene de las mismas\nempresas que están participando en la licitación, las cuales están revelando\ninformación con la cual están dispuestos a entrar al mercado nacional. Es por\nello que no considera esta Intendencia que es erróneo utilizar este tipo de\ninformación. El que haya o no incentivos para subvalorar la información\ndeclarada en estos concursos, está fuera del ámbito de esta Intendencia.\n\n(.)\n\n4. Asociación\nCostarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica\nnúmero 3-002-115819, representada por Mario Alvarado Mora, portador de la\ncédula de identidad número 401290640, en su condición de apoderado generalísimo.\n\n(.)\n\nAunque la oposición\npresentada por ACOPE no fue admitida, se le dan respuesta a sus argumentos:\n\na. Se le indica al\npetente que de la información aportada por las empresas en cuanto a los costos\nde explotación para plantas eólicas nuevas, esta será utilizada, lo cual se\npuede ver ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca) de este\ninforme. Obteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14 por kW.\n\nb. Dados los\nargumentos para cambiar el índice de indexación de la inversión, se acepta la\npropuesta de cambio y se va a utilizar el Índice de la Industria de Turbinas y\nEquipo de Transmisión (código de referencia PCU33361-33361).\n\n(.)\n\nIII.-Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y\nconsiderandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar\nlas tarifas eléctricas, tal y como se dispone. Por tanto,\n\nEL INTENDENTE DE\nENERGÍA,\n\nRESUELVE:\n\nI.-Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nnuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores\ndebidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite\ninferior) de $0,0753 por kWh, la tarifa promedio en $0,0952 por kWh y una\ntarifa superior (límite superior) de $0,1152 por kWh; con la siguiente\nestructura para la tarifa ($/kWh).\n\n \n\n \n\nII.-De conformidad con la resolución RJD-163-2011, los\ngeneradores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas\nmediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar\nanualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos\noperativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual), así como su debida justificación. Para estos efectos se deberá\npresentar antes del 31 de marzo de cada año, los estados financieros auditados\nde la empresa del año inmediato anterior.\n\nEn cumplimiento de lo\nque ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración\nPública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse\nlos recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de\nrevisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a\nquien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán\ninterponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el\nartículo 346 de la L. G. A. P., los recursos de revocatoria y de apelación\ndeberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día\nhábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro\nde los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.\n\nPublíquese y notifíquese.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 027\n\n Ex officio tariff setting according to the “Model for the Determination of\nReference Tariffs for new private wind generation plants”\n\nComplete Text of acta: 101EDE\n\nPUBLIC SERVICES\nREGULATORY AUTHORITY\n\nENERGY\nINTENDENCY\n\nRIE-027-2015 of March 13,\n2015.- Ex officio tariff setting according to the \"Model for the\nDetermination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation\nPlants\"\n\nET-170-2014\n\nResultando:\n\nI.-That on November 30,\n2011, through Resolution RJD-163-2011, the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\" was approved, which was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.\n\nII.-That on September 19,\n2013, through resolution RIE-080-2013, the Energy Intendente set the tariff band for all new private wind generators, which was published in La Gaceta No. 190 of October 03, 2013.\n\nIII.-That on March 20,\n2014, through resolution RJD-027-2014, the Board of Directors of the Regulatory Authority modified the tariff-setting methodologies for electricity generators using renewable resources, published in La Gaceta Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 02, 2014.\n\nIV.-That on December 09,\n2014, through official communication 1700-IE-2014, the Energy Intendency issued the report on the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\" (folios 03 to 28). That same day, through official communication 1701-IE-2014, based on technical report 1700-IE-2014, the Energy Intendente requested the opening of the expediente and the call for citizen participation (folio 01).\n\nV.-That on January 13,\n2015, the call for public consultation was published in La Gaceta No. 08 (folio 29) and in 2 nationally circulated newspapers; La Nación and La Extra (folio 34).