{ "id": "norm-79178", "citation": "Resolución 034", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas Solares Fotovoltaicas Nuevas", "title_en": "Reference Tariff Methodology for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants", "summary_es": "Esta Resolución aprueba la metodología tarifaria para determinar los precios de referencia de compra de energía eléctrica proveniente de nuevas plantas de generación privada solar fotovoltaica, en el marco del Capítulo I de la Ley 7200. La metodología establece una banda tarifaria con un límite superior (costo promedio de inversión más una desviación estándar) y un límite inferior (costo promedio menos tres desviaciones estándar, o un número de desviaciones calculado para alcanzar costo cero), basada en costos de inversión del estudio ECLAREON/BSW, factor de planta del ICE, costos de explotación, y costo de capital (CAPM). La banda aplica a plantas nuevas de hasta 20 MW que vendan energía al ICE o en condiciones similares del Capítulo I de la Ley 7200. Se excluye la generación a pequeña escala para autoconsumo. La tarifa se expresa en dólares, se actualiza anualmente, y no incluye estructura tarifaria diferenciada por estación. Las variables basadas en informes técnicos deberán revisarse al menos cada 5 años.", "summary_en": "This Resolution approves the tariff methodology for determining reference prices for purchasing electricity from new solar photovoltaic private generation plants, within the framework of Chapter I of Law 7200. The methodology establishes a tariff band with an upper limit (average investment cost plus one standard deviation) and a lower limit (average cost minus three standard deviations, or a number of deviations calculated to reach zero cost), based on investment costs from the ECLAREON/BSW study, ICE capacity factor, operating costs, and cost of capital (CAPM). The band applies to new plants up to 20 MW that sell energy to ICE or under similar conditions to Chapter I of Law 7200. Small-scale generation for self-consumption is excluded. The tariff is in US dollars, updated annually, and does not include a seasonal tariff structure. Variables based on technical reports must be reviewed at least every 5 years.", "court_or_agency": "", "date": "16/03/2015", "year": "2015", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "tarifas de referencia", "banda tarifaria", "generación privada", "Ley 7200", "servicio al costo", "factor de planta", "CAPM", "SETENA", "viabilidad ambiental" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 36", "law": "Ley 7593" } ], "keywords_es": [ "tarifas", "generación privada", "energía solar fotovoltaica", "banda tarifaria", "Ley 7200", "ARESEP", "metodología tarifaria", "costo de inversión", "servicio al costo", "audiencia pública", "SETENA", "factor ambiental" ], "keywords_en": [ "tariffs", "private generation", "solar photovoltaic energy", "tariff band", "Law 7200", "ARESEP", "tariff methodology", "investment cost", "cost of service", "public hearing", "SETENA", "environmental factor" ], "excerpt_es": "El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas solares fotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas solares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.", "excerpt_en": "The model presented is applicable to tariff fixations for energy sales to ICE by private generators producing with new solar photovoltaic plants, within the framework of Chapter 1 of Law 7200, and for those purchases and sales of electricity from new private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "Approval of the tariff methodology for new solar photovoltaic private generation plants, establishing a tariff band based on investment costs, capacity factor, and cost of capital, applicable to sales to ICE under Chapter I of Law 7200.", "summary_es": "Aprobación de la metodología tarifaria para nuevas plantas de generación privada solar fotovoltaica, que establece una banda tarifaria basada en costos de inversión, factor de planta y costo de capital, aplicable a ventas al ICE bajo el Capítulo I de la Ley 7200." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando III, Justificación", "quote_en": "The upper limit of the tariff band should not deviate significantly from expected costs and should reflect the trend shown in them. In that sense and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that this upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation.", "quote_es": "El límite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar." }, { "context": "Considerando III, Justificación", "quote_en": "The aim of covering as much data as possible regarding the 'left side of the tail', given the available information, is desirable so that private generators can offer rates lower than the reference rates, so that ultimately final consumer prices can be reduced.", "quote_es": "El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al 'lado izquierdo de la cola', dada la información disponible, es deseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las de referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios finales al consumidor." }, { "context": "Considerando II, respuesta a PV Huacas y ACOPE", "quote_en": "The methodology seeks for solar projects to be installed in areas with the best capacity factors, so using this capacity factor achieves this objective.", "quote_es": "La metodología busca que los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de planta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 31" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=79178&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 1, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 034\n\n Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas\nde generación privada solares fotovoltaicas nuevas\n\nTexto Completo acta: 17D5F5\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nResolución\nRJD-034-2015.-San José, a las quince horas del dieciséis de marzo de dos mil\nquince.\n\nMetodología para la\ndeterminación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares\nfotovoltaicas nuevas. Expediente OT-296-2014.\n\nResultando:\n\nI.-Que la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos se encuentra en la actualidad en un\nproceso de formalización y diseño de metodologías en todos los sectores\nregulados. En el sector eléctrico y específicamente en generación privada, en\nlos últimos años se han aprobado una serie de modelos tarifarios aplicables a\nla compra y venta de energía eléctrica producida por generadores privados,\nmediante distintas fuentes como son la hidroeléctrica, la eólica y la biomasa.\nEsas transacciones de energía han estado enmarcadas dentro de lo que establece\nel Capítulo I de la Ley 7200.\n\nII.-Que con el objetivo\nde iniciar la formulación metodológica y de contar con la información para la\naplicación de la misma, así como conocer mejor el mercado, se realizó dentro\ndel marco de un proyecto de cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación\nAlemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos un informe\ntécnico titulado \"Determinación de la tarifa retributiva para\ninstalaciones FV en Costa Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/\nBundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la\nAgencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en\nCentroamérica.\n\nIII.-Que es importante\nseñalar que desde el año 2011, se ha presentado una notable reducción de los\nprecios de la energía fotovoltaica en el mercado internacional. En\nconsecuencia, la industria de generación fotovoltaica se ha vuelto más\ncompetitiva en relación con la industria de generación de electricidad mediante\notras fuentes renovables. Entre otras, esta es una de las razones por las\ncuales, en los últimos años ha crecido el interés de incorporar este tipo de\nenergía en el Sistema Eléctrico Nacional por parte del ICE y de otras empresas\ndistribuidoras de electricidad del país.\n\nIV.-Que el 12 de\nsetiembre de 2014, mediante oficio 116- CDR-2014, el Centro de Desarrollo de la\nRegulación (CDR), envía una propuesta de \"Metodología para la\nDeterminación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada\nSolares Fotovoltaicas Nuevas\".\n\nV.-Que el 22 de\nsetiembre de 2014, mediante acuerdo 03- 55-2014 de la sesión extraordinaria\n55-2014 y ratificada el 22 de octubre de 2014 se indica: \"Continuar en una\npróxima sesión, con el análisis de la propuesta metodológica para la\ndeterminación de tarifas de referencia para plantas de generación privadas\nsolares fotovoltaicas nuevas, con el propósito de que el Centro de Desarrollo\nde la Regulación someta una versión ajustada conforme las observaciones y\nsugerencias formuladas en esta oportunidad\"\n\nVI.-Que el 18 de\nnoviembre de 2014, mediante oficio 820-RG-2014/152-CDR-2014 el Despacho del\nRegulador y el Centro de Desarrollo de la Regulación en cumplimiento del\nacuerdo 03-55-2014, envían al Secretario de Junta Directiva la\n\"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas\nde Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas\".\n\nVII.-Que\nel 24 de noviembre de 2014, mediante acuerdo 05-68-2014 de la sesión ordinario\n68-2014, la Junta Directiva de Aresep acordó \"Someter al trámite de\naudiencia pública la Propuesta \"Metodología para la Determinación de\nTarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas\nNuevas\" (.).\" (folios 01 al 208).\n\nVIII.-Que el 13 de\nenero de 2015, se publicó la convocatoria a la audiencia pública de Ley, en La\nGaceta N° 8 y el 16 de enero de 2015 en los diarios La Nación y La Extra\n(folios 212 y 213).\n\nIX.-Que el 10 de\nfebrero de 2015, se llevó a cabo la audiencia pública en el Auditorio de la\nAresep interconectados por el sistema de videoconferencia con los Tribunales de\nJusticia de los centros de: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón,\nPérez Zeledón y Puntarenas, además dicha audiencia se desarrolló en forma\npresencial en el salón parroquial de Bribrí, Limón, Talamanca; en la cual se\nrecibieron y se admitieron 3 posiciones por parte de: Instituto Costarricense\nde Electricidad, PV Huacas Sociedad Anónima y Enel Green Power Costa Rica\nSociedad Anónima y Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).\n\nX.-Que el 24 febrero de\n2015, la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y el\nDespacho del Regulador General, mediante oficio 015-CDR-2015/222-RG-2015,\nremitió a la Secretaría de Junta Directiva el informe final de la\n\"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas\nde Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas\" (No consta en los\nautos del Exp. OT-296-2014).\n\nXI.-Que el 3 de marzo\nde 2015, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria mediante el\ncriterio 176-DGAJR-2015, le recomendó a la Junta Directiva: \"Someter al\nconocimiento y discusión de la Junta Directiva la propuesta de\n\"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas\nde Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas\", remitida por el\nDespacho del Regulador General y la Dirección General del Centro de Desarrollo\nde la Regulación mediante el oficio 222-RG-2015/015-CDR-2015\". (No consta\nen los autos del Exp. OT-296-2014).\n\nConsiderando:\n\nI.-Que en ausencia del\nseñor Regulador General Dennis Meléndez Howell, por encontrarse de vacaciones\nel 16 de marzo de 2015, comparece en este acto la señora Grettel López Castro,\nen su condición de Reguladora General Adjunta, según el acuerdo que consta en\nel artículo segundo del acta de la sesión ordinaria número ciento sesenta y\nuno, celebrada por el Consejo de Gobierno el 20 de agosto del dos mil trece,\npublicado en La Gaceta 211 del 1 de noviembre del 2013, nombramiento que quedó\nratificado por la Asamblea Legislativa en la sesión ordinaria número 69,\ncelebrada el 19 de setiembre de 2013, de conformidad con lo estipulado en el\nartículo 47 de la Ley 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, nombramiento que a la fecha se encuentra vigente. De conformidad con\nel artículo 57 de la misma ley, la Reguladora General Adjunta sustituye al\nRegulador General durante sus ausencias temporales.\n\nII.-Que en cuanto a las\noposiciones y coadyuvancias presentadas en la audiencia pública, del oficio\n015-CDR-2015/222- RG-2015 del 24 de febrero de 2015, que sirve de base para la\npresente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n\"(...)\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 222 al 263).\n\n1.1 Dicha metodología\ndebe precisar que el sistema de bandas tarifarias que se aprueba será utilizado\npor el ICE para la compra de energía de acuerdo a lo establecido en la Ley\n7200, el Reglamento al Capítulo I y el Procedimiento de Selección de Proyectos\nque al efecto se mantenga vigente.\n\nEn el alcance de la\nmetodología se establece en el folio 14 lo siguiente: \"El modelo que se\npresenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al\nICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas solares\nfotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley\n7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas\nsolares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que\nestablece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que\ndeban ser reguladas por ARESEP\". Es decir, ya se encuentra contemplado que\nlas ventas de energía al ICE son mediante el marco de la Ley 7200.\n\nEn cuanto a los\nprocedimientos de selección de proyectos que utilice el ICE, éstos quedan fuera\ndel alcance de esta metodología debido a que es competencia de la empresa y no\nde Aresep.\n\n1.2 En atención al\nprincipio de legalidad y seguridad jurídica insta al Ente Regulador para que al\nmomento de resolver y aprobar la fijación de la banda tarifaria derivada de la\naplicación de esta metodología, no modifique los datos de las variables\nsometidos a discusión en la presente audiencia pública actualizándolos al día\nde la audiencia o de la resolución, sin brindar el debido proceso a las Partes\ninteresadas para que se puedan referir a los nuevos datos.\n\nEste es un tema de\naplicación de las metodologías. Vale la pena indicar que en relación con la\nactualización de las variables al momento de la audiencia, desde el año 2004\nexiste un acuerdo de la Junta Directiva de esta Autoridad Reguladora (Acuerdo\n004-015-2004) en el cual se instruye a las direcciones técnicas de ese momento,\nahora Intendencias, a \"Actualizar a la fecha de celebración de la\naudiencia pública las siguientes variables: Salarios mínimos, Tipo de cambio de\nventa del dólar de los Estados Unidos de América con respecto al colón y precio\nde los combustibles.\"\n\nCon el fin de\ngarantizar el cumplimiento del principio del servicio al costo, dicha\ndisposición se ha generalizado, y se ha convertido en una práctica\nadministrativa que se aplica para actualizar variables de los estudios\ntarifarios ordinarios o extraordinarios que se tramitan en esta Autoridad.\n\nNo se omite indicar que\nel mecanismo de participación ciudadana definido por Ley, es para que los\ninteresados manifiesten sus posiciones con respecto a alguna propuesta de\najuste tarifario, metodología, normas y solicitudes de concesión de generación\nde energía eléctrica. Mediante este mecanismo la Autoridad Reguladora reúne\ncriterios de los ciudadanos y empresas sobre el aspecto sometido a conocimiento\npúblico. Sobre éste punto el artículo 36 de la Ley 7593, dispone en lo\nconducente:\n\n\"(.) La audiencia\nse convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos\nformales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará\nun extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación\nnacional, con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la\naudiencia. (.)\"\n\nCabe aclarar que una\npropuesta, se refiere a un informe técnico dirigido a todas las partes\ninteresadas donde se justifica la necesidad de la aprobación de una metodología\ntarifaria a fin de ser sometida a audiencia pública. Así pues, no se debe\nconfundir la propuesta -requisito mínimo indispensable que la Aresep necesita a\nfin de enviar la propuesta a audiencia pública- con la información que se\nrequiere para sustentar la solicitud tarifaria.\n\nEsta última información\n-necesaria para sustentar la aprobación de metodología- deberá ser analizada\nuna vez que haya concluido el procedimiento de audiencia pública, ya que es\nhasta este momento que el Ente Regulador cuenta con toda la información para\npoder resolver la fijación tarifaria. De ahí la importancia que al momento de\nrealizarse los cálculos y de redactar el informe tarifario sobre la fijación de\noficio, se utilice la última información disponible.\n\n1.3 El Ente Regulador\nno justifica la exclusión del rango bajo del costo de inversión, eliminándolo\nen forma arbitraria, lo que afecta el promedio del costo de inversión y por lo\ntanto la desviación estándar lo cual incide en un aumento tanto del piso de la\nbanda como del techo en favor del generador privado. Sobre la tendencia de\nprecios de la energía solar fotovoltaica. Modificar el texto para incluir el\nrango bajo, ya que estos cambios son necesarios para que los generadores\nprivados puedan ofertar dentro del proceso de concurso a tarifas menores a las\nde referencia y que ese beneficio se vea trasladado al consumidor final a\ntravés de la tarifa.\n\nEn la página 35, del\ndocumento \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en\nCosta Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband\nSolarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de\nCooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se\npueden encontrar los elementos relevantes del costo de inversión de una\ninstalación fotovoltaica (Anexo 1, folio 59). Dicho estudio propone que los\nmódulos fotovoltaicos y los inversores se distinguen debido a sus calidades y\nprecios. El segmento inferior de costos de inversión, involucra módulos\nfotovoltaicos e inversores de baja calidad. Para los efectos de la generación\nde energía eléctrica mediante fuente solar fotovoltaica, se excluye este rango.\n\n1.4 Si bien la\nmetodología propuesta por la ARESEP es consistente con las otras metodologías\npara plantas nuevas, es necesario que la ARESEP incluya para el cálculo del\ncosto de inversión el rango bajo contenido en el estudio ECLAREON/BSW (2014) y\nque valore una modificación del techo de la banda de acuerdo con los últimos\nacontecimientos a nivel internacional respecto de esta tecnología.\n\nEn la página 35, del\ndocumento \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en\nCosta Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband\nSolarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de\nCooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se\npueden encontrar los elementos relevantes del costo de inversión de una\ninstalación fotovoltaica (Anexo 1, folio 59). Dicho estudio propone que los\nmódulos fotovoltaicos y los inversores se distinguen debido a sus calidades y\nprecios. El segmento inferior de costos de inversión, involucra módulos\nfotovoltaicos e inversores de baja calidad. Para los efectos de la generación\nde energía eléctrica mediante fuente solar fotovoltaica, se excluye este rango.\n\nPor otra parte, la\naplicación del promedio más una desviación estándar como límite superior es\nconsistente con las Metodologías de plantas de generación privada\nhidroeléctricas y eólicas nuevas aprobadas por Aresep. Sobre este tema la\nmetodología indica en el folio 05 lo siguiente: \".el límite superior de la\nbanda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y\nreflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con\nlas otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que\ndicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más\nuna desviación estándar. De esta manera, se espera establecer un precio que\ncumpla con el principio de servicio al costo para los inversionistas, sin tener\nque ampliar la banda en exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que\npuedan resultar ineficientes\".\n\nSe ha observado una\ndisminución en los costos de la tecnología a lo largo de los últimos años, tal\ny como se indicó en la propuesta en el folio 05 \".a lo largo de los\núltimos años se ha podido observar las rápidas mejoras tecnológicas que ha\nsufrido esta fuente de energía y el abaratamiento en los equipos utilizados\npara su instalación. Esta tendencia ha sido mencionada en diferente literatura\ncomo lo es el \"Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040\"\nU.S. Energy Information Administration (2014) donde se proyecta una disminución\nde costos, así como en el estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft\ne.V (2014)\". La manera en la que se capturan estas mejoras e innovaciones\nque tienen efecto en la disminución de los precios, es en la forma en que se\nestableció el límite inferior de la banda.\n\n2 PV Huacas Sociedad\nAnónima, cédula de persona jurídica 3-101-665647 y Enel Green Power Costa\nRica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101-120506, representadas\npor el señor José Antonio Benavides Sancho, cédula de identidad número 104780037,\nen su condición de Presidente suplente con facultades de apoderado generalísimo\ny en su condición de Presidente de apoderado generalísmo respectivamente.\n\n2.1 Se solicita que\nAresep incluya el factor ambiental en la propuesta de metodología.\n\nEl objetivo principal\nde la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas\nde generación solar fotovoltaica, la cual incluye todos los elementos\nnecesarios para establecer la tarifa y cumple con lo establecido en la Ley 7593\nen cuanto a los criterios y elementos a reconocer.