\n\nVI.-That on February 12,\n2015, through official communication 0535- DGAU-2015/ 004461, the General Directorate of User Services provided the report of oppositions and coadjuvancies, which indicates that 3 positions were received (folios from 66 to 597):\n\n. Instituto Costarricense de Electricidad.\n\n. Molinos de Viento del Arenal S. A., and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-120506.\n\n. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA).\n\nVII.-That on March 13,\n2015, through official communication 472-IE- 2015, the Energy Intendency issued the respective technical study on the present tariff procedure.\n\nConsiderando:\n\nI.-That from the cited\ntechnical study 472-IE-2015, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n\"II. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Application of\nthe methodology.\n\nThis section presents the detail of the application of the \"Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants\" according to resolution RJD-163-2011 published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and RJD-027-2014 of March 20, 2014, and the criteria used in each case.\n\nBelow is a detail of how each of the model's variables was calculated.\n\na. Sales expectations (E)\n\nTo estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariffs, the following equation is considered:\n\nE=8760*fp\n\nWhere:\n\nE = Annual sales expectations (amount of energy).\n\n8760 = Number of hours in a year (24*365).\n\nFp = Plant capacity factor applicable by source.\n\nb. Plant capacity factor\n\nThe plant capacity factor value used in this model is obtained from the information of national plants that generate with wind power for which the Regulatory Authority has available information. Information from the last five available years is used, along with data from plants that generated energy for 10 or more months of the respective year; for these plants, the weighted average by installed capacity for each of the years is considered.\n\nTo obtain the plant capacity factor to be used in the application, the following steps are followed:\n\ni. For the last five years with available information, that is, for 2009, 2010, 2011, 2012, and 2013, the average of the values for each individual plant that has 10 or more months of production in each of those years is estimated.\n\nii. The available information refers to the generation of the following plants: Molinos de Viento S. A., Plantas Eólicas S. A., Aeroenergía S. A., Tejona, Planta Eólica Guanacaste S. A., the Proyecto Eólico Los Santos, and the Proyecto Eólico Valle Central.\n\niii. Once the average for each particular plant is obtained, the annual average weighted by installed capacity is calculated for the years mentioned above, meaning there are then five data points, one for each year; the results are detailed in Table No. 1.\n\niv. The average weighted by the total installed capacity of these five values is the plant capacity factor to be used to obtain the tariff. The updated value is 0.41.\n\nAnnex 1 shows the information required to obtain the plant capacity factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, as well as the result for each of the wind plants used. The following table shows the summary of the results for each year and the average for the 2008-2012 period.\n\nTable No. 1\n\nCalculation of the Plant capacity factor.\n\nPeriod 2009-2013\n\n| Period | Annual PF | Weighting | PF*Weighting |\n| --- | --- | --- | --- |\n| PF 2009 | 0.47 | 0.12 | 0.05 |\n| PF 2010 | 0.35 | 0.20 | 0.07 |\n| PF 2011 | 0.40 | 0.20 | 0.08 |\n| PF 2012 | 0.46 | 0.23 | 0.10 |\n| PF 2013 | 0.38 | 0.25 | 0.10 |\n| 0.41 | 1.00 | 0.41 | |\n\nSource:\nPrepared by the Energy Intendency, Annex No. 1\n\nc. Operating costs (Ca)\n\nOperating costs include the costs that are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes on profits or gains.\n\nThe methodology approved in RJD-163-2011 indicates that the calculation will be obtained by determining a sample of the operating costs of plants similar to those for which the tariff is to be set, and that if it is not possible to obtain specific data from individual plants, supplementary bibliography may be used, provided it is from reliable, impartial, and public sources.\n\nFor this application, information on operating costs from individual plants is not available, which is why bibliography is used to obtain the operating costs.\n\nBibliography from reliable sources in Latin America, Europe, and the United States of America was analyzed. Information was also taken from the internet website www.wordenergy.org, specifically the document entitled: World Energy Perspective Cost of Energy Technologies; the data were taken from table No. 2, page 15, for the countries: United States and Brazil. The number of information sources was also expanded with data provided by companies during the public hearing process, information indicated below:\n\n. According to IRENA (2012). \"Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Wind Power\", this publication is available on the website: http://www.irena. org/documentdownloads/publications/re_technologies_ cost_analysis-wind_power.pdf and is also found on the CD with the calculations attached to this report.\n\n. Office of integrated Analysis & Forecasting: US Energy Information Administration: The cost and performance of distributed Wind Turbines, 2010,-2035, which is found on the website: http://www.eia.gov/analysis/studies/distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf and is attached to the report CD.\n\n. National Renewable Energy Laboratory: The Cost of Wind Energy 2010, available at http://www.nrel.gov/docs/ fy12osti/5920.pdf and is attached to the report CD.\n\n. European Wind Energy Association (EWEA): The Economics of Wind Energy, available at: http://www. ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Economics_of_Wind_Energy.pdf and is attached to the CD for this report.\n\n. US Department of Energy: 2012 Wind Technologies market report, available at http://www.eere.energy.gov/ wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf\n\nThe operating cost was calculated as follows:\n\ni. According to the consulted bibliography1, operating costs range between 1 and 1.5 euro cents/kWh over the useful life of the turbines, in 2008 euros. For the study, the average amount of 1.25 euro cents/kWh was used. The equivalent of 1.25 euro cents/kWh in 2008 dollars is calculated, using the dollar-to-euro exchange rate for 2008, which according to information from the Federal Reserve (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Review.aspx?rel=H10) was 1.47 dollars per euro. This results in 1.84 US$ cents per kWh. The operating cost per kW in 2008 is $65.5 per kW. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 7.79%.\n\n1Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Departamento de Economía de la Universidad de Alcalá, España. 2009. Elsevier Journal\n\nii. From the second source of information2, it is obtained that the operation and maintenance cost for plants with plant capacity factors between 20 and 45% ranges between $24,000/MW and $24,400/MW, and given that the plant capacity factor for the plants to be tariffed is 41%, a value of $24,400/MW is taken. As the information is from October 2013, this value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 2.17%.\n\n2h t t p : / / w w w. w o r l d e n e rg y. o rg / w p - c o n t e n t / u p l o a d s / 2 0 1 3 / 0 9 / W E C _ J 11 4 3 _ CostofTECHNOLOGIES_021013_WEB_Final.pdf\n\ntext-align:justify'>iii. From IRENA (2012)3, an average operating cost of US$104.79 per kW for 2011 is obtained, which comes from operating costs from different countries, assuming a plant with a plant capacity factor of 41%; the value obtained is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 0.21%. A value of US$106.84 per kW is obtained.\n\n3http://www.irena.org/documentdownloads/publications/re_technologies_cost_analysis-wind_power.pdf\n\niv. From Office of integrated Analysis & Forecasting4, a breakdown of the operating costs of a wind plant is available, giving a value of US$ 77.69 for 2012 (considering a plant with a plant capacity factor of 41%); this value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 1.86%. A value of US$76.24 per kW is obtained.\n\n4http://www.eia.gov/analysis/studies/distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf\n\nv. From the National Renewable Energy Laboratory5, operating costs of between US$10/MWh and US$30/MW are obtained, which are averaged and a cost for a plant with a 41% plant capacity factor of US$71.56 per kWh for 2012 is obtained. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 1.86%. A value of US$70.23 per kW is obtained.\n\n5http://www.nrel.gov/docs/fy12osti/5920.pdf\n\nvi. From the European Wind Energy Association (EWEA)6, it is obtained that costs range between 1.2 and 1.5 euro cents per MWh, from which an average of 1.35 euro cents per MWh is obtained. This data is converted to dollars; according to information from the Federal Reserve (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Review.aspx?rel=H10), the rate was 1.3935 dollars per euro, resulting in US$1.88 per MWh for 2012. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 13.41%. A value of US$76.34 per kW is obtained.\n\n6http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Economics_of_Wind_Energy.pdf\n\nvii. Finally, from the US Department of Energy7, operating costs for wind plants of between 23.2 and 23.9 US$ per MWh are obtained, which are averaged and a cost for a plant with a plant capacity factor of 41% of US$84.27 per kW for 2012 is obtained. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, which results in a variation of 1.86%. A value of US$82.70 per kW is obtained.