\n\nDentro de los costos\ncontemplados actualmente se incluye el criterio de sostenibilidad ambiental\ndefinido en la Ley 7593, artículo 31 como elemento para fijar las tarifas. En\nefecto de la legislación analizada se observa que:\n\n▪ Ley 7200: Ley\nque Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela\n\n\"Artículo 8 -\nAdemás de la declaratoria de elegibilidad a que se refiere el artículo 6º, para\ncentrales de limitada capacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000\nKW), el interesado deberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una\ncertificación sobre la aprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada\npor un profesional del ramo. Este estudio deberá ser presentado previamente al\nMinistro de Recursos Naturales, Energía y Minas, para su aprobación o rechazo,\ndentro de un plazo de sesenta días naturales, a partir de su presentación.\n\n(.)\n\nArtículo 10 - En el\nestudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se\nincluirán, como mínimo los siguientes aspectos:\n\na) Indicación del\nposible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.\n\nb) Los efectos adversos\ninevitables, si se llevará a cabo la actividad.\n\nc) Los efectos sostenidos\nsobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la vegetación,\nlos suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.\n\nch) Señalamiento de\náreas específicas por deforestar, si fuere del caso.\n\nd) Cantidad posible de\ndesechos.\n\ne) Efectos sobre las\npoblaciones y asentamientos humanos.\n\nf) Programas de\nreforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua\ny del aire; y los planes de manejo de los desechos.\n\ng) Planes de\ncontingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el\necosistema.\n\n(.)\n\nArtículo 11.-Para\namparar el cumplimiento de los programas de control y de recuperación\nambiental, el concesionario, al firmar el contrato de suministro, deberá\nacompañar una garantía incondicional de cumplimiento a favor del Ministerio de\nRecursos Naturales, Energía y Minas, equivalente al cuatro por ciento (4%) del\nvalor del proyecto, durante el período de construcción de la obra, que se\nmantendrá vigente por un año contado a partir de la entrada en operación del\nproyecto.\n\nLa garantía se reducirá\na un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se\nmantendrá vigente durante todo el período de la concesión.\n\nEstos porcentajes\npodrán ser ajustados por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas,\nde acuerdo con la cuantificación de daños potenciales que se determinen en el\nestudio de impacto ambiental.\n\nLa garantía a que se refiere\neste artículo podrá ser emitida por cualquiera de los bancos del Sistema Bancario\nNacional, o por el Instituto Nacional de Seguros, a satisfacción del Ministerio\nde Recursos Naturales, Energía y Minas, y podrá ser ejecutada, parcial o\ntotalmente, por el citado ministerio, tan pronto se demuestre que se ha\nproducido un daño y que este no ha sido mitigado por el producto autónomo.\n\nEl Ministerio de\nRecursos Naturales, Energía y Minas podrá efectuar correcciones, en forma\ndirecta y de oficio, o mediante contrato, en cualquier deterioro o daño\nambiental que se origine con motivo de la concesión eléctrica otorgada.\n\nSi al término de la\nconcesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente,\nsegún corresponda.\n\nArtículo 12 -\nCorresponde al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las\npautas y las condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el\ncumplimiento de los programas de control y recuperación ambiental de las\ncentrales de limitada capacidad. En caso de que los concesionarios incumplan\nlas condiciones fijadas por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y\nMinas, el Servicio Nacional de Electricidad, a solicitud de este Ministerio,\ndeclarará la caducidad de la concesión.\"\n\nEn los estudios de\nimpacto ambiental, la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) estipula\nque por reglamento lo que procede para otorgar la viabilidad ambiental, es\nsolicitarle al desarrollador la presentación de los instrumentos de Control y\nSeguimiento, los cuales pueden ser varios como el pago de la garantía,\ncumplimiento de compromisos ambientales, nombramiento de responsable ambiental,\nentre otros.\n\nPor estas razones, se\nconsidera que la incorporación del factor ambiental como un parámetro adicional\nde suma o resta a los costos no es necesario debido a que se estaría dando una\nduplicación de costos ambientales.\n\n2.2 El valor del factor\nde planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una\nmuestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se\nsugiere utilizar los datos del informe técnico titulado \"Determinación de\nla tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\"\n\nLa metodología busca\nque los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de\nplanta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además\ncomo lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: \".se utilizan\nlos factores de planta definidos en el documento \"Energía solar\nfotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\"\nelaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto\nCostarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información\nproveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor\nde planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio\nen sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de\nplanta, mayor producción de electricidad.\"\n\n2.3 Se solicita incluir\nmayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento\nECLAREON.\n\nEn la página 35 (Anexo\n1, folio 59) del estudio \"Determinación de la tarifa retributiva para\ninstalaciones FV en Costa Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/\nBundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la\nAgencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en\nCentroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar\nlos costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra\ncivil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de\noperación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,\nmantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,\nmonitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.\n\nAdemás, en la página 33\n(folio 57) del mismo documento, se menciona que se realizaron entrevistas a 10\nempresas activas en el sector FV de países latinoamericanos y en la página 55\n(folio 79) se encuentra la entrevista realizada a cada una de estas empresas,\nes decir, la información contenida en el documentos que se adjuntó como anexo a\nla presente metodología incorpora toda la información obtenida por parte de los\nconsultores a las preguntas realizadas a las empresas.\n\n2.4 Se considera que la\nmuestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente\namplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de\ninstalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o\nglobal. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New\nEnergy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la\ninformación con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica\ndel ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.\n\nEn la página 35 (Anexo\n1, folio 59) del estudio \"Determinación de la tarifa retributiva para\ninstalaciones FV en Costa Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/\nBundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la\nAgencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en\nCentroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar\nlos costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra\ncivil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de\noperación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,\nmantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,\nmonitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.\n\nPor otra parte,\nactualmente la Aresep no tiene acceso a Bloomberg New Energy Finance, razón por\nla cual tal información no puede ser utilizada ni puesta a disposición del\npúblico por parte del Ente Regulador.\n\nCon respecto a\nincorporar la Planta Solar Miravalles, los costos incurridos al momento de su\nconstrucción no son representativos de la actualidad debido a la tendencia en\nla baja de los precios de la tecnología, además siendo este proyecto una\ndonación los costos no necesariamente son los eficientes.\n\n2.5 Se solicita\nutilizar el beta desapalancada correspondiente al sector \"Power\" ya\nque este corresponde únicamente a las actividades de generación de\nelectricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas\nExistentes en donde se utiliza también este rubro.\n\nContrario a lo que\nargumento el opositor, el sector \"Power\" está compuesto por una serie\nde actividades muy diferentes a las de generación de electricidad como lo son\ngas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración, servicios\nfinancieros, entre otras, mientras que la muestra de \"Utility\nGeneral\" están referidas mayormente a electricidad. Adicionalmente, Aresep\nha propuesto en las Metodologías Tarifarias Ordinarias de Electricidad\n(Generación, Transmisión y distribución), el uso del beta \"Utility\nGeneral\" y es lo que ha venido utilizando en los estudios tarifarios una\nvez que la información dejo de ser presentada de la forma anterior, en la que\nera un promedio de los betas del sector eléctrico de Estados Unidos.\n\nPor lo anterior y\ndebido a que uno de los elementos importantes para Aresep en la actualidad es\nla homogenización de criterios y variables, es que se considera que el beta a\nutilizar debe ser el \"Utility General\".\n\nPor otra parte, el beta\nque se utilice deberá ser analizado para contemplar que existen valores\natípicos o extremo, tal y como lo indica la metodología en el folio 19:\n\"Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para\nlos últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública;\nluego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las\nempresas. Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los\nvalores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en\nestadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores\nresultantes\".\n\n2.6 El plazo de deuda\nutilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para\nproyectos de energía solar. Se solicita a la Aresep solicitar información de\nbancos comerciales locales y multilaterales para corregir este plazo a uno de\nduración entre ocho y doce años.\n\nRespecto a las\ncondiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, en los expedientes de\ngeneración privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas (OT-029-2011 y\nOT-028-2011, respectivamente) se solicitó información a los entes financieros,\nasí como, actualmente se tiene información de diferentes fuentes bancarias de\nplazos de financiamiento de proyectos solares. De esta manera, las condiciones\ndel financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de\namortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del\ncontrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las\npublicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; y iii) el\napalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre\nproyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.\n\n2.7 Se solicita no\nreferirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión,\nporque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de\nvalores aumente o disminuya.\n\nLa información que se\nva a utilizar es la indicada en la metodología, la cual hace referencia al\nestudio de Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en\nCosta Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband\nSolarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de\nCooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica. Para\nevitar una desactualización de la anterior información, se indicó lo siguiente\nen el folio 23 de la metodología: \"Las variables determinadas en esta\nmetodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una\nperiodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos\". Nótese\nque se ha indicado al menos con una periodicidad de 5 años, lo cual indica que\nel periodo de actualización puede ser menor a los 5 años.\n\n2.8 No hay justificaciones\ntécnicas y estadísticas para establecer un número diferente de desviaciones\nestándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del promedio para\nel límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria simétrica con\ndos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y dos\ndesviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.\n\nLa justificación\ntécnica de la utilización de tres desviaciones estándar para calcular el límite\ninferior y de utilizar una desviación estándar para definir el límite superior\nse encuentra el folio 05 de la propuesta metodológica, tal y como sigue:\n\"Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe\nsepararse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia\nmostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías\nde plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea\ncalculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De\nesta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de\nservicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en\nexceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.\n\nEl objetivo de crear\nuna banda de precios para la generación privada de electricidad mediante\nplantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos\nde las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad\ndel mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del\nequilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la\ncontinuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación\nestándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el\n84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese\nrango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al\n\"lado izquierdo de la cola\", dada la información disponible, es\ndeseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las\nde referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios\nfinales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y\nla innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en\ncuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan\npara el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio\nal costo.\"\n\n2.9 Establecer una\nestructura tarifaria con diferencia estacional.\n\nComo lo establece la\nmetodología en el folio 22 y 23: \"El propósito de la estructura es lograr\nque el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en\nque el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional.\".\nLo anterior no es posible tal y como lo indica la metodología: \".no\npermite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la\nindisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la\nfijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y\noperación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los\nbeneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa\nmás sencilla y con un solo valor.\"\n\nPor lo anterior, el\nobjetivo de que el productor maximice su generación en los periodos en que la\nenergía es más valiosa para el SEN no se puede lograr de manera controlada.\n\n2.10\nSe solicita incluir los valores finales que serán considerados para la\naplicación de la metodología.\n\nLa metodología consta\nde la enunciación detallada de las fórmulas del modelo, la descripción técnica\nde la estructura general de ingresos y costos, sus componentes, ecuaciones y\ndetalle de cada elemento, así como criterios y procedimientos para su\naplicación. Lo anterior, expuesto en forma matemática, técnica y razonada por\nlo que la enunciación del modelo es completa, sin obviar componentes, es\ndescriptiva, suficiente y reproducible a partir de la información concreta que\nluego pueda emplearse al fijar una tarifa.\n\nLo que se somete a\naudiencia resulta ser el modelo en toda su integridad, y los elementos de\npropuesta metodológica en cuestión aluden no a la aplicación de la misma para\nuna fijación tarifaria en particular, sino a la formulación propiamente del\nmodelo tarifario. En este sentido, se presenta la formulación teórica de la\nmetodología, pues su aplicación práctica se dará hasta una vez aprobada y\ncuando se esté en proceso de fijar una tarifa particular.\n\n3 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\ngeneralísimo.\n\n3.1 La actual propuesta\nno incluye la definición del factor ambiental como parte de ella, a pesar de\nque su ley así lo demanda. Que se resuelva incluir el factor ambiental.\n\nEl objetivo principal\nde la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas\nde generación solar fotovoltaica, la cual incluye todos los elementos\nnecesarios para establecer la tarifa y cumple con lo establecido en la Ley 7593\nen cuanto a los criterios y elementos a reconocer.\n\nDentro de los costos\ncontemplados actualmente se incluye el criterio de sostenibilidad ambiental definido\nen la Ley 7593, artículo 31 como elemento para fijar las tarifas. En efecto de\nla legislación analizada se observa que:\n\n▪\nLey 7200: Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela\n\n \"Artículo 8 - Además de la declaratoria\nde elegibilidad a que se refiere el artículo 6º, para centrales de limitada\ncapacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000 KW), el interesado\ndeberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una certificación sobre la\naprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada por un profesional del\nramo. Este estudio deberá ser presentado previamente al Ministro de Recursos\nNaturales, Energía y Minas, para su aprobación o rechazo, dentro de un plazo de\nsesenta días naturales, a partir de su presentación.\n\n(.)\n\nArtículo 10 - En el\nestudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se\nincluirán, como mínimo los siguientes aspectos:\n\na) Indicación del\nposible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.\n\nb) Los efectos adversos\ninevitables, si se llevará a cabo la actividad.\n\nc) Los efectos\nsostenidos sobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la\nvegetación, los suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.\n\nch) Señalamiento de\náreas específicas por deforestar, si fuere del caso.\n\nd) Cantidad posible de\ndesechos.\n\ne) Efectos sobre las\npoblaciones y asentamientos humanos.\n\nf) Programas de\nreforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua\ny del aire; y los planes de manejo de los desechos.\n\ng) Planes de\ncontingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el\necosistema.\n\n(.)\n\nArtículo 11 - Para\namparar el cumplimiento de los programas de control y de recuperación\nambiental, el concesionario, al firmar el contrato de suministro, deberá\nacompañar una garantía incondicional de cumplimiento a favor del Ministerio de\nRecursos Naturales, Energía y Minas, equivalente al cuatro por ciento (4%) del\nvalor del proyecto, durante el período de construcción de la obra, que se\nmantendrá vigente por un año contado a partir de la entrada en operación del\nproyecto.\n\nLa garantía se reducirá\na un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se\nmantendrá vigente durante todo el período de la concesión.\n\nEstos porcentajes\npodrán ser ajustados por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas,\nde acuerdo con la cuantificación de daños potenciales que se determinen en el\nestudio de impacto ambiental.\n\nLa garantía a que se\nrefiere este artículo podrá ser emitida por cualquiera de los bancos del\nSistema Bancario Nacional, o por el Instituto Nacional de Seguros, a\nsatisfacción del Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, y podrá ser\nejecutada, parcial o totalmente, por el citado ministerio, tan pronto se\ndemuestre que se ha producido un daño y que este no ha sido mitigado por el\nproducto autónomo.\n\nEl Ministerio de\nRecursos Naturales, Energía y Minas podrá efectuar correcciones, en forma\ndirecta y de oficio, o mediante contrato, en cualquier deterioro o daño\nambiental que se origine con motivo de la concesión eléctrica otorgada.\n\nSi al término de la\nconcesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente,\nsegún corresponda.\n\nArtículo 12 - Corresponde\nal Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las pautas y las\ncondiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el cumplimiento de\nlos programas de control y recuperación ambiental de las centrales de limitada\ncapacidad. En caso de que los concesionarios incumplan las condiciones fijadas\npor el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, el Servicio Nacional\nde Electricidad, a solicitud de este Ministerio, declarará la caducidad de la\nconcesión.\"\n\nEn los estudios de\nimpacto ambiental, la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) estipula\nque por reglamento lo que procede para otorgar la viabilidad ambiental, es\nsolicitarle al desarrollador la presentación de los instrumentos de Control y\nSeguimiento, los cuales pueden ser varios como el pago de la garantía,\ncumplimiento de compromisos ambientales, nombramiento de responsable ambiental,\nentre otros.\n\nPor estas razones, se\nconsidera que la incorporación del factor ambiental como un parámetro adicional\nde suma o resta a los costos no es necesario debido a que se estaría dando una\nduplicación de costos ambientales.