\n\n7http://www.eere.energy.gov/wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf\n\nviii. By averaging all the above operating costs for wind plants, a value of US$72.14 per kW is obtained.\n\nix. It is important to mention that all literature related to operating costs of wind plants indicates that from 1980 to date, these costs have been decreasing considerably, with more efficient technologies. The difficulty of obtaining specific operating cost data for plants of this type is noted, due to how new this industry is, and generally, what is done is to extrapolate data to obtain reasonable operating cost data.\n\nx. Current literature shows that operating costs for plants like those for which the tariff is to be set are decreasing, reaching values even of $20,000/MW; in this study, it was decided to average the cost value used in the previous setting with the new information on operating costs, so that new wind generating companies move towards efficiency.\n\nThe resulting operating cost for a wind plant is US$ 72.14 per kW (see Annex No. 2).\n\nd. Fixed capital cost (CFC)\n\nThe fixed capital cost (CFC) depends on the amount and conditions of the investment, which include the debt-to-equity ratio, financing conditions, the age of the plant, and its useful life, among others.\n\nThe FC factor is calculated using the equation that allows determining the amount of the uniform installment, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable profitability.\n\ni. Leverage (ψ)\n\nLeverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this data, the Regulatory Authority calculates the average debt financing of the electricity generation projects for which it has information.\n\nIn this case, the available information is that provided in the following sources:\n\n. The bidders of public tender No. 2006LI- 000043-PROV promoted by the ICE: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).\n\n. The latest tariff settings for private generators that contain information on leverage; for P.H. El Ángel it is 65% according to data from ET- 169-2010 on folio 855, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010.\n\n. The financial conditions presented by the participants in public tender 2010LI- 000020-PROV are included, which are: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S. A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A (P.E. Los Ángeles), and Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).\n\n. All wind projects participating in ICE call No. 01-2012 are included: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), for which financing information in a range is handled, so the values of the range are averaged and the result is the one used, and TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Segeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo (Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte S. A.), and Vientos del Este (Aeroenergía S. A.). In this case, only one data point is available for all projects, which was used.\n\nThe average financial leverage value of the projects for which information is available is 72.4%.\n\nThe following table shows the specific values for each project:\n\nTable No. 2\n\nCalculation of the Leverage Percentage\n\n| Project | Financial Leverage |\n| --- | --- |\n| P.E. Orosi Dos | 75.0% |\n| P.E. Los Ángeles | 70.0% |\n| P.E. Chiripa | 61.8% |\n| P.H. Capulín | 75.0% |\n| P.H. Torito | 75.0% |\n| P.H. Los Negros II | 80.0% |\n| P.H. Las Palmas | 75.0% |\n| P.H. Chucás | 70.0% |\n| P.H. Vara Blanca | 75.0% |\n| P.H. Ángel | 65.0% |\n| P.E. Altamira | 72.5% |\n| P.E. Campos Azules | 72.5% |\n\n| Project | Financial Leverage |\n| --- | --- |\n| P.E. Vientos de la Perla | 72.5% |\n| P.E. Vientos de Miramar | 72.5% |\n| P.E. TilaWind I | 70.0% |\n| P.E. Montes de Oro | 85.0% |\n| P.E. Mogote | 75.0% |\n| P.E. Guayabo | 70.0% |\n| P.E. La Esperanza | 70.0% |\n| P.E. Segeléctrica de C.R | 70.0% |\n| P.E. Montezuma | 70.0% |\n| P.E Vientos del Este | 70.0% |\n| Average | 72.4% |\n\nSource:\nPrepared by the Energy Intendency.\n\nii. Return on equity (ρ)\n\nThe level of return will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information sources indicated in resolution RJD-027-2014, these being:\n\n. The Risk-Free Rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve. gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nTherefore, the risk-free rate for the last 5 years, from January 2009 to December 2013, the average of these values is 2.68%. Annex No. 3 details each of the monthly values.\n\n. Risk 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, where country risk is called Country Risk Premium. The values for this variable and the unlevered beta will be obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu. edu/~adamodar\n\nThe information for the last 5 years available as of the date of the tariff setting are from 2009 to 2013, with which the arithmetic average is 5.26% (see Annex No. 4).