\n\n3.2 El valor del factor\nde planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una\nmuestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se\nsugiere utilizar los datos del informe técnico titulado \"Determinación de\nla tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\"\n\nLa metodología busca\nque los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de\nplanta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además\ncomo lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: \". se utilizan\nlos factores de planta definidos en el documento \"Energía solar\nfotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\"\nelaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto\nCostarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información\nproveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor\nde planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio\nen sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de\nplanta, mayor producción de electricidad.\"\n\n3.3 Se solicita incluir\nmayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento\nECLAREON.\n\nEn la página 35 (Anexo\n1, folio 59) del estudio \"Determinación de la tarifa retributiva para\ninstalaciones FV en Costa Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/\nBundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la\nAgencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en\nCentroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar\nlos costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra\ncivil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de\noperación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,\nmantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad, monitorización,\nseguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.\n\nAdemás, en la página 33\n(folio 57) del mismo documento, se menciona que se realizaron entrevistas a 10\nempresas activas en el sector FV de países latinoamericanos y en la página 55\n(folio 79) se encuentra la entrevista realizada a cada una de estas empresas,\nes decir, la información contenida en el documentos que se adjuntó como anexo a\nla presente metodología incorpora toda la información obtenida por parte de los\nconsultores a las preguntas realizadas a las empresas.\n\n3.4 Se considera que la\nmuestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente\namplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de\ninstalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o\nglobal. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New\nEnergy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la\ninformación con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica\ndel ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.\n\nEn\nla página 35 (Anexo 1, folio 59) del estudio \"Determinación de la tarifa\nretributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", el cual fue elaborado\npor ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato\ncon la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en\nCentroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar\nlos costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra\ncivil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de\noperación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,\nmantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,\nmonitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.\n\nPor otra parte,\nactualmente la Aresep no tiene acceso a Bloomberg New Energy Finance, razón por\nla cual tal información no puede ser utilizada ni puesta a disposición del\npúblico por parte del Ente Regulador.\n\nCon respecto a\nincorporar la Planta Solar Miravalles, los costos incurridos al momento de su\nconstrucción no son representativos de la actualidad debido a la tendencia en\nla baja de los precios de la tecnología, además siendo este proyecto una\ndonación los costos no necesariamente son los eficientes.\n\n3.5 Se solicita\nutilizar el beta desapalancada correspondiente al sector \"Power\" ya\nque este corresponde únicamente a las actividades de generación de\nelectricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas\nExistentes en donde se utiliza también este rubro.\n\nContrario a lo que\nargumento el opositor, el sector \"Power\" está compuesto por una serie\nde actividades muy diferentes a las de generación de electricidad como lo son\ngas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración, servicios\nfinancieros, entre otras, mientras que la muestra de \"Utility\nGeneral\" están referidas mayormente a electricidad. Adicionalmente, Aresep\nha propuesto en las Metodologías Tarifarias Ordinarias de Electricidad\n(Generación, Transmisión y distribución), el uso del beta \"Utility\nGeneral\" y es lo que ha venido utilizando en los estudios tarifarios una\nvez que la información dejo de ser presentada de la forma anterior, en la que\nera un promedio de los betas del sector eléctrico de Estados Unidos.\n\nPor lo anterior y\ndebido a que uno de los elementos importantes para Aresep en la actualidad es\nla homogenización de criterios y variables, es que se considera que el beta a\nutilizar debe ser el \"Utility General\".\n\nPor otra parte, el beta\nque se utilice deberá ser analizado para contemplar que existen valores\natípicos o extremo, tal y como lo indica la metodología en el folio 19:\n\"Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para\nlos últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública;\nluego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las\nempresas. Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los\nvalores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en\nestadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores\nresultantes\".\n\n3.6 El plazo de deuda\nutilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para\nproyectos de energía solar. La Aresep puede corroborar la información de los\nplazos directamente con los bancos.\n\nRespecto a las\ncondiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, en los expedientes de\ngeneración privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas (OT-029-2011 y\nOT-028-2011, respectivamente) se solicitó información a los entes financieros,\nasí como, actualmente se tiene información de diferentes fuentes bancarias de\nplazos de financiamiento de proyectos solares. De esta manera, las condiciones\ndel financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de\namortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del\ncontrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las\npublicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; y iii) el\napalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre\nproyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.\n\n3.7 Se solicita no\nreferirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión,\nporque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de\nvalores aumente o disminuya.\n\nLa información que se\nva a utilizar es la indicada en la metodología, la cual hace referencia al\nestudio de Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en\nCosta Rica\", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband\nSolarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de\nCooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica. Para\nevitar una desactualización de la anterior información, se indicó lo siguiente\nen el folio 23 de la metodología: \"Las variables determinadas en esta\nmetodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una\nperiodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos\". Nótese\nque se ha indicado al menos con una periodicidad de 5 años, lo cual indica que\nel periodo de actualización puede ser menor a los 5 años.\n\n3.8 No hay\njustificaciones técnicas y estadísticas para establecer un número diferente de\ndesviaciones estándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del\npromedio para el límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria\nsimétrica con dos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y\ndos desviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.\n\nLa justificación\ntécnica de la utilización de tres desviaciones estándar para calcular el límite\ninferior y de utilizar una desviación estándar para definir el límite superior\nse encuentra el folio 05 de la propuesta metodológica, tal y como sigue:\n\"Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe\nsepararse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia\nmostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías\nde plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea\ncalculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De\nesta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de\nservicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en\nexceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.\n\nEl objetivo de crear\nuna banda de precios para la generación privada de electricidad mediante\nplantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos\nde las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad\ndel mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del\nequilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la\ncontinuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación\nestándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el\n84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese\nrango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al\n\"lado izquierdo de la cola\", dada la información disponible, es\ndeseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las\nde referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios\nfinales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y\nla innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en\ncuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan\npara el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio\nal costo.\"\n\n3.9\nEstablecer una estructura tarifaria con diferencial estacional.\n\nComo lo establece la\nmetodología en el folio 22 y 23: \"El propósito de la estructura es lograr\nque el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en\nque el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional.\".\nLo anterior no es posible tal y como lo indica la metodología: \".no\npermite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la\nindisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la\nfijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y\noperación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los\nbeneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa\nmás sencilla y con un solo valor.\"\n\nPor lo anterior, el\nobjetivo de que el productor maximice su generación en los periodos en que la\nenergía es más valiosa para el SEN no se puede lograr de manera controlada.\n\n(...)\"\n\nIII.-Que de conformidad\ncon los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de\nlos autos, lo procedente es: 1- Aprobar la \"Metodología para la\nDeterminación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada\nSolares Fotovoltaicas Nuevas\", 2- Tener como respuesta a los opositores\nque participaron en la audiencia pública realizada el 10 de febrero de 2015, lo\nseñalado en el Considerando I de la presente resolución y agradecer la valiosa\nparticipación de todos en este proceso.\n\nIV.-Que en sesión\nextraordinaria 11-2015 del 16 de marzo de 2015, la Junta Directiva de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta\nde la Dirección General DEL Centro de Desarrollo de la Regulación y el Despacho\ndel Regulador General, del 24 de febrero de 2015 mediante oficio\n015-CDR-2015/222- RG-2015, así como del oficio 176-DGAJR-2015 del 03 de marzo\nde 2015, acordó entre otras cosas y con carácter de firme: Por tanto,\n\nCon fundamento en las\nfacultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley General de la\nAdministración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el\nReglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y\nFunciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano\nDesconcentrado,\n\nLA\nJUNTA DIRECTIVA\n\nDE LA AUTORIDAD\nREGULADORA\n\nDE LOS SERVICIOS\nPÚBLICOS\n\nRESUELVE:\n\nI.-Aprobar la\n\"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas\nde Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas\", presentada según el\noficio dictado por el Despacho del Regulador General y la Dirección General del\nCentro de Desarrollo de la Regulación, el 24 de febrero de 2015 mediante oficio\n015-CDR-2015/222-RG-2015, tal y como se detalla a continuación:\n\n\"(...)\n\nIII JUSTIFICACIÓN\n\nEl Sector Eléctrico\nNacional (SEN) se encuentra en una etapa en la que se requiere de la\nincorporación de la mayor cantidad posible de energía proveniente de plantas de\ngeneración de electricidad, que utilicen fuentes de energía no convencionales y\ntengan costos inferiores a los de las plantas térmicas.\n\nEntre los esfuerzos\nestatales para la generación con fuentes no tradicionales, se encuentra la\ndeterminación de esquemas tarifarios con plantas de generación de electricidad\ncon tales fuentes. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el principio de\nservicio al costo que establece la Ley 7593 y los otros principios y criterios\nestablecidos por la ARESEP.\n\nLa Ley 7200 del 13 de\nsetiembre de 1990, brinda la oportunidad de promover el aporte de los\ninversionistas privados y aumentar la oferta de generación de electricidad\nbasada en fuentes no tradicionales de energía. Mediante esta Ley se autoriza la\ngeneración eléctrica autónoma o paralela y se permite al Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a las cooperativas de\nelectrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales\neléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20\n000 KW) y que utilicen fuentes no convencionales de energía. En la misma Ley se\nestablece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15%\nde la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el Sistema\nEléctrico Nacional.\n\nAdicionalmente, la Ley\n8345 sobre Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las\nEmpresas de Servicios Públicos Municipales en el desarrollo nacional, en su\nartículo 9 señala que \"Las asociaciones cooperativas y las empresas de\nservicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, podrán disponer la\nventa del excedente de energía eléctrica al ICE o entre sí mismas.\"\n\nPara lograr el\npropósito mencionado, es necesario que la Aresep establezca tarifas de\nreferencia para las transacciones a efectuar en el marco de la Ley 7200, y para\naquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas fotovoltaicas\nprivadas 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\nLas tarifas resultantes\nde la aplicación de esta metodología serían las que se utilicen para la compra\nde energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados\nnuevos que al amparo de la Ley 7200 que firmen un contrato con el ICE y cuya\nfuente energética sea solar fotovoltaica. La tarifa resultante también servirá\npara la venta de electricidad solar fotovoltaica por parte de los generadores\nprivados a otros agentes en el Mercado Eléctrico Nacional, siempre que el marco\nlegal vigente lo permita y que esas transacciones deban ser reguladas por\nAresep.\n\nPara iniciar la\nformulación de la metodología y poder asegurar la aplicación de ésta se realizó\nun proyecto dentro del marco de cooperación técnica entre la Agencia de\nCooperación Alemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\ncon el cual se obtuvo el informe técnico mencionado anteriormente. Para la\nAresep, fue necesario gestionar la contratación de este estudio, debido a la\nexistencia de información incompleta sobre costos de inversión y operación de\ngeneración fotovoltaica en fuentes de información públicas.\n\nLa metodología utilizada\npara solar fotovoltaica es compatible con la formulación de las últimas\nmetodologías aprobadas por la Aresep para la generación privada de plantas\nnuevas. La información obtenida será utilizada para la aplicación de la\nmetodología para determinar las tarifas de referencia, en cuanto a monto de\ninversión, costos de explotación y factor de planta.\n\nEs deseable que el\nlímite inferior de la banda tarifaria permita la entrada de las empresas más\neficiente y poder trasladar estas eficiencias a los usuarios finales del\nservicio en forma de menores precios. Diversas subastas realizadas en\nLatinoamérica han mostrado una tendencia a la baja en cuanto a los precios\nofertados para la fuente solar fotovoltaica, por ejemplo, este año en El\nSalvador los precios ofertados por las empresas adjudicadas para este tipo de\nfuente son de 10,19 centavos de US$/KWh para un proyecto de 60 MW y 12,34\ncentavos de US$/KWh para tres proyectos de diferentes capacidades (20 MW, 8 MW\ny 6 MW); en Uruguay, en el año 2013 se ofertaron precios de entre 16,01 y 9,35\ncentavos de US$/KWh (7 ofertas) para capacidades iguales o menores de 1 MW y\nentre 12,65 y 9,8 centavos de US$/KWh (4 ofertas) para capacidades de 5 MW; en\nGuatemala en el 2012 se adjudicó una planta de 5 MW con un precio de 13,8 centavos\nde US$/KWh; y en Perú se puede observar la caída que han sufrido los precios de\nesta tecnología ya que en la subasta del 2010 los precios adjudicados rondaron\nlos 22,0 centavos de US$/KWh para plantas con capacidad de 20 MW y en el 2011,\ntan solo un año después se adjudicó una planta de 16 MW con un precio de 11,99\ncentavos de US$/KWh. En el mes de octubre del presente año, Brasil adjudicó 890\nMW en precios que oscilan entre 8,13 y 8,94 centavos de US$/KWh, siendo el\nprecio techo de 10,7 centavos de US$/KWh. Recientemente, Guatemala realizó una\nlicitación de bloques de energía en el cual se adjudicó un proyecto solar y a\nfinales del presente año, se realizará una subasta en Panamá para proyectos\nsolares. 1\n\n1 Tomado del sitio web: http://www.pv-magazine-latam.com\nel día 07 de noviembre de 2014.\n\nAdicionalmente, a lo largo de los últimos años se ha podido\nobservar las rápidas mejoras tecnológicas que ha sufrido esta fuente de energía\ny el abaratamiento en los equipos utilizados para su instalación. Esta\ntendencia ha sido mencionada en diferente literatura como lo es el \"Annual\nEnergy Outlook 2014 with projections to 2040\" U.S. Energy Information\nAdministration (2014) donde se proyecta una disminución de costos, así como en\nel estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014).\n\nPor otra parte, el\nlímite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de\nlos costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido\ny por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por\nAresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de\ninversión promedio más una desviación estándar. De esta manera, se espera\nestablecer un precio que cumpla con el principio de servicio al costo para los\ninversionistas, sin tener que ampliar la banda en exceso ni incurrir en\ninversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.\n\nEl objetivo de crear\nuna banda de precios para la generación privada de electricidad mediante plantas\nnuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos de las\nmejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad del\nmercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del equilibrio\nentre los intereses de productores y consumidores y asegurando la continuidad y\ncalidad del servicio público. Al considerar, una desviación estándar por encima\ndel promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el 84% de las\nposibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese rango. El fin de\nabarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al \"lado izquierdo de\nla cola\", dada la información disponible, es deseable para que los\ngeneradores privados puedan ofertar tarifas menores a las de referencia, de\nforma que en última instancia se puedan reducir los precios finales al\nconsumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y la\ninnovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en\ncuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan\npara el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio\nal costo.\n\nFinalmente se utilizan\nlos factores de planta definidos en el documento \"Energía solar\nfotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\"\nelaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto\nCostarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información\nproveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor\nde planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio\nen sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de\nplanta, mayor producción de electricidad.\n\nIV MARCO LEGAL\n\nEl establecimiento de\nun modelo que permita la fijación de tarifas de generación privada para plantas\nnuevas de generación solar fotovoltaica, encuentra sustento legal en las leyes,\nresoluciones y documentos de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos que\nse citan a continuación.\n\n1. Competencias de la\nAutoridad Reguladora para establecer metodologías tarifarias\n\nLa Ley N° 7593\ntransformó al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en una institución\nautónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep),\ncon personalidad jurídica y patrimonio propio, así como, autonomía técnica y\nadministrativa, cuyo objetivo primordial es ejercer la regulación de los\nservicios públicos establecidos en el artículo 5 de dicha Ley.\n\nRespecto a dicha\nfunción regulatoria de la Aresep, la Procuraduría General de la República se ha\npronunciado estableciendo lo siguiente:\n\n\" (.)\n\n1 La fijación de las\ntarifas y la posición de la Procuraduría General de la República\n\nLa función reguladora\nes una técnica de intervención de los poderes públicos en el mercado, que\nentraña un control continuo sobre una actividad, a fin de hacer prevalecer el\ninterés público sobre el interés privado (dictamen N. C-250-99 de 21 de\ndiciembre de 1999).\n\nLa fijación\ntarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En efecto, la regulación\nse traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual se justifica por el\ninterés público presente en los servicios públicos. La tarifa debe cubrir los\ncostos del servicio y permitir un normal beneficio o utilidad para el\nprestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:\n\n\"Una de esas\nleyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse así: las tarifas de los\nservicios públicos deben corresponder a los costes reales del mismo, lo que\nsignifica que el conjunto de los ingresos procedentes del mismo debe cubrir el\nconjunto de los costes razonables que sean necesarios para producirlo. Con ello\nse afirma, de una parte, que los precios no deben alejarse de los costes medios\npor unidad de producto, incluyendo en estos, como es lógico, un normal\nbeneficio para los inversores; de otra parte, se quiere decir que los costes\ndeben ser sufragados por los usuarios, no por los accionistas, ni por los\ncontribuyentes, ni por la economía en su conjunto recurriendo a préstamos\ninflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se quiere decir también\nque la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los costes: es un error\neconómico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta en un cajón de\nsastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal encubierta, una\nsubvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier otra finalidad\najena al servicio...\n\nAsí pues, el principio\nesencial que debe presidir toda política de tarifas es el principio del coste\nreal y total del servicio...\". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial\nPons, Madrid, 1993, p.334. La cursiva es del original.\n\nLa función de\nregulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la Ley N° 7593 de 9 de\nagosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta, entonces, el poder de imponer\na los concesionarios del servicio público las reglas que deben seguirse para la\nfijación de la tarifa o del ajuste tarifario. En concreto, las tarifas que\npodrán cobrar a los usuarios por la prestación del servicio.\n\n(.)\" Dictamen\nC-329 del 4 de diciembre de 2002.\n\nAsimismo, la Sala\nPrimera de la Corte Suprema de Justicia, que en lo que interesa, ha\nmanifestado:\n\n\"[.] V.-Fijaciones\ntarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de concesión de\nservicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de personas), de\nconformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la Ley no. 7593,\ncorresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los usuarios por\nsu prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio del servicio\nal costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3 inciso b) de\nla Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos necesarios para\nprestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el\nadecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el ordinal 32 ibidem\nestablece una lista enunciativa de costos que no son considerados en la\ncuantificación económica. A su vez, el numeral 31 de ese mismo cuerpo legal\nestablece pautas que también precisan la fijación, como es el fomento de la\npequeña y mediana empresa, ponderación y favorecimiento del usuario, criterios\nde equidad social, sostenibilidad ambiental, eficiencia económica, entre otros.\nEl párrafo final de esa norma expresa que no se permitirán fijaciones que\natenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestatarias,\npostulado que cumple un doble cometido. Por un lado, se insiste, dotar al\noperador de un medio de retribución por el servicio prestado que permita la\namortización de la inversión realizada para prestar el servicio y obtener la\nrentabilidad que por contrato le ha sido prefijada. Por otro, asegurar al\nusuario que la tarifa que paga por el transporte obtenido sea el producto de un\ncálculo matemático en el cual se consideren los costos necesarios y\nautorizados, de manera tal que se pague el precio justo por las condiciones en\nque se brinda el servicio público. Este aspecto lleva a que el proceso\ntarifario constituya una armonía entre ambas posiciones, al punto que se\nsatisfagan los derechos de los usuarios, pero además el derecho que se deriva\ndel contrato de concesión, de la recuperación del capital y una ganancia justa.\nPor ende, si bien un principio que impregna la fijación tarifaria es el de\nmayor beneficio al usuario, ello no constituye una regla que permita validar la\nnegación del aumento cuando técnicamente proceda, siendo que en esta dinámica\ndebe imperar un equilibrio justo de intereses, lo que logra con un precio\nobjetivo, razonable y debido. En su correcta dimensión implica un servicio de\ncalidad a un precio justo. Con todo, el incremento tarifario dista de ser un\nfenómeno automático. Está sujeto a un procedimiento y su viabilidad pende de\nque luego del análisis técnico, se deduzca una insuficiencia económica. En este\nsentido, la ARESEP se constituye en la autoridad pública que, mediante sus\nactuaciones, permite la concreción de esos postulados que impregnan la relación\nde transporte público. Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten\nestablecer los parámetros económicos que regularan (sic) el contrato,\nequilibrando el interés del operador y de los usuarios.\" (Véase sentencia\nNo. 577 de las 10 horas 20 minutos del 10 de agosto de 2007). (Lo resaltado es\nnuestro). Ver en igual sentido, la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15\nde abril de 2008, dictada por el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección\nSexta.\n\nDe esa forma, la Aresep\nes el ente competente para fijar las tarifas y precios de conformidad con las\nmetodologías que ella misma determine y velar por el cumplimiento de las normas\nde calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación\nóptima de los servicios públicos que enumera el artículo 5 de la Ley N° 7593.\n\nEl procedimiento para\ntal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la\nLey N° 7593, que dispone:\n\nArtículo 36. Asuntos\nque se someterán a audiencia pública.\n\nPara los asuntos\nindicados en este artículo, la Autoridad Reguladora convocará a audiencia, en\nla que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para\nmanifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora ordenará publicar en el\ndiario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, los\nasuntos que se enumeran a continuación:\n\na) Las solicitudes de\nautorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley N.° 7200,\nde 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.° 7508, de 9 de mayo de\n1995.\n\n(.)\n\nd) La formulación o\nrevisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el\nartículo 31 de la presente Ley.\n\nPara estos casos, todo\naquel que tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia,\npor escrito o en forma oral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá\nconsignar el lugar exacto o el número de fax, para efectos de notificación por\nparte de la ARESEP. En dicha audiencia, el interesado deberá exponer las\nrazones de hecho y de derecho que considere pertinentes.\n\nLa audiencia se\nconvocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos\nformales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará\nun extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional,\ncon veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la\naudiencia.\n\nTratándose de una\nactuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se observará el mismo\nprocedimiento.\n\n(...) .\"\n\nEn el ejercicio de esas\ncompetencias regulatorias, se debe considerar lo dispuesto en la Ley N° 7593 y\nsu reglamento, de dicha Ley es preciso observar específicamente los artículos\n1, 3, 4, 5, 9, 24, 31 y 32, así como el artículo 16 de la Ley General de la\nAdministración Pública, que a continuación se transcriben:\n\n▪ La Ley Nº 7593, Ley de\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece:\n\n \"Artículo 1. Transformación.\n\n(.) La Autoridad\nReguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el\ncumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante,\nestará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes sectoriales\ncorrespondientes y a las políticas sectoriales que dicte el Poder\nEjecutivo\" .\n\n \"Artículo 3. Definiciones.\n\nPara efectos de esta\nley, se definen los siguientes conceptos:\n\na) Servicio Público. El\nque por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado\ncomo tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las\nregulaciones de esta ley.\n\nb) Servicio al costo:\nprincipio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los\nservicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos\nnecesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y\ngaranticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que\nestablece el artículo 31.\n\n(.)\"\n\n \"Artículo 4. Objetivos.\n\n(.)\n\ne) Coadyuvar con los\nentes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se trate de\nla prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones.\n\n(.)\"\n\n \"Artículo 5. \"Funciones.\n\nEn los servicios\npúblicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y\ntarifas (.). Los servicios públicos antes mencionados son:\n\na) Suministro de\nenergía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y\ncomercialización.\n\n(.)\"\n\n \"Artículo 9. Concesión o permiso.\n\n(.) La Autoridad\nReguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley No. 7200 y sus reformas,\ndel 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad.\n\n(.)\"\n\n \"Artículo 24. Suministro de información.\n\nA solicitud de la\nAutoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes, reportes,\ndatos, copias de archivo y cualquier otro medio electrónico o escrito donde se\nalmacene información financiera, contable, económica, estadística y técnica\nrelacionada con la prestación del servicio público que brindan. Para el\ncumplimiento exclusivo de sus funciones, la Autoridad Reguladora tendrá la\npotestad de inspeccionar y registrar los libros legales y contables,\ncomprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los prestadores.\"\n\n \"Artículo 31. Fijación de tarifas y\nprecios.\n\nPara fijar las tarifas\ny los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en\ncuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el\ndesarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la\nactividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.\n\n(...)\n\nLos criterios de\nequidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia\neconómica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos\ncentrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se\npermitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las\nentidades prestadoras del servicio público.\n\nLa Autoridad Reguladora deberá\naplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de\nvariables externas a la administración de los prestadores de los servicios,\ntales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de\nhidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y\ncualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.\n\nDe igual manera, al\nfijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los\nsiguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:\n\na) Garantizar el\nequilibrio financiero.\n\nb) El reconocimiento de\nlos esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de\nfinanciamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos\nefectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y\nopere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos\noperativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean\nreglamentados.\n\nc) La protección de los\nrecursos hídricos, costos y servicios ambientales.\"\n\n \"Artículo 32. Costos sin considerar.\n\nNo se aceptarán costos\nde las empresas reguladas:\n\na) Las multas que les\nsean impuestas por incumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.\n\nb) Las erogaciones\ninnecesarias o ajenas a la prestación del servicio público.\n\nc) Las contribuciones,\nlos gastos, las inversiones y deudas incurridas por actividades ajenas a la\nadministración, la operación o el mantenimiento de la actividad regulada.\n\nd) Los gastos de\noperación desproporcionados en relación con los gastos normales de actividades\nequivalentes.\n\ne) Las inversiones\nrechazadas por la Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la\nprestación del servicio público.\n\nf) El valor de las\nfacturaciones no cobradas por las empresas reguladas, con excepción de los\nporcentajes técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora.\"\n\n▪ Ley General de la\nAdministración Pública establece:\n\n \"Artículo 16.-\n\n1. En ningún caso\npodrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la\ntécnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia.\n\n2. El Juez podrá\ncontrolar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos\ndiscrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad.\"\n\n2. Competencia de la\nJunta Directiva para emitir las metodologías\n\nLa Junta Directiva de\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido\nen el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento Interno de\nOrganización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y\nsus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar las metodologías\nregulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento\nvigente, fue publicado en La Gaceta No. 105, del 3 de junio de 2013 y establece\nlo siguiente:\n\n \"Artículo 6. Junta Directiva.\n\nLe corresponde definir\nla orientación estratégica y las políticas internas que permitan a la Aresep\nejercer las potestades y competencias establecidas en el ordenamiento jurídico.\nEs el superior jerárquico del Consejo de la Sutel y del Auditor Interno y\nSubauditor.\n\nCuando así lo requiera,\nla Junta Directiva contará con asesores especializados y con el apoyo de las\ndemás dependencias de la Institución, de conformidad con las funciones que les\nasigna este reglamento.\n\nTiene las siguientes\nfunciones:\n\n(.)\n\n16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en\nlos diversos sectores regulados bajo su competencia.\n\n(.)\"\n\nEn la Ley Nº 7593:\n\n \"Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.\n\nLa Autoridad Reguladora\ntendrá los siguientes órganos:\n\na) Junta Directiva.\n\nb) Un regulador general\ny un regulador general adjunto.\n\nc) Superintendencia de\nTelecomunicaciones (SUTEL).\n\nd) La Auditoría\nInterna.\n\nLa Junta Directiva, el regulador\ngeneral, el regulador general adjunto y los miembros de la SUTEL, ejercerán sus\nfunciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo\nestablecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de\ncada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes.\n\n(.)\"\n\nDe conformidad con lo\nanteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad\nReguladora, es la competente para emitir las metodologías tarifarias de los\nservicios públicos regulados incluyendo el de suministro de energía eléctrica\nen sus etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización; para\nlo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública en el garantice la\nparticipación ciudadana y para la emisión de las mismas deberá observar el\nprincipio de servicio al costo, las reglas de la ciencia y la técnica y las\ndisposiciones generales emitidas en el Plan Nacional de Desarrollo, relativas\nal sector eléctrico.\n\nUna vez que se ha\ndeterminado el marco jurídico que respalda el ejercicio de la función\nregulatoria por parte de la Aresep y de su facultad para emitir metodologías\nque le permitan la fijación de tarifas, es preciso observar el servicio público\ncuya metodología nos ocupa.\n\n3. Regulación del servicio\nde suministro de energía eléctrica en Costa Rica\n\nTratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales\nreferentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde a la Dirección\nSectorial de Energía (DSE), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), que elabora\nel Plan Nacional de Energía -PNE- (actualmente, rige el VI Plan Nacional de Energía 2012-2030), y el\nMinisterio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo y de\nInversión Pública (PNDIP)(*). Asimismo, la labor de regulación (incluida la fijación de tarifas) del\nservicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos (Aresep), según el artículo 5 inciso a) la Ley N° 7593.\n\n(*)(Nota de Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento\npara la Implementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema\nNacional de Inversión Pública, aprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del\n2025. Anteriormente se indicaba \"Plan Nacional de Desarrollo (PND)\")\n\nLa prestación de este\nservicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la Aresep, la\nfijación de tarifas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las\nmetodologías que se establezcan al efecto.\n\nEn cuanto al servicio\nde suministro de energía eléctrica, la Aresep debe realizar su labor también\ncon vista en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº\n29847-MP-MINAE-MEIC del 19 de noviembre de 2001), que dispone lo siguiente:\n\n \"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento\ndefine y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el\nservicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.\n\nSu aplicación es\nobligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el\npaís o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad\ncon las leyes correspondientes.\n\nLas condiciones aquí\nestipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los\ntérminos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y\nla empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora,\nsiempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.\"\n\n \"Artículo 2º. Objeto. El presente\nReglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se\nejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los\nabonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas.\"\n\nEl sistema de suministro\neléctrico, comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la\ngeneración, la transmisión (transporte), la distribución y la comercialización\nde la energía eléctrica.\n\nLa etapa de generación\nde energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía primaria\n(química, cinética, térmica o lumínica, entre otras), en energía eléctrica,\nmediante instalaciones denominadas centrales eléctricas.\n\nSon diversas las\nfuentes que se pueden emplear para generar energía eléctrica, entre las que\nencontramos:\n\n▪ A partir de la\nenergía liberada en forma de calor, normalmente la combustión de combustibles\nfósiles, como petróleo, gas natural o carbón se produce energía termoeléctrica.\n\n▪ Mediante la radiación\nsolar, se genera energía solar fotovoltaica.\n\n▪ A través de la energía\ncinética generada por efecto de las corrientes de aire o vibraciones que el\nviento, se produce la energía eólica.\n\n▪ Mediante el\naprovechamiento del calor del interior de la tierra, se genera energía\ngeotérmica.\n\n▪ Con el aprovechamiento\nde las energías cinética y potencial de la corriente del agua, saltos de\nagua o mareas, se produce energía hidroeléctrica.\n\n▪ A partir de energía\nnuclear, se produce energía eléctrica.\n\nDependiendo de la etapa\nen la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será\nla intervención de los diversos participantes del sector, y conforme a ello, la\nAresep fijará las tarifas.\n\n4. Participantes y\nsustento legal que los habilita como prestadores del servicio\n\nAnalizando la etapa de\ngeneración eléctrica, es posible observar que son diversos los agentes\nparticipantes en el servicio de suministro de energía eléctrica. La\nparticipación de cada uno de ellos, en alguna de las etapas dichas (o incluso\nen todas), se encuentra debidamente sustentada en una ley específica o en su\nefecto la concesión que les habilita para prestar el servicio público, regulado\npor la Aresep y sujeto a las tarifas establecidas por ésta.\n\nEn la etapa de\ngeneración, se tiene que los participantes son tanto del sector público, como\ndel sector privado, a saber:\n\n▪ El Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE) que es el mayor generador del país (de\nconformidad con las Leyes 449 y 8660).\n\n▪ Las empresas privadas\n(de conformidad con las Ley N° 7200 y 7508).\n\n▪ Las empresas de servicios\npúblicos municipales (según la Ley N° 8345). Hasta el momento tienen dicha\ncondición, solamente la Empresa de Servicios Públicos de Heredia -ESPH- (de\nconformidad con las Leyes N° 5889 y 7789) y la Junta Administrativa del\nServicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (según las leyes N° 7799 y\n8345).\n\n▪ La Compañía Nacional de\nFuerza y Luz -CNFL, S.A.- (de conformidad con el Contrato Eléctrico del 8 de\nabril de 1941 -Contrato- ley 2, modificado por la Ley 4197 y 4977).