\n\n. As indicated by RJD-027-2014, the information source chosen for the variables described above will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available).\n\n. Debt-to-equity ratio (D/Kp): estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. In this case, the leverage calculated in point i. above is used, which results in 72.4%.\n\n. Unlevered Beta: The value of the unlevered beta (ßd) is obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://www. stern.nyu.edu/~adamodar.\n\nIt is not possible to use an average of the last 60 months because the information source does not have monthly data, as it only calculates a beta with 5 years of data. For this reason, the unlevered beta is obtained as the data published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service in the United States of America availabl\n\nIt is decided to use this beta category because the companies in the Utility General sample are mostly related to electricity; whereas Power has a very broad mix of companies (natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration). Although the sample for the Power index is larger in terms of number of companies, these correspond largely to activities different from electricity. In Costa Rica, the electricity sector is a public service in all its stages, so the Utility General index is more representative of this sector. In past tariff studies, the category corresponding to \"Electric Utility\" was used, however this category no longer exists, with Utility General being the most similar.\n\nThe value obtained is 0.38 (see Annex No. 5).\n\n. Country Risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk Premium; the values will be obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar\n\nThe country risk value used is 3.45%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Annex No. 6).\n\n. Income tax rate: defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Ley Nº 7092.\n\nThe return level is:\n\nTable No. 3\n\nCalculation of the return level\n\n| Concept | Value |\n| --- | --- |\n| Risk-Free Rate (Kl) | 2.68% |\n| Risk Premium (Km-Kl) | 5.26% |\n| Country Risk (Rp) | 3.45% |\n| Unlevered Beta (Bd) | 0.38 |\n| Levered Beta (Ba) | 1.08 |\n| Return (ρ) 11.80% | |\n\nSource: Energy Intendency\n\niii. Interest rate\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, will be used.\n\nThe arithmetic average for the last sixty months, that is, from January 2010 to December 2014, of the aforementioned interest rate obtained is 8.966% (see Annex No. 7).\n\niv. Economic life of the project (v)\n\nAs established in RJD-163-2011, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model for defining the tariff. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.\n\nv. Debt term (d) and contract term\n\nAs established by resolution RJD-163-2011, 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, which is the maximum permitted by law.\n\nvi. Age of the plant.\n\nGiven that these are new plants, a value of zero is assigned to this variable.\n\ne. Unit investment amount (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nIn this application of the methodology, the first option included in RJD-163-2011 is used, which requires the creation of a sample of at least 20 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, coming from reliable sources. Furthermore, data from projects with capacities greater than 20 MW may be incorporated if there are technical justifications for doing so and when there is insufficient data from projects within the required capacity range.\n\nThe investment amount is calculated as follows:\n\ni. From the information available at the Regulatory Authority on wind plants in the current tariff setting, the wind projects participating in ICE call No. 02-2014 are included, namely Vientos del Este (Aeroenergía S. A.), Mandela I (Desarrollos Ecológicos Escazú S. A.), Mandela II (Devial AS S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.), Guayabo (Venfor S.R.L.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Laguna de Mogote (Eólico Laguna de Mogote S. A.), Alto de los Leones (Eólico Alto de los Leones S. A.), Segeléctrica (Segeléctrica de Costa Rica S. A.), Invenio (Desprosa S. A.), San Jorge (Eólico San Jorge S.R.L.), La Montosa (Vientos de la Montosa S.R.L.