\n\n▪ Las cooperativas de electrificación\nrural, bajo la figura de asociaciones o consorcios formados por dichas\ncooperativas (según las leyes N° 7200 y 8345), a saber: Cooperativa de\nElectrificación Rural de Alfaro Ruiz, R. L., Cooperativa de Electrificación\nRural de San Carlos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos,\nR. L., Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio\nNacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R.\nL.), constituido por las asociaciones cooperativas listadas anteriormente.\n\nDe forma específica, la\nnorma que sustenta la generación privada es:\n\n▪ Ley que Autoriza la\nGeneración Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200:\n\n \"Artículo 1.- Definición.\n\nPara los efectos de esta Ley, se define la generación\nautónoma o paralela como la energía producida por centrales eléctricas de\ncapacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que\npuedan ser integradas al sistema eléctrico nacional.\n\nLa\nenergía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos\nmunicipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser\nadquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la Compañía\nNacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por el\nServicio Nacional de Electricidad (SNE) (*).\"\n\n(.)\"\n\nArtículo 2. \"Son centrales de\nlimitada capacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas no\nconvencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios (20 000 kW)\".\n\nArtículo 3. \"Interés público.\nSe declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a\nlas cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el\ntreinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a\ncostarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para\nexplotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que\nno sean convencionales. (Así reformado por el artículo 2º de la ley No.7508 del\n9 de mayo de 1995 y modificado por Resolución de la Sala Constitucional Nº\n6556-95 de las 17:24 horas del 28 de noviembre de 1995, que anuló su última\nfrase).\n\nArtículo 14. \"Las tarifas para\nla compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense de Electricidad,\nrequieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad,\nel que, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los\nconcesionarios afectados.\n\nEl Instituto\nCostarricense de Electricidad presentará solicitudes de cambio de tarifas en\ncada ocasión, que deberán ser las más favorables para el público consumidor,\ndentro del principio de costo evitado de inversión y operación del sistema\nnacional interconectado, con un criterio económico nacional.\n\nEn los ajustes periódicos\nde las tarifas que se incluyan en el contrato de compraventa, se tomarán en\ncuenta los factores usuales de variación de costos, tales como la devaluación\nmonetaria, la inflación local y otros no previstos, que se harán efectivos por\nmedio de una fórmula automática establecida por el Servicio Nacional de\nElectricidad. Estos ajustes, lo mismo que los precios, no requerirán la venia\ndel Poder Ejecutivo. En la estructura de precios se considerarán las\ncaracterísticas de suministro de energía de las centrales eléctricas de\nlimitada capacidad.\"\n\n▪ Ley de Participación de\nlas Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios\nPúblicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N° 8345:\n\nArtículo 9. (.) \"Las\nasociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales\namparadas a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía\neléctrica al ICE o entre sí mismas\" (.)\n\nDe acuerdo con la\nnormativa citada, la Ley N° 7593 y su reglamento, con el Reglamento Sectorial\nde Servicios, con las normas técnicas dictadas por la Aresep, y con las\nmetodologías que se emitan al respecto, la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos, regula la prestación del servicio de suministro de energía\neléctrica en Costa Rica, por parte de los sujetos autorizados para ello. Por lo\nanterior, se encuentra sustento para elaborar una metodología que refleje la\nestructura de costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo\ncon el principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se\nobtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la\ngeneración solar fotovoltaica privada.\n\nV. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA\n\n1. Objetivo\n\nEl objetivo de la\nmetodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas de\ngeneración solar fotovoltaica.\n\nCon este propósito, se\nha definido un modelo tarifario para plantas de generación solar fotovoltaica\ncon potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango\naceptable regulatoriamente de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se\nofrece una banda tarifaria que permite al comprador ofrecer una gama de precios\nde compra de electricidad con los cuales el oferente pueda obtener los ingresos\nsuficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión\nrealizada, y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo\nasociado con la actividad de generación de electricidad.\n\n2. Alcance\n\nEl modelo que se\npresenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al\nICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas solares\nfotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley\n7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas\nsolares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que\nestablece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que\ndeban ser reguladas por ARESEP.\n\nSe entiende por planta\nnueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en\nningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas\nnuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera vendida en el\nmarco de algún contrato de compraventa de electricidad o para fines de\nautoconsumo.\n\nQueda fuera del alcance\nde esta metodología la determinación de tarifas de generación a pequeña escala\npara autoconsumo con fuente solar fotovoltaica, tarifas que se estarían determinando\nen el marco de la normativa técnica \"Planeación, Operación y Acceso al\nSistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN\", mediante una metodología\nparticular.\n\n3. Modelo General\n\nEn general, se puede\nexpresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica desde la\nperspectiva del generador privado, de la siguiente manera:\n\nCE+CFC=p*E\n(Ecuación 1)\n\nDonde:\n\nCE = Costos de\nexplotación\n\nCFC = Costo fijo por\ncapital\n\np = Tarifa de venta\n\nE = Expectativas de\nventa (cantidad de energía)\n\nSe puede observar que\nen la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.\n\nDespejando la tarifa de\nventa (p), se obtiene:\n\np=(CE+CFC con E diferente\nde 0, (Ecuación 2)\n\nE\n\nDe lo anterior se\ndesprende que para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las\nexpectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el\ncosto del capital. En consecuencia, el modelo para la determinación de la\ntarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos,\nrequiere de la definición de las expectativas de venta y los costos tanto de\nexplotación como los de inversión y su rentabilidad.\n\n3.1 Expectativas de\nventa (E)\n\nLa producción de la\nplanta depende de la disponibilidad de la capacidad instalada para generación,\nlo que a su vez depende de las características físicas del aprovechamiento, de\nla tecnología utilizada, de la edad de las instalaciones así como las prácticas\nde mantenimiento de la empresa. Por su parte, la distancia entre la planta y el\npunto de entrega influye en la eficiencia del proceso de transmisión.\n\nEn todo caso, es\nposible expresar todos estos factores en términos de un factor de\naprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor\nde uso común, que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria, se puede\nestablecer un valor para este parámetro aplicable a cada tipo de fuente,\nhaciendo posible diferenciar la tarifa de venta según la fuente primaria.\n\nEn síntesis, para\nestimar la cantidad de energía que se tomará para determinar la tarifa\naplicable se considera la siguiente ecuación:\n\nE=C*8760*fp\n(Ecuación 3)\n\nDonde:\n\nE = Ventas anuales\n(cantidad de energía)\n\nC = Capacidad instalada\nde la planta\n\n8 760 = Cantidad de\nhoras de un año (24 horas * 365 días)\n\nfp =Factor de planta aplicable\nsegún la fuente\n\nSi bien existe un\nefecto de escala en las plantas de generación de electricidad, especialmente en\ncuanto a los costos de instalación y los costos de explotación, es posible\nsimplificar el modelo y realizar el análisis para una planta de tamaño unitario\n(capacidad instalada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:\n\nE=8 760*fp (Ecuación 4)\n\nDonde:\n\nE= Ventas anuales\n(cantidad de energía)\n\n8 760 = Cantidad de\nhoras de un año (24 horas * 365 días)\n\nfp =Factor de planta aplicable\nsegún la fuente\n\nPara la determinación\ndel factor de planta (fp) se aplicarán los siguientes criterios:\n\na. Se utiliza el factor\nde planta obtenido del informe \"Energía solar fotovoltaica. Aspectos\ntécnicos y simulación de una tarifa de referencia\", Centro Nacional de\nPlanificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). El\nvalor utilizado es el correspondiente a Liberia Policristalino de la tabla 7,\nreferido en la página 26 del estudio antes mencionado.\n\nb. Se calcula el valor\npromedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en\ncuenta una degradación de los paneles solares de 0,5% anual (esto afecta la\nproducción fotovoltaica negativamente), según se estableció en la página 28 del\nestudio ECLAREON/BSW (2014).\n\nc. El resultado\nobtenido en el punto b. es el que se utiliza como factor de planta.\n\nLos criterios\nmencionados anteriormente para determinar los valores de factor de planta se\nmantendrán vigentes mientras no sean sustituidas las fuentes de información\nasociadas con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico.\n\n3.2 Costos de\nExplotación (CE)\n\nEntre los costos de\nexplotación se contemplan tanto los costos variables de operación (aquellos\ngastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso\nproductivo tales como impuestos asociados a la producción, repuestos y otros\nmateriales consumibles durante el proceso productivo), como los costos fijos\n(aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no tales\ncomo pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas,\nadministrativos, etcétera). Estos gastos efectivos no deben incluirse la\ndepreciación, ni los gastos financieros ni los impuestos asociados a utilidades\no ganancias.\n\nEl valor unitario de\ncosto de explotación a emplear en la metodología, se obtiene de la siguiente\nmanera:\n\na. Se utilizan los\ndatos de costos operativos de instalaciones estándar denominados en dólares de\nlos Estados Unidos de América por kilovatio por año (US$/kW/año) obtenidos del\nestudio: \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en\nCosta Rica\", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V\n(2014) bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco\ndel Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00, en la página 54, anexo\n7, ilustración 26. En adelante, se referirá a este estudio como ECLAREON/BSW\n(2014). Estos valores son el resultado del análisis de los datos de costo de\nexplotación obtenidos de las entrevistas a empresas instaladoras de plantas\nfotovoltaicas, como parte del estudio expuesto en ECLAREON/ BSW (2014).\n\nb. De la información\nanterior, se calcula el promedio simple de los datos de las entrevistas\ncontestadas sobre este rubro.\n\nLos criterios\nmencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación\nse mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información\nasociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea\nelaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\n\n3.3 Costo fijo por\ncapital (CFC)\n\nMediante el componente\ndenominado \"Costo Fijo por Capital\" (CFC) se pretende garantizar a\nlos inversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones\ncon el nivel de riesgo similar a efectos de hacer atractiva la alternativa de\nparticipar en el desarrollo de la planta.\n\nEl CFC depende del\nmonto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado (relación deuda /\naportes de capital), de las condiciones de financiamiento (tasa de interés,\nmodalidad de pago y plazo), de la tasa de retorno esperada por los\ninversionistas sobre sus aportes, del período de recuperación de la inversión\n(vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta\naplicable.\n\nEste rubro de Costo\nFijo por Capital se determinará mediante la siguiente ecuación:\n\nCFC=M*FC\n(Ecuación 5)\n\nDonde:\n\nCFC = Costo Fijo por\ncapital\n\nM =Monto total de la\ninversión unitaria\n\nFC = Factor que refleja\nlas condiciones de la inversión\n\nEl factor FC depende de\nlas condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la\nplanta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual permite determinar\nla cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que\nrequiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener la\nrentabilidad esperada:\n\nDonde:\n\nΨ = Apalancamiento\n(relación de deuda) (%)\n\np = Rentabilidad sobre\naportes de capital (%)\n\nt =Tasa de impuesto\nsobre la renta (%)\n\ni =Tasa de interés (%)\n\ne = Edad de la planta\n(años)\n\nd = Plazo de la deuda\n(años)\n\nv = Vida económica de\nla planta (años)\n\nEl factor que resulta\nde esta fórmula refleja un valor medio aplicable durante toda la vida\neconómica. Dentro de este contexto, durante los primeros años la utilidad neta\nque recibe el inversionista es baja (y menor a la pérdida de valor de la\nplanta), puesto que está destinando una porción de la utilidad que le\ncorresponde a \"comprar\" la participación de los entes financieros en\nla propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada la deuda, el\ninversionista se convierte en el único propietario.\n\nCon respecto al cálculo\nde la rentabilidad sobre los aportes \"ρ\" el mismo se realizará\nde acuerdo con la metodología Capital Assets Pricing Model, o CAPM (trad. lit.\nModelo de valoración de activos de capital) establecida por la ARESEP y se\nemplearán las fuentes y base de datos que el Ente Regulador establezca.\n\nA continuación se\ndefinen los componentes de la fórmula del factor FC.\n\n3.3.1 Apalancamiento ()\n\nEl valor de\napalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y\ncapital propio.\n\nEl cálculo de este\nvalor se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento (financiamiento)\nde plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se\npretende tarifar.\n\nPara realizar el\ncálculo se utilizará el promedio simple de la información de financiamiento de\nproyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.\n\nEste valor se\nactualizará en cada fijación tarifaria.\n\n3.3.2 Rentabilidad\nsobre aportes al capital (ρ)\n\nEl cálculo de la\nrentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como\nCAPM (en inglés, \"Capital Asset Pricing Model\").\n\nEl método CAPM estima\nel costo del capital propio. Se basa en considerar que los cambios en el\nretorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a éste y puede\nser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con el mercado\nen su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\nAresep empleará para la\nobtención del CAPM fuentes de información adquiridas por la institución para\nfines regulatorios, basadas en información para el análisis financiero, siempre\ny cuando sean fuentes confiables y rigurosas del mercado respecto al cálculo\ndel costo de capital.\n\nSi se contara con\nvarias fuentes de información financiera especializada en el cálculo del CAPM,\nse dará prioridad a aquellas que mediante el software con que se administran\nsus datos, sea posible estimar directamente los valores del CAPM para sectores\ny empresas vinculadas al segmento eléctrico que se considera en el alcance de\nla presente metodología, procediendo de la siguiente forma:\n\na) Fuentes de\ninformación financiera especializadas\n\nLos criterios para la\nselección de la fuente de información financiera a utilizar para la obtención\ndel Costo de Capital (CAPM) son los siguientes:\n\n▪ Debe estar basada en un\nsoftware o plataforma virtual para el análisis financiero, que proporcione\npreferentemente información referente a valores directos del costo de capital\ndel sector que se regula, en este caso para el segmento de generación eléctrica\ncon fuentes renovables.\n\n▪ La información\ndisponible debe estar fundamentada en información pública de las diferentes\ncompañías listadas en las bolsas de valores a nivel mundial.\n\n▪ Debe permitir búsquedas\nen dos o más de las siguientes clasificaciones industriales:\n\n▪ Código Standard Industrial\nClassification (SIC),\n\n▪ Código North American Industry\nClassification System (NAICS)\n\n▪ Código Global Industry\nClassification Standard (GICS)\n\n▪ Código Industry Classification Benchmark\n(ICB)\n\n▪ Debe proveer y permitir\nidentificar información para empresas ubicadas en el segmento de generación\neléctrica con fuentes renovables.\n\n▪ Debe ofrecer valores\npara el CAPM en distintos periodos de tiempo (diaria, mensual, trimestral,\nanual).\n\nb) Obtención del costo\nde capital propio (CAPM)\n\nPaso 1: Definición de\nla clasificación industrial a utilizar. Para ello, se escogerá aquella\nclasificación que permita obtener la agrupación de empresas cuya conformación\nsea lo más cercana posible al conjunto de empresas que forman parte de la\nindustria considerada en el alcance de la metodología tarifaria, en este caso,\nel sector de generación eléctrica solar. Así mismo, que permita ubicar el mayor\nnúmero de empresas que cumplan con el criterio anterior.\n\nPaso 2: Selección del\ngrupo de empresas de referencia. Dentro de la clasificación industrial\nseleccionada, se escogerá el grupo de empresas cuya conformación y descripción\nse ajuste al sector de generación eléctrica solar. Se seleccionarán las\nempresas de generación eléctrica que ha este nivel de desagregación sean\nespecíficas de la generación solar.\n\nPaso 3: Selección de la\nmuestra de empresas de generación eléctrica solar. Se seleccionará la muestra\nde empresas para la estimación del CAPM, considerando aquellas empresas para\nlas cuales toda o parte de su actividad sea la generación de energía eléctrica\nsolar.\n\nPaso 4: Cálculo del\nvalor del CAPM. Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa\nindividual para los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la\naudiencia pública; luego se calcula la media aritmética simple de la\ninformación de todas las empresas.\n\nPosteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los\nvalores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en\nestadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores\nresultantes.\n\nPara\nsu aprobación, se deberá incluir el informe técnico que justifique la\nclasificación industrial y las empresas seleccionadas para el cálculo del CAPM,\nademás de incluir los valores obtenidos para cada empresa y los cálculos\nrespectivos para obtener el valor final del costo de capital propio. Para\nefectos de la presente metodología la fuente primaria de información es\nBloomberg L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las empresas de\ngeneración eléctrica con fuente solar de manera directa. Si esta fuente dejara\nde estar disponible, se recurrirá a otra que sea privada y confiable y que\ncumpla con el inciso a de la sección 3.3.2.\n\nEn el caso que la\nAresep no cuente con acceso a fuentes de información financiera (privadas)\nespecializas y adquiridas por la institución con fines regulatorios que tengan\nel desglose requerido en el punto a) anterior, se empleará para el cálculo del\nCAPM la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de\nNew York. El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada\nindustria, según la siguiente fórmula:\n\nρ=\nk_l+βa*PR+RP (Ecuación 7)\n\nDonde:\n\nΡ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio\n(Costo de capital propio).\n\nkl = Tasa libre de\nriesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nβa =\nBeta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un\nactivo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina\n\"apalancada\" ya que se ha ajustado para considerar que parte de la\ninversión se financia con deuda.\n\nPR = Prima por riesgo.\nSe define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP = Riesgo país. Es el\nriesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes\nde un cierto país.\n\nEl beta apalancado se\ndenomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda y se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβ_a=\nβ_d*(1+(1-t)*D)\n(Ecuación 8)\n\nKp\n\nDonde:\n\nβa = Beta apalancada\n\nβd = Beta\ndesapalancada\n\nt = Tasa de impuesto\nsobre la renta\n\nD/Kp = Relación entre deuda\ny capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)\n\nLos parámetros que se\nrequiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los\nsiguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada,\nrelación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La\nfuente de cada uno de ellos es la siguiente:\n\n▪ Tasa libre de riesgo\n(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\n▪ Beta desapalancada\n(βd): se utilizan los valores del beta desapalancado del sector\ndenominado \"Utility (General)\". Esta variable se empleará para el\ncálculo del beta apalancado de la inversión.