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte), Ventus (Eaton Power S. A.), and Arenal (Proyecto Eólico Pedregal S. A.); from ICE call No. 01-2012, namely Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S. A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), all with a capacity equal to or less than 20 MW. Then, the investment cost of Los Santos8, a plant of less than 20 MW9, and of Valle Central with a capacity of 15 MW are obtained. From the Servicio de Evaluación Ambiental of Chile10, investment costs for 6 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW are obtained; with information from the United Nations Clean Development Mechanism11, the information for three projects in the sample (Canela, Cabo Negro, and Chome) is updated; and from the Inter-American Investment Corporation12, the investment cost of a wind project in Argentina of less than 20 MW is obtained. With the above information, there is a sample of 34 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW.\n\n8The information is available at: http://www.coopesantos.com.\n\n9 Information obtained from official communication 2001-0043-2013 from the CNFL in response to official communications 113- IE-2012 and 097-IE-2013.\n\n10 The information is available at: http://www.sea.gob.cl/\n\n11 The information is available at: http://cdm.unfccc.int/\n\n12 The information is available at: http://www.iic.org/es/projects\n\nii. For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is known, which is why each of the values is indexed to the month of December 2014. For this application, the Producer Price Index for the Turbine and Transmission Equipment Industry (PCU33361-33361)13 is used, due to the position presented by the companies during the public hearing process regarding the convenience of using this index, as it better represents the possible price changes of the inputs necessary to build a wind plant.\n\niii. For plants where it is unknown if the amount includes the payment of interest during the wind project's construction period, one year of interest is estimated, which is subsequently included in the investment amount.\n\n13This information is obtained from the Bureau of Labor Statistics at: http://www.bls.gov/\n\niv. Subsequently, for the total investment cost data up to October 2014, the weighted average by capacity is calculated to obtain the average investment cost value of the sample. This is $2,101 per kW with the sample obtained.\n\nv. Finally, the standard deviation of the investment costs of the sample is calculated, and a value of $559 per kW is obtained. With the above information, the upper and lower limits of the tariff range are calculated, as detailed further below.\n\nAnnex No. 8 shows the sample and the investment values used.\n\nf. Environmental factor\n\nCurrently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-163-2011, this factor will be included in the tariff once the corresponding methodology for the environmental component, as well as its respective amount, is approved. The approval of this methodology must comply with the procedures established in the current legal framework (among others, the call for and holding of a public hearing).\n\ng. Definition of the band\n\nTo establish the tariff band, the following steps are carried out:\n\ni. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, which results in $559.\n\nii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, that is, $2,101 + $559 = $2,660 per kW.\n\niii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus the standard deviation found in step 1, in other words, $2,101 - $559 = $1,541 per KW.\n\nh. Calculation of the tariff\n\nOnce all the variables have been calculated, they are introduced into the tariff calculation formula, and the result is as follows:\n\nTable No. 4\n\nCalculation of the tariff\n\n| Variables | Minimum | Average | Maximum |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Operating Costs ($/kW) | 72.14 | 72.14 | 72.14 |\n| Investment ($/kW) | 1541 | 2101 | 2660 |\n| FC | 0.13 | 0.13 | 0.13 |\n| FP | 0.41 | 0.41 | 0.41 |\n| Hours | 8760 | 8760 | 8760 |\n| Profitability (%) | 11.80 | 11.80 | 11.80 |\n| CFC | 196 | 267 | 338 |\n| E | 3559 | 3559 | 3559 |\n| Price $/kWh | 0.0753 | 0.0952 | 0.1152 |\n\nSource: Intendencia de Energía\n\ni. Tariff structure:\n\nThe reference tariff structure for a wind-power electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:\n\nTable No. 5\n\nTariff structure for wind plants\n\n(dollars / kWh)\n\n| Season | Tariff | |\n| --- | --- | --- |\n| Minimum | 0.0998 | |\n| High | Average | 0.1263 |\n| Maximum | 0.1527 | |\n| Minimum | 0.0400 | |\n| Low | Average | 0.0506 |\n| Maximum | 0.0612 | |\n\nSource: Intendencia de Energía\n\nj. Currency in which the tariff will be expressed\n\nAs established by resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States dollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made shall be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.\n\nk. Obligation to submit information\n\nAs established by RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to submit annually to ARESEP audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) along with its due justification. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.\n\n(.)\n\nIV. Conclusions\n\n1. Applying the approved tariff methodology for private wind generators, the resulting plant factor is 0.41; the operating cost is $72.14 per KW; the average value of financial leverage is 72.4%; profitability is 11.80%; and the weighted average investment cost is $2,101 per kW.\n\n2. Updating the variables that make up the tariff methodology for new private wind generation plants results in a lower band (lower limit) of $0.0753 per kWh, an average tariff of $0.0953 per kWh, and an upper band (upper limit) of $0.1153 per kWh.\n\n3. The tariff structure for wind generation is:\n\n| Season | Tariff | |\n| --- | --- | --- |\n| Minimum | 0.0998 | |\n| High | Average | 0.1263 |\n| Maximum | 0.1527 | |\n| Minimum | 0.0400 | |\n| Low | Average | 0.0506 |\n| Maximum | 0.0612 | |\n\nSource: Intendencia de Energía\n\n(.)\n\nII.-That regarding the oppositions submitted during the public consultation, it is appropriate to extract the following from official communication 472-IE-2015 of March 13, 2015, which serves as the basis for this resolution:\n\n(.)\n\nThe oppositions submitted and their respective analysis are summarized below:\n\n1. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Ms. María Gabriela Sánchez Rodríguez, identification number 107960417, in her capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 66 to 69).\n\n(.)\n\nThe following are the responses to the positions summarized above:\n\na. As ICE indicates, ARESEP, for this setting, relied on public and recognized information to obtain the amount of operating costs and investment costs.\n\nb. As this Intendencia has repeatedly indicated in previous resolutions, the citizen participation mechanism defined by Law is for interested parties to state their positions regarding any tariff adjustment proposal, methodology, standards, and requests for electric power generation. Through this mechanism, the Regulatory Authority gathers criteria from citizens and companies on the matter submitted for public knowledge.\n\nIt should be clarified to ICE that, in accordance with what is indicated in Article 36 of Ley 7593, what is sent to the public hearing is a proposal. The proposal refers to the technical report addressed to all interested parties justifying the need for a new tariff setting. Thus, the tariff-setting proposal should not be confused with the tariff setting itself, which is based on a technically justified report and takes into account what was expressed by the participants at the public hearing.\n\nIn addition to the above, the Constitutional Chamber of the Supreme Court of Justice has addressed the issue. In this regard, resolution 17238-2011 indicated, as relevant, that:\n\n[.] The fact that any of the parties submits documents at the hearing, as is discussed in this case concerning the entrepreneurs, does not violate due process or the right to citizen participation because that is precisely the procedural opportunity to learn of all claims, objections, and evidence submitted; once it is held, nothing prevents those interested in objecting to the documents submitted at the hearing from doing so. The contrary, that is, preventing the entrepreneurs from submitting documents during the hearing, would violate their right to due process because, among other reasons, the hearing is the occasion to address the citizens' objections. [.]\n\n(.)\n\n2. Molinos de Viento del Arenal S. A., legal entity identification number 3-101-147592, and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-120506 (folios 70 to 94).\n\n(.)\n\nThe following are the responses to the positions summarized above:\n\na. Regarding the index used to index the investment costs, the companies are informed that each methodology has its own characteristics, dealing with generation plants using different sources. For this reason, the index for New Construction is appropriate in the \"Tariff-setting model for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with ICE\"; however, it does not apply to the case of new wind plants. Nevertheless, it is noted that the proposal from another position in the hearing to use the Turbine and Transmission Equipment industry index (code PCU33361-33361) is taken into account, since this better represents possible changes in the prices of inputs necessary to build a wind plant.\n\nb. Regarding country risk, it is indicated that resolution RJD-027-2014 specifies that the published value for Costa Rica from the data denominated Risk Premiums for the other markets, where country risk is denominated Country Risk Premium, will be used; the values shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, as was done on this occasion.\n\nc. The company is informed that ARESEP must have information from both the national and international markets; the information obtained from the tenders conducted by ICE is public, is not declared confidential, and comes from the very companies participating in the bidding process, which are revealing information with which they are willing to enter the national market. This is why this Intendencia does not consider it erroneous to use this type of information. Whether or not there are incentives to undervalue the information declared in these tenders is outside the scope of this Intendencia.