\n\n▪ Prima por\nriesgo (PR): Se empleará la variable denominada \"Implied Premium\n(FCFE)\".\n\n▪ Riesgo país\n(RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados\nRisk Premiums for the other markets, donde el riesgo país se denomina Country\nRisk premium.\n\nLos valores para las\nvariables indicadas para las cuales no se indica fuente en esta alternativa se\nobtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.\n\nEstas variables serán utilizadas de manera consistente,\nen cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio anual\npublicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético simple de las 5\nobservaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se\ndisponga 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\ncomplete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5\naños pero que sea igual para todas las variables.\n\n▪ Relación\nentre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y),\ndonde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los\ndatos incluidos en la sección 3.3.1. El dato de apalancamiento podrá ser\nactualizado por la Autoridad Reguladora.\n\n▪ Tasa de\nimpuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con\nfines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta\n-la tasa marginal mayor- establecida y actualizada vía decreto por el\nMinisterio de Hacienda.\n\nEste valor se\nactualizará en cada fijación tarifaria.\n\n3.3.3 Tasa de interés\n(i)\n\nSe utilizará el promedio\nmensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el\nBanco Central de Costa Rica (En su sitio web: http://www.bccr.fi.cr/index.html)\npara préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\nEste valor se actualizará\nen cada fijación tarifaria.\n\n3.3.4 Vida económica\ndel proyecto (v)\n\nPara los efectos de\neste 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\nesa vida económica es menor a la vida útil del proyecto, estimada en 25 años.\n\n3.3.5 Plazo de la deuda\n(d) y plazo del contrato\n\nEl plazo de la deuda es\nde 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo\ndel contrato de compra-venta de energía.\n\nLa duración del\ncontrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de\nlas tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la Ley 7200. Sin\nembargo, el plazo del contrato será definido entre las partes.\n\n3.3.6 Edad de la planta\n(e)\n\nDado que se trata de\nplantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.\n\n3.4 Monto de la\ninversión unitaria (M)\n\nEl costo de inversión\nrepresenta los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país. En este caso se trata de\ninformación que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las\nplantas que se trata de tarifar.\n\nLos costos de inversión\nse estimarán de la siguiente manera:\n\na. Se utilizan los\ndatos sobre costos de inversión llave en mano obtenidos del estudio\nECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26. La información a\nutilizar es para el rango máximo y rango medio.\n\nb. De los datos\nobtenidos para el rango máximo y rango medio por capacidad, se mantienen todas\nlas fuentes de información.\n\nc. Para realizar el\ncálculo del costo de inversión, se utilizan los valores del rango máximo y\nmedio, y se obtiene un promedio del costo de inversión por fuente (entrevista)\npara capacidades menores o iguales a 20 MW, es decir, un promedio del rango de\ncapacidades disponibles en la tabla.\n\nd. Una vez calculado el\npromedio simple de cada una de las fuentes, se obtiene el promedio de los doce\nvalores disponibles.\n\ne. El costo de\ninversión obtenido será el utilizado como precio promedio para calcular la\nbanda tarifaria.\n\nf. Se calcula la desviación estándar del conjunto de valores promedio de\ncosto de inversión unitario de los valores utilizados de la muestra.\n\n(*) g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar\ndel conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en\nel cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente\ncriterio.\n\n𝑋 = 𝑌 − 1\n\nSujeto a la restricción:\n\nY > 0\n\nDonde,\n\nX\n= Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del límite\ninferior de la banda tarifaria.\n\nY\n= Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que son\nnecesarias para que el costo de inversión unitaria sea 0 o negativa. Estimada como\nel costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de\nla desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a\nun número entero, se redondea al número entero superior.\n\nSi no fuera posible calcular el valor de Y, la\nvariable \"X\" tomará el valor de 0.\n\n(*) (Así\nadicionado el inciso g) anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023)\n\n \n\nLos criterios\nmencionados anteriormente para determinar los valores de costo de inversión se\nmantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información\nasociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea\nelaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\n\n3.5 Definición de la\nbanda tarifaria\n\nSe propone regular el\nprecio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el\nmarco de la ley 7200, mediante una banda tarifaria. Ese precio de venta también\nservirá para regular aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de\nplantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que\nestablece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que\ndeban ser reguladas por ARESEP.\n\nLas bandas tarifarias\nse estiman de la siguiente manera:\n\n▪ Límite\nsuperior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una\ndesviación estándar.\n\n▪ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio\nde la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones\nestándar (inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar\n(inciso f de la sección 3.4).\n\n(Así reformado el párrafo\nanterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del\n15 de noviembre de 2023)\n\n \n\n3.6 Estructura\ntarifaria\n\nEn general, la\nestructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en los\ndistintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un conjunto\nde coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos\nestacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la\nenergía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de\nesas combinaciones.\n\nEl propósito de la\nestructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su\ngeneración en los períodos en que el valor de la energía es mayor para el\nSistema Eléctrico Nacional. Sin embargo, en la generación solar, el patrón\nsolar es similar en todo el país (las diferentes zonas producen diferentes\ncantidades de energía, pero siguiendo el mismo patrón), además no permite\nregular su producción como para trasladar energía entre periodos y la\nindisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la\nfijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación\nde la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios\nde aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla\ny con un solo valor.\n\nPor las razones\nanteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura\ntarifaria.\n\n3.7 Moneda en que se\nexpresará la tarifa\n\nLas tarifas resultantes\nde la metodología detallada serán expresadas y facturadas en la moneda dólares\nde los Estados Unidos de América (US$ ó $). Las condiciones en que se realicen\nlos pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía\ncontractual, y con base en la normativa aplicable.\n\n3.8 Ajuste de precio\n\nLos valores de la banda\ntarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación\nordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se\nrevisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los parámetros\ndefinidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos\nen este informe. El procedimiento dará inicio el primer día hábil del mes de\nfebrero de cada año, es decir, este día debe ser abierto el expediente\ntarifario.\n\nLas variables\ndeterminadas en esta metodología mediante informes técnicos deberán ser\nrevisadas al menos con una periodicidad de 5 años mediante uno o varios\nestudios específicos.\n\nEn ningún momento\nlos precios pagados por la compra de energía eléctrica a generadores privados\npara la fuente solar fotovoltaica pueden ser mayores que el límite superior de\nla banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda.\n\n3.9 Otras\nconsideraciones\n\nPara mejorar esta\nmetodología en el futuro, se establece que los generadores privados nuevos con\nfuente solar fotovoltaica 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. De esta forma, la ARESEP podrá\ndisponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones\noperativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente,\nlos estados financieros auditados de la empresa.\n\nMientras no se disponga\nde la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma\ncomplementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo\ncon la información que se disponga.\n\nLas empresas que no\ncumplan con la entrega de información según se detalló en el párrafo anterior,\nestarán sujetas a las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y\n41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.\n\n(...)\n\nVII. ANEXOS\n\nAnexo 1. Informe técnico:\n\"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa\nRica\", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014)\nbajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del\nPrograma 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00. (Adjunto en formato\nelectrónico).\n\nAnexo 2. Informe \"Energía\nsolar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de\nreferencia\". Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto\nCostarricense de Electricidad (2013). (Adjunto en formato electrónico).\n\nAnexo 3. Desarrollo matemático\ndel CFC para contratos iguales a la vida útil de la planta. Tomado del Informe\n\"Resultados de la investigación sobre costos, estructura de financiamiento\ntípicos y otros datos de plantas hidroeléctricas y eólicas\". Instituto\nCostarricense de Electricidad (2011). (Adjunto en formato electrónico).\n\n(.)\"\n\nEn cuanto a los anexos\nsupra citados, los mismos están a disposición del público en la página de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos: www.aresep.go.cr, o bien, en\nsus instalaciones en la Dirección General de Atención al Usuario en el\nexpediente OT-296-2014. Para más información, puede llamar a la línea gratuita:\n8000-ARESEP.\n\nII Tener como respuesta a los opositores que\nparticiparon en la audiencia pública realizada el 10 de febrero del 2015, lo\nseñalado en el Considerando I de la resolución que aquí se acuerda y agradecer\nla valiosa participación de todos en este proceso.\n\nEn cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la\nLey General de la Administración Pública, contra la presente resolución cabe el\nrecurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse\nen 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\nlos plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos\ndeberán interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.\n\nRige a partir de su publicación en el Diario Oficial La\nGaceta.", "body_en_text": "throughout the entire text\n\n -\n\n Full Text of Norm 034\n\n Methodology for Determining Reference Tariffs for New\nPrivate Solar Photovoltaic Generation Plants\n\nFull Text of Record: 17D5F5\n\nPUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nResolution\nRJD-034-2015.-San José, at fifteen hundred hours on the sixteenth of March, two thousand\nfifteen.\n\nMethodology for the\nDetermination of Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation\nPlants. File OT-296-2014.\n\nWhereas:\n\nI.-That the Public Services Regulatory Authority is currently engaged in a process of formalizing and designing methodologies across all regulated sectors. In the electricity sector, and specifically in private generation, a series of tariff models have been approved in recent years, applicable to the purchase and sale of electrical energy produced by private generators using various sources such as hydroelectric, wind, and biomass. These energy transactions have been framed within the provisions of Chapter I of Law 7200.\n\nII.-That with the objective of initiating the methodological formulation and having information for its application, as well as gaining a better understanding of the market, a technical report titled \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\" was prepared within the framework of a technical cooperation project between the German Cooperation Agency (GIZ) and the Public Services Regulatory Authority. This report was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America.\n\nIII.-That it is important to note that since 2011, there has been a notable reduction in the prices of photovoltaic energy in the international market. Consequently, the photovoltaic generation industry has become more competitive relative to the electricity generation industry using other renewable sources. Among others, this is one of the reasons why, in recent years, interest has grown in incorporating this type of energy into the National Electric System by ICE and other electricity distribution companies in the country.\n\nIV.-That on September 12, 2014, via official letter 116-CDR-2014, the Center for Regulatory Development (CDR) submitted a proposal for the \"Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants\".\n\nV.-That on September 22, 2014, via Agreement 03-55-2014 of the extraordinary session 55-2014, and ratified on October 22, 2014, it was indicated: \"To continue, in a subsequent session, with the analysis of the methodological proposal for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants, with the purpose that the Center for Regulatory Development submit an adjusted version in accordance with the observations and suggestions made at this time.\"\n\nVI.-That on November 18, 2014, via official letter 820-RG-2014/152-CDR-2014, the Regulator's Office and the Center for Regulatory Development, in compliance with Agreement 03-55-2014, sent to the Secretary of the Board of Directors the \"Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants\".\n\nVII.-That on November 24, 2014, via Agreement 05-68-2014 of the ordinary session 68-2014, the Board of Directors of Aresep agreed \"To submit to the public hearing process the Proposal for the 'Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants' (...).\" (folios 01 to 208).\n\nVIII.-That on January 13, 2015, the call for the public hearing required by law was published in La Gaceta No. 8, and on January 16, 2015, in the newspapers La Nación and La Extra (folios 212 and 213).\n\nIX.-That on February 10, 2015, the public hearing was held in the Aresep Auditorium, interconnected via videoconference system with the Court Buildings of the centers of: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón, and Puntarenas. Additionally, this hearing was held in person at the parish hall of Bribrí, Limón, Talamanca; during which 3 position statements were received and admitted from: Instituto Costarricense de Electricidad, PV Huacas Sociedad Anónima, and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima and Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).\n\nX.-That on February 24, 2015, the General Directorate of the Center for Regulatory Development and the Office of the Regulator General, via official letter 015-CDR-2015/222-RG-2015, submitted to the Secretariat of the Board of Directors the final report of the \"Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants\" (It does not appear in the record of File OT-296-2014).\n\nXI.-That on March 3, 2015, the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory, through opinion 176-DGAJR-2015, recommended to the Board of Directors: \"To submit for the knowledge and discussion of the Board of Directors the proposal for the 'Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants', submitted by the Office of the Regulator General and the General Directorate of the Center for Regulatory Development via official letter 222-RG-2015/015-CDR-2015\". (It does not appear in the record of File OT-296-2014).\n\nConsidering:\n\nI.-That in the absence of Mr. Regulator General Dennis Meléndez Howell, due to being on vacation on March 16, 2015, Mrs. Grettel López Castro appears in this act, in her capacity as Deputy Regulator General, according to the agreement recorded in article two of the minutes of the ordinary session number one hundred sixty-one, held by the Government Council on August 20, two thousand thirteen, published in La Gaceta 211 of November 1, 2013, an appointment that was ratified by the Legislative Assembly in ordinary session number 69, held on September 19, 2013, pursuant to the provisions of article 47 of Law 7593, Law of the Public Services Regulatory Authority, an appointment that is currently in force. In accordance with article 57 of the same law, the Deputy Regulator General substitutes for the Regulator General during his temporary absences.\n\nII.-That regarding the oppositions and concurrences presented at the public hearing, it is appropriate to extract the following from official letter 015-CDR-2015/222-RG-2015 of February 24, 2015, which serves as the basis for this resolution:\n\n\"(...)\n\n1. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mrs. María Gabriela Sánchez Rodríguez, identification number 107960417, in her capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 222 to 263).\n\n1.1 Said methodology must specify that the approved tariff band system will be used by ICE for the purchase of energy in accordance with the provisions of Law 7200, the Regulation to Chapter I, and the Project Selection Procedure that is in force for this purpose.\n\nThe scope of the methodology establishes on folio 14 the following: \"The model presented is applicable to tariff-setting for energy sales to ICE by private generators producing with new solar photovoltaic plants, within the framework established by Chapter 1 of Law 7200, and for those purchases and sales of electrical energy from new private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP\". That is, it is already contemplated that energy sales to ICE are made under the framework of Law 7200.\n\nRegarding the project selection procedures used by ICE, these fall outside the scope of this methodology because it is the competence of the company and not of Aresep.\n\n1.2 In compliance with the principle of legality and legal certainty, it urges the Regulatory Entity, at the time of resolving and approving the tariff band setting derived from the application of this methodology, not to modify the variable data submitted for discussion in this public hearing by updating them to the day of the hearing or the resolution, without providing due process to the Interested Parties so they can address the new data.\n\nThis is a matter of applying the methodologies. It is worth noting that regarding the updating of variables at the time of the hearing, since 2004 there has been an agreement of the Board of Directors of this Regulatory Authority (Agreement 004-015-2004) instructing the technical directorates of that time, now Intendencies, to \"Update to the date of the public hearing the following variables: Minimum wages, Selling exchange rate of the United States dollar against the colón, and fuel prices.\"\n\nIn order to guarantee compliance with the cost-of-service principle, this provision has been generalized and has become an administrative practice applied to update variables in the ordinary or extraordinary tariff studies processed by this Authority.\n\nIt is not omitted to indicate that the citizen participation mechanism defined by Law is for interested parties to express their positions regarding any proposal for tariff adjustment, methodology, regulations, and requests for electrical energy generation concessions. Through this mechanism, the Regulatory Authority gathers criteria from citizens and companies on the matter submitted for public knowledge. On this point, article 36 of Law 7593 provides, as relevant:\n\n\"(...) The hearing shall be convened once the petition has been admitted and if the formal requirements established by the legal system have been met. For this purpose, an extract shall be published in the official journal La Gaceta and in two newspapers of national circulation, twenty (20) calendar days prior to the hearing. (...)\"\n\nIt should be clarified that a proposal refers to a technical report addressed to all interested parties justifying the need for the approval of a tariff methodology to be submitted to a public hearing. Thus, the proposal —the minimum essential requirement that Aresep needs in order to send the proposal to a public hearing— should not be confused with the information required to support the tariff request.\n\nThis latter information —necessary to support the approval of the methodology— must be analyzed once the public hearing procedure has concluded, since it is only at this point that the Regulatory Entity has all the information to resolve the tariff setting. Hence the importance that at the time of performing the calculations and drafting the tariff report on the ex officio setting, the latest available information be used.\n\n1.3 The Regulatory Entity does not justify the exclusion of the low range of the investment cost, eliminating it arbitrarily, which affects the average investment cost and therefore the standard deviation, which results in an increase of both the floor and the ceiling of the band in favor of the private generator. On the price trend of solar photovoltaic energy. Modify the text to include the low range, since these changes are necessary so that private generators can bid within the competitive bidding process at tariffs lower than the reference tariffs and that this benefit is transferred to the final consumer through the tariff.\n\nOn page 35 of the document \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the relevant elements of the investment cost of a photovoltaic installation can be found (Annex 1, folio 59). This study proposes that photovoltaic modules and inverters are distinguished by their qualities and prices. The lower segment of investment costs involves low-quality photovoltaic modules and inverters. For the purposes of electrical energy generation via solar photovoltaic source, this range is excluded.\n\n1.4 Although the methodology proposed by ARESEP is consistent with the other methodologies for new plants, it is necessary for ARESEP to include the low range contained in the ECLAREON/BSW (2014) study for the calculation of the investment cost, and to evaluate a modification of the ceiling of the band in accordance with the latest international developments regarding this technology.\n\nOn page 35 of the document \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the relevant elements of the investment cost of a photovoltaic installation can be found (Annex 1, folio 59). This study proposes that photovoltaic modules and inverters are distinguished by their qualities and prices. The lower segment of investment costs involves low-quality photovoltaic modules and inverters. For the purposes of electrical energy generation via solar photovoltaic source, this range is excluded.\n\nOn the other hand, applying the average plus one standard deviation as the upper limit is consistent with the Methodologies for new hydroelectric and wind private generation plants approved by Aresep. On this topic, the methodology indicates on folio 05 the following: \"... the upper limit of the tariff band should not significantly deviate from expected costs and should reflect the trend shown in them. In this sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that meets the cost-of-service principle for investors, without having to excessively widen the band or incur very expensive investments that could be inefficient.\"\n\nA decrease in technology costs has been observed over recent years, as indicated in the proposal on folio 05 \"... over recent years, the rapid technological improvements experienced by this energy source and the reduction in the cost of the equipment used for its installation have been observed. This trend has been mentioned in various literature such as the 'Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040' U.S. Energy Information Administration (2014) where a decrease in costs is projected, as well as in the study by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014)\". The way in which these improvements and innovations that have the effect of reducing prices are captured is through the manner in which the lower limit of the band was established.\n\n2. PV Huacas Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-665647, and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-120506, represented by Mr. José Antonio Benavides Sancho, identity card number 104780037, in his capacity as alternate President with powers of generalissimo attorney-in-fact and in his capacity as President with powers of generalissimo attorney-in-fact, respectively.\n\n2.1 It is requested that Aresep include the environmental factor in the methodology proposal.\n\nThe main objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants, which includes all necessary elements to establish the tariff and complies with the provisions of Law 7593 regarding the criteria and elements to be recognized.\n\nAmong the costs currently contemplated, the criterion of environmental sustainability, defined in Law 7593, article 31 as an element for setting tariffs, is included. Indeed, from the analyzed legislation it is observed that:\n\n▪ Law 7200: Law that Authorizes Autonomous or Parallel Electrical Generation\n\n\"Article 8 - In addition to the declaration of eligibility referred to in article 6, for limited capacity plants greater than or equal to two thousand kilowatts (2,000 KW), the interested party must provide to the National Electricity Service a certification regarding the approval of an environmental impact study (estudio de impacto ambiental), prepared by a professional in the field. This study must be previously submitted to the Minister of Natural Resources, Energy, and Mines, for approval or rejection, within a period of sixty calendar days from its submission.\n\n(...)\n\nArticle 10 - The environmental impact study referred to in article 8 of this law shall include, at a minimum, the following aspects:\n\na) Indication of the possible impact of the activity on the natural and human environment.\n\nb) The unavoidable adverse effects, if the activity is carried out.\n\nc) The sustained effects on flora and fauna, indicating the impact on vegetation, soils, animal species, and water and air quality.\n\nd) Indication of specific areas to be deforested, if applicable.\n\ne) Possible amount of waste.\n\nf) Effects on human populations and settlements.\n\ng) Reforestation programs, soil erosion control, and water and air pollution control; and waste management plans.\n\nh) Contingency plans to prevent, detect, and control harmful effects on the ecosystem.\n\n(...)\n\nArticle 11.- To safeguard compliance with environmental control and recovery programs, the concessionaire, upon signing the supply contract, must provide an unconditional performance guarantee in favor of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, equivalent to four percent (4%) of the project value, during the construction period of the work, which shall remain in force for one year from the start of the project's operation.\n\nThe guarantee shall be reduced to an amount equivalent to one percent (1%) of the project value and shall remain in force throughout the entire concession period.\n\nThese percentages may be adjusted by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, in accordance with the quantification of potential damages determined in the environmental impact study.\n\nThe guarantee referred to in this article may be issued by any of the banks of the National Banking System, or by the National Insurance Institute, to the satisfaction of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, and may be executed, partially or totally, by said ministry, as soon as it is demonstrated that damage has occurred and that it has not been mitigated by the autonomous producer.\n\nThe Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines may make corrections, directly and ex officio, or through a contract, to any environmental deterioration or damage arising from the granted electrical concession.\n\nIf at the end of the concession the guarantee has not been executed, it shall be returned partially or totally, as appropriate.\n\nArticle 12 - It corresponds to the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines to set the guidelines and conditions of any nature, aimed at safeguarding compliance with environmental control and recovery programs of limited capacity plants. In the event that the concessionaires fail to comply with the conditions set by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, the National Electricity Service, at the request of this Ministry, shall declare the expiration of the concession.\"\n\nIn environmental impact studies (evaluaciones de impacto ambiental), the National Environmental Technical Secretariat (SETENA) stipulates that, by regulation, what proceeds to grant environmental feasibility (viabilidad ambiental) is to request the developer to submit Control and Monitoring instruments, which may include several items such as payment of the guarantee, compliance with environmental commitments, appointment of an environmental manager, among others.\n\nFor these reasons, it is considered that incorporating the environmental factor as an additional parameter added to or subtracted from costs is not necessary because it would result in a duplication of environmental costs.\n\n2.2 The plant factor value to be used in this methodology must be the result of a representative sample of solar projects in various areas of Costa Rica. It is suggested to use the data from the technical report titled \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\".\n\nThe methodology seeks for solar projects to be installed in areas with better plant factors, so using this plant factor achieves this objective. Furthermore, as established in the methodology on folio 05, it is intended to: \"... use the plant factors defined in the document 'Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia' prepared by the National Center for Electrical Planning of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Annex 2). The information from this study used to define the plant factor values was selected for considering actual site measurements in sectors of high solar radiation. It must be considered that the higher the plant factor, the greater the electricity production.\"\n\n2.3 It is requested to include greater detail of the information sources referenced in the ECLAREON document.\n\nOn page 35 (Annex 1, folio 59) of the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing the investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and the operation costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, lawn mowing and vegetation control, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.\n\nFurthermore, on page 33 (folio 57) of the same document, it is mentioned that interviews were conducted with 10 companies active in the PV sector of Latin American countries, and on page 55 (folio 79) the interview conducted with each of these companies is found; that is, the information contained in the documents attached as an annex to this methodology incorporates all the information obtained by the consultants from the questions asked to the companies.\n\n2.4 It is considered that the sample of investment and operation costs is not sufficiently broad. It is required to use a representative sample of installation and operation costs of photovoltaic projects at the local, regional, or global level. It is suggested to take into account the consolidated data from Bloomberg New Energy Finance to strengthen the analysis. Likewise, the information can be complemented with the installation and operation costs of the ICE photovoltaic plant in Miravalles, currently the largest in the country.\n\nOn page 35 (Annex 1, folio 59) of the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing the investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and the operation costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, lawn mowing and vegetation control, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.\n\nOn the other hand, Aresep currently does not have access to Bloomberg New Energy Finance, which is why such information cannot be used or made available to the public by the Regulatory Entity.\n\nRegarding incorporating the Miravalles Solar Plant, the costs incurred at the time of its construction are not representative of the present day due to the downward trend in technology prices. Furthermore, as this project was a donation, the costs are not necessarily efficient.\n\n2.5 It is requested to use the unlevered beta corresponding to the \"Power\" sector, as this corresponds only to electricity generation activities. This also provides congruency with the Methodology for Existing Plants, where this category is also used.\n\nContrary to what the opposing party argued, the \"Power\" sector is composed of a series of activities very different from electricity generation, such as natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration, financial services, among others, while the \"Utility General\" sample is primarily related to electricity. Additionally, Aresep has proposed in the Ordinary Tariff Methodologies for Electricity (Generation, Transmission, and Distribution) the use of the \"Utility General\" beta and has been using it in tariff studies since the information ceased to be presented in the previous manner, where it was an average of the betas of the U.S. electricity sector.\n\nTherefore, and because one of the important elements for Aresep at present is the homogenization of criteria and variables, it is considered that the beta to be used should be the \"Utility General\".\n\nOn the other hand, the beta used must be analyzed to consider the existence of atypical or extreme values, as indicated in the methodology on folio 19: \"To do this, first the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 available months prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all companies is calculated. Subsequently, extreme values are excluded from the previously obtained data; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated.\"\n\n2.6 The debt term used in the methodology is excessively long, especially for solar energy projects. Aresep is requested to request information from local and multilateral commercial banks to correct this term to one lasting between eight and twelve years.\n\nRegarding the financial conditions included in the proposed model, in the private generation files for new hydroelectric and wind plants (OT-029-2011 and OT-028-2011, respectively), information was requested from financial entities, and information is currently available from different banking sources on financing terms for solar projects. In this way, the financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage will be estimated based on available data on private electricity generation projects held by ARESEP.\n\n2.7 It is requested not to refer to the twelve available values of investment cost information, because the methodology could not be used if the number of values increases or decreases.\n\nThe information to be used is that indicated in the methodology, which references the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America. To prevent this information from becoming outdated, the following was stated on folio 23 of the methodology: \"Variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies.\" Note that it has been indicated \"at least every 5 years,\" which means the update period can be less than 5 years.\n\n2.8 There are no technical or statistical justifications for establishing a different number of standard deviations above the average for the upper limit and below the average for the lower limit. It is requested to establish a symmetric tariff band with two standard deviations upward for the upper limit and two standard deviations downward for the lower limit.\n\nThe technical justification for using three standard deviations to calculate the lower limit and one standard deviation to define the upper limit is found on folio 05 of the methodological proposal, as follows:\n\"On the other hand, the upper limit of the tariff band must not diverge significantly from expected costs and must reflect the trend shown in them. In that sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that complies with the principle of service at cost for investors, without having to widen the band excessively or incur very expensive and potentially inefficient investments.\n\nThe objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows capturing over time the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that the investment costs fall within that range are covered. The purpose of covering the greatest possible amount of data regarding the \"left side of the tail,\" given the available information, is desirable so that private generators can offer tariffs lower than the reference tariffs, so that ultimately final prices to the consumer can be reduced. That is, to take advantage of technological improvement and innovation. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost.\"\n\n2.9 Establish a tariff structure with seasonal differentiation.\n\nAs established by the methodology on folios 22 and 23: \"The purpose of the structure is to achieve that the generator aims to maximize its generation in periods when the value of energy is highest for the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).\" The foregoing is not possible as indicated by the methodology: \".does not allow regulating its production so as to transfer energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, the setting of a tariff structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value.\"\n\nDue to the foregoing, the objective of the producer maximizing its generation in periods when energy is most valuable for the SEN cannot be achieved in a controlled manner.\n\n2.10\nIt is requested to include the final values that will be considered for the application of the methodology.\n\nThe methodology consists of the detailed statement of the model's formulas, the technical description of the general revenue and cost structure, its components, equations, and detail of each element, as well as criteria and procedures for its application. The foregoing, expressed in mathematical, technical, and reasoned form, means the statement of the model is complete, without omitting components, is descriptive, sufficient, and reproducible from the specific information that may later be used when setting a tariff.\n\nWhat is submitted for public hearing is the model in its entirety, and the elements of the methodological proposal in question refer not to its application for a particular tariff setting, but to the actual formulation of the tariff model. In this sense, the theoretical formulation of the methodology is presented, since its practical application will only occur once it is approved and when in the process of setting a particular tariff.\n\n3 Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identification number 3-002-115819, represented by Mario Alvarado Mora, holder of identity card number 401290640, in his capacity as generalísimo legal representative.\n\n3.1 The current proposal does not include the definition of the environmental factor as part of it, even though its law so demands. It is requested that the inclusion of the environmental factor be resolved.\n\nThe main objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants, which includes all the elements necessary to establish the tariff and complies with the provisions of Ley 7593 regarding the criteria and elements to be recognized.\n\nWithin the costs currently contemplated, the environmental sustainability criterion defined in Ley 7593, article 31, is included as an element for setting tariffs. In effect, from the analyzed legislation it is observed that:\n\n▪\nLey 7200: Law Authorizing Autonomous or Parallel Electrical Generation\n\n \"Article 8 - In addition to the declaration of eligibility referred to in article 6, for limited-capacity plants greater than or equal to two thousand kilowatts (2,000 KW), the interested party must provide the National Electricity Service (Servicio Nacional de Electricidad) with certification of the approval of an environmental impact study (estudio de impacto ambiental), prepared by a professional in the field. This study must be previously submitted to the Minister of Natural Resources, Energy, and Mines for approval or rejection, within a period of sixty calendar days from its submission.\n\n(.)\n\nArticle 10 - The environmental impact study referred to in article 8 of this law shall include, at a minimum, the following aspects:\n\na) Indication of the possible impact of the activity on the natural and human environment.\n\nb) The unavoidable adverse effects if the activity is carried out.\n\nc) The sustained effects on flora and fauna, indicating the impact on vegetation, soils, animal species, and water and air quality.\n\nch) Indication of specific areas to be deforested, if applicable.\n\nd) Possible amount of waste.\n\ne) Effects on human populations and settlements.\n\nf) Reforestation, soil erosion control, and water and air pollution control programs; and waste management plans.\n\ng) Contingency plans to prevent, detect, and control harmful effects on the ecosystem.\n\n(.)\n\nArticle 11 - To ensure compliance with the environmental control and recovery programs, the concessionaire, upon signing the supply contract, must provide an unconditional performance guarantee in favor of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, equivalent to four percent (4%) of the project value, during the construction period of the work, which will remain valid for one year from the start of the project's operation.\n\nThe guarantee will be reduced to an amount equivalent to one percent (1%) of the project value and will remain valid throughout the concession period.\n\nThese percentages may be adjusted by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, in accordance with the quantification of potential damages determined in the environmental impact study.\n\nThe guarantee referred to in this article may be issued by any of the banks of the National Banking System (Sistema Bancario Nacional), or by the National Insurance Institute (Instituto Nacional de Seguros), to the satisfaction of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, and may be executed, partially or totally, by said ministry, as soon as it is demonstrated that damage has occurred and that it has not been mitigated by the autonomous producer.