\n\nd. Regarding the information provided by the companies on operating costs for new wind plants, they are informed that it will be used, which can be seen extensively in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$72.14 per kW.\n\ne. Regarding the inclusion of the environmental factor, this Intendencia considers that the tariff setting proposed on this occasion is aligned with what is established in the current methodology, which in this case does not include an environmental factor variable, since a methodology for its determination is not yet available.\n\n(.)\n\n3. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA), legal entity identification number 3-101-644281, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069.\n\n(.)\n\nThe following are the responses to the positions summarized above:\n\na. It is indicated that the information provided by the companies regarding operating costs for new wind plants will be used, which can be seen extensively in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$72.14 per kW.\n\nRegarding the inclusion of the Tejona plant, it is important to indicate that this methodology contemplates the operation and maintenance costs for a new plant, and Tejona is a plant with more than a decade in operation, thus it presents highly inefficient operating costs compared to the costs that a new wind plant may currently have. Therefore, for reasons of comparability, it is not included in the analysis.\n\nb. Given the arguments to change the investment indexation index, the proposed change is accepted, and the Turbine and Transmission Equipment Industry Index (reference code PCU33361-33361) will be used.\n\nc. The company is informed that ARESEP must have information from both the national and international markets; the information obtained from the tenders conducted by ICE is public, is not declared confidential, and comes from the very companies participating in the bidding process, which are revealing information with which they are willing to enter the national market. This is why this Intendencia does not consider it erroneous to use this type of information. Whether or not there are incentives to undervalue the information declared in these tenders is outside the scope of this Intendencia.\n\n(.)\n\n4. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal entity identification number 3-002-115819, represented by Mario Alvarado Mora, holder of identity card number 401290640, in his capacity as general attorney-in-fact.\n\n(.)\n\nAlthough the opposition submitted by ACOPE was not admitted, a response is provided to its arguments:\n\na. The petitioner is informed that the information provided by the companies regarding operating costs for new wind plants will be used, which can be seen extensively in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$72.14 per kW.\n\nb. Given the arguments to change the investment indexation index, the proposed change is accepted, and the Turbine and Transmission Equipment Industry Index (reference code PCU33361-33361) will be used.\n\n(.)\n\nIII.-That in accordance with what is stated in the preceding resultandos and considerandos and in the merit of the case file, the appropriate course of action is to set the electric tariffs, as ordered. Therefore,\n\nTHE INTENDENTE DE ENERGÍA,\n\nRESOLVES:\n\nI.-To set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200 or other purchasers duly authorized by Law, consisting of the lower tariff (lower limit) of $0.0753 per kWh, the average tariff at $0.0952 per kWh, and an upper tariff (upper limit) of $0.1152 per kWh; with the following structure for the tariff ($/kWh).\n\n\n\nII.-In accordance with resolution RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to submit annually to ARESEP audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses), as well as its due justification. For these purposes, the company's audited financial statements for the immediately preceding year must be submitted before March 31 of each year.\n\nIn compliance with what is ordered by Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.), it is reported that the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary remedy of review may be filed against this resolution. The remedy of revocation may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the remedies of appeal and review may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with Article 346 of the L. G. A. P., the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following the notification and, the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nPublish and notify." }