\n\nThe Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines may make corrections, directly and ex officio, or by contract, to any environmental deterioration or damage caused by the granted electrical concession.\n\nIf at the end of the concession the guarantee has not been executed, it will be returned partially or totally, as appropriate.\n\nArticle 12 - It is the responsibility of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines to establish the guidelines and conditions of any nature, aimed at ensuring compliance with the environmental control and recovery programs of limited-capacity plants. In the event that the concessionaires fail to comply with the conditions set by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, the National Electricity Service, at the request of this Ministry, shall declare the expiration of the concession.\"\n\nIn environmental impact studies (estudios de impacto ambiental, EIA), the National Environmental Technical Secretariat (Secretaría Técnica Nacional Ambiental, SETENA) stipulates that by regulation, what is required to grant environmental feasibility (viabilidad ambiental) is to ask the developer to submit Control and Monitoring instruments, which may be several, such as the payment of the guarantee, compliance with environmental commitments, appointment of an environmental manager, among others.\n\nFor these reasons, it is considered that incorporating the environmental factor as an additional parameter to be added or subtracted from the costs is not necessary because it would result in a duplication of environmental costs.\n\n3.2 The value of the plant factor to be used in this methodology must be the result of a representative sample of solar projects in various areas of Costa Rica. It is suggested to use data from the technical report entitled \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica.\"\n\nThe methodology seeks for solar projects to be installed in areas with better plant factors, so using this plant factor achieves this objective. Also, as established by the methodology on folio 05, it is desired: \". the plant factors defined in the document 'Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia' prepared by the National Electric Planning Center (Centro Nacional de Planificación Eléctrica) of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Anexo 2) are used. The information from this study used to define the plant factor values was selected for including real on-site measurements in sectors of high solar radiation. It must be considered that the higher the plant factor, the higher the electricity production.\"\n\n3.3 It is requested to include greater detail on the information sources referenced in the ECLAREON document.\n\nOn page 35 (Anexo 1, folio 59) of the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica,\" which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), carried out under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and operating costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, cutting grass and vegetation, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.\n\nFurthermore, on page 33 (folio 57) of the same document, it is mentioned that interviews were conducted with 10 active companies in the PV sector in Latin American countries, and on page 55 (folio 79), the interview conducted with each of these companies is found; that is, the information contained in the documents attached as an appendix to this methodology incorporates all the information obtained by the consultants from the questions asked to the companies.\n\n3.4 It is considered that the sample of investment and operating costs is not sufficiently broad. It is required to use a representative sample of installation and operating costs of photovoltaic projects locally, regionally, or globally. It is suggested to take into account data consolidated by Bloomberg New Energy Finance to strengthen the analysis. Likewise, the information can be complemented with the installation and operation costs of the ICE's photovoltaic plant in Miravalles, to date the country's largest plant.\n\nOn page 35 (Anexo 1, folio 59) of the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica,\" which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), carried out under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and operating costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, cutting grass and vegetation, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.\n\nOn the other hand, Aresep does not currently have access to Bloomberg New Energy Finance, which is why such information cannot be used or made available to the public by the Regulatory Authority.\n\nRegarding incorporating the Miravalles Solar Plant, the costs incurred at the time of its construction are not representative of the present time due to the downward trend in technology prices, and furthermore, this project being a donation, the costs are not necessarily efficient.\n\n3.5 It is requested to use the unlevered beta corresponding to the \"Power\" sector since it corresponds solely to electricity generation activities. Likewise, this would give it consistency with the Existing Plants Methodology (Metodología de Plantas Existentes) where this item is also used.\n\nContrary to what the opposing party argued, the \"Power\" sector is composed of a series of activities very different from electricity generation, such as natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration, financial services, among others, while the \"Utility General\" sample is mostly related to electricity. Additionally, Aresep has proposed in the Ordinary Electricity Tariff Methodologies (Generation, Transmission, and Distribution), the use of the \"Utility General\" beta, and this is what has been used in tariff studies since the information ceased to be presented in the previous form, where it was an average of the betas of the United States electricity sector.\n\nDue to the foregoing, and because one of the important elements for Aresep at present is the homogenization of criteria and variables, it is considered that the beta to be used must be \"Utility General.\"\n\nOn the other hand, the beta used must be analyzed to consider the existence of atypical or extreme values, as indicated by the methodology on folio 19: \"To do this, first the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 months available prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all companies is calculated. Subsequently, from the previously obtained data, extreme values are excluded; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated.\"\n\n3.6 The debt term used in the methodology is excessively long, especially for solar energy projects. Aresep can corroborate the information on terms directly with banks.\n\nRegarding the financial conditions included in the proposed model, in the private generation files for new hydroelectric and wind plants (OT-029-2011 and OT-028-2011, respectively), information was requested from financial entities, just as information is currently available from different banking sources on financing terms for solar projects. In this way, the financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match it with the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage (apalancamiento financiero) will be estimated based on the available data on private electricity generation projects held by ARESEP.\n\n3.7 It is requested not to refer to the twelve available values of investment cost information, because the methodology could not be used if the number of values increases or decreases.\n\nThe information to be used is that indicated in the methodology, which refers to the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica,\" which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), carried out under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America. To prevent the above information from becoming outdated, the following was stated on folio 23 of the methodology: \"The variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies.\" Note that it has been indicated at least every 5 years, which indicates that the update period may be less than 5 years.\n\n3.8 There are no technical and statistical justifications for establishing a different number of standard deviations above the average for the upper limit and below the average for the lower limit. It is requested to establish a symmetrical tariff band with two standard deviations upward for the upper limit and two standard deviations downward for the lower limit.\n\nThe technical justification for using three standard deviations to calculate the lower limit and one standard deviation to define the upper limit is found on folio 05 of the methodological proposal, as follows:\n\"On the other hand, the upper limit of the tariff band must not diverge significantly from expected costs and must reflect the trend shown in them. In that sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that complies with the principle of service at cost for investors, without having to widen the band excessively or incur very expensive and potentially inefficient investments.\n\nThe objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows capturing over time the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that the investment costs fall within that range are covered. The purpose of covering the greatest possible amount of data regarding the \"left side of the tail,\" given the available information, is desirable so that private generators can offer tariffs lower than the reference tariffs, so that ultimately final prices to the consumer can be reduced. That is, to take advantage of technological improvement and innovation. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost.\"\n\n3.9\nEstablish a tariff structure with seasonal differential.\n\nAs established by the methodology on folios 22 and 23: \"The purpose of the structure is to achieve that the generator aims to maximize its generation in periods when the value of energy is highest for the National Electric System.\" The foregoing is not possible as indicated by the methodology: \".does not allow regulating its production so as to transfer energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, the setting of a tariff structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value.\"\n\nDue to the foregoing, the objective of the producer maximizing its generation in periods when energy is most valuable for the SEN cannot be achieved in a controlled manner.\n\n(...)\"\n\nIII.-That in accordance with the operative parts (resultandos) and recitals (considerandos) that precede and according to the merit of the proceedings, the appropriate course is: 1- To approve the \"Methodology for the Determination of Reference Tariffs for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants\" (Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas), 2- To consider as a response to the opponents who participated in the public hearing held on February 10, 2015, what is indicated in Considerando I of this resolution, and to thank the valuable participation of everyone in this process.\n\nIV.-That in extraordinary session 11-2015 of March 16, 2015, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on the proposal of the Dirección General of the Centro de Desarrollo de la Regulación and the Despacho of the Regulador General, dated February 24, 2015, via official communication 015-CDR-2015/222- RG-2015, as well as official communication 176-DGAJR-2015 of March 03, 2015, agreed among other things, and with the character of firm: Por tanto,\n\nBased on the powers conferred in Ley N° 7593 and its reforms, in the Ley General de la Administración Pública N° 6227, in Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, which is the Reglamento to Ley N° 7593, and in the Reglamento Interno de Organización y Funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Órgano Desconcentrado,\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS\n\nOF THE AUTHORITY REGULATORY\n\nOF PUBLIC SERVICES\n\nRESOLVES:\n\nI.-To approve the \"Methodology for the Determination of Reference Tariffs for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants\" (Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas), presented according to the official communication issued by the Despacho of the Regulador General and the Dirección General of the Centro de Desarrollo de la Regulación, on February 24, 2015, via official communication 015-CDR-2015/222-RG-2015, as detailed below:\n\n\"(...)\n\nIII JUSTIFICATION\n\nThe National Electric Sector (SEN) is at a stage where it requires the incorporation of the greatest possible amount of energy from electricity generation plants that use non-conventional energy sources and have costs lower than those of thermal plants.\n\nAmong the state efforts for generation with non-traditional sources is the determination of tariff schemes with electricity generation plants using such sources. These tariff schemes must comply with the principle of service at cost established by Ley 7593 and the other principles and criteria established by ARESEP.\n\nLey 7200 of September 13, 1990, provides the opportunity to promote the contribution of private investors and increase the supply of electricity generation based on non-traditional energy sources. This Law authorizes autonomous or parallel electrical generation and allows the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) to purchase electricity from rural electrification cooperatives and from those private companies that establish power plants whose installed capacity does not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 KW) and that use non-conventional energy sources. The same Law establishes that the aforementioned energy purchases may not exceed 15% of the power of the set of power plants that make up the National Electric System.\n\nAdditionally, Ley 8345 on the Participation of Rural Electrification Cooperatives and Municipal Public Service Companies in National Development, in its Article 9, states that \"The cooperative associations and municipal public service companies covered by this Law may arrange the sale of surplus electric energy to the ICE or among themselves.\"\n\nTo achieve the aforementioned purpose, it is necessary for Aresep to establish reference tariffs for the transactions to be carried out under Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from private photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep.\n\nThe tariffs resulting from the application of this methodology would be those used for the purchase of electric energy by the ICE from all new private generators who, under Ley 7200, sign a contract with the ICE and whose energy source is solar photovoltaic. The resulting tariff will also serve for the sale of solar photovoltaic electricity by private generators to other agents in the National Electric Market (Mercado Eléctrico Nacional), provided that the current legal framework allows it and that these transactions must be regulated by Aresep.\n\nTo initiate the formulation of the methodology and to ensure its application, a project was carried out within the framework of technical cooperation between the German Cooperation Agency (GIZ) and the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, through which the previously mentioned technical report was obtained. For Aresep, it was necessary to manage the contracting of this study, due to the existence of incomplete information on investment and operation costs for photovoltaic generation in public information sources.\n\nThe methodology used for solar photovoltaic is compatible with the formulation of the latest methodologies approved by Aresep for private generation from new plants. The information obtained will be used for the application of the methodology to determine the reference tariffs, regarding investment amount, operating costs (costos de explotación), and plant factor.\n\nIt is desirable that the lower limit of the tariff band allows the entry of the most efficient companies and enables transferring these efficiencies to end users of the service in the form of lower prices. Various auctions carried out in Latin America have shown a downward trend in the prices offered for the solar photovoltaic source; for example, this year in El Salvador the prices offered by the companies awarded for this type of source are 10.19 U.S. cents/KWh for a 60 MW project and 12.34 U.S. cents/KWh for three projects of different capacities (20 MW, 8 MW, and 6 MW); in Uruguay, in 2013, prices between 16.01 and 9.35 U.S. cents/KWh (7 offers) were offered for capacities equal to or less than 1 MW and between 12.65 and 9.8 U.S. cents/KWh (4 offers) for 5 MW capacities; in Guatemala in 2012, a 5 MW plant was awarded at a price of 13.8 U.S. cents/KWh; and in Peru, the drop in prices for this technology can be observed, since in the 2010 auction the awarded prices were around 22.0 U.S. cents/KWh for plants with a capacity of 20 MW, and in 2011, just one year later, a 16 MW plant was awarded at a price of 11.99 U.S. cents/KWh. In October of this year, Brazil awarded 890 MW at prices ranging between 8.13 and 8.94 U.S. cents/KWh, with a ceiling price of 10.7 U.S. cents/KWh. Recently, Guatemala held a tender for energy blocks in which a solar project was awarded, and at the end of this year, an auction will be held in Panama for solar projects. 1\n\n1 Taken from the website: http://www.pv-magazine-latam.com on November 7, 2014.\n\nAdditionally, over the past few years, the rapid technological improvements that this energy source has undergone and the reduction in the cost of equipment used for its installation have been observed. This trend has been mentioned in various literature, such as the \"Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040\" U.S. Energy Information Administration (2014), where a cost decrease is projected, as well as in the study by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014).\n\nOn the other hand, the upper limit of the tariff band must not diverge significantly from expected costs and must reflect the trend shown in them. In that sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that complies with the principle of service at cost for investors, without having to widen the band excessively or incur very expensive and potentially inefficient investments.\n\nThe objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows for capturing, over time, the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that investment costs fall within that range are covered. The goal of covering the greatest possible amount of data regarding the \"left side of the tail,\" given the available information, is desirable so that private generators can offer rates lower than the reference rates, so that ultimately final consumer prices can be reduced. That is, so that the improvement of technology and innovation is harnessed. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost.\n\nFinally, the plant factors defined in the document \"Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\" prepared by the Centro Nacional de Planificación Eléctrica of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Anexo 2) are used. The information from this study used to define the plant factor values was selected because it includes real measurements taken on-site in sectors with high solar radiation. It must be considered that a higher plant factor means higher electricity production.\n\nIV LEGAL FRAMEWORK\n\nThe establishment of a model that allows the setting of private generation rates for new solar photovoltaic generation plants finds legal support in the laws, resolutions, and documents of the Autoridad Reguladora de Servicios Públicos cited below.\n\n1. Powers of the Regulatory Authority to establish tariff methodologies\n\nLey N° 7593 transformed the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) into an autonomous institution called the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), with its own legal personality and assets, as well as technical and administrative autonomy, whose primary objective is to exercise regulation of the public services established in Article 5 of said Law.\n\nRegarding this regulatory function of the Aresep, the Procuraduría General de la República has ruled, establishing the following:\n\n\" (.)\n\n1 Rate setting and the position of the Procuraduría General de la República\n\nThe regulatory function is a technique of intervention by public powers in the market, which entails continuous control over an activity, in order to make the public interest prevail over the private interest (opinion N. C-250-99 of December 21, 1999).\n\nRate setting falls within the regulatory technique. Indeed, regulation translates into control of rates and services, which is justified by the public interest present in public services. The rate must cover the costs of the service and allow a normal benefit or profit for the service provider. Allow us the following quote:\n\n\"One of those laws, unanimously accepted today, can be formulated as follows: the rates of public services must correspond to the real costs thereof, which means that the total income from it must cover the total reasonable costs necessary to produce it. This affirms, on the one hand, that prices should not deviate from the average costs per unit of product, including in these, as is logical, a normal profit for investors; on the other hand, it means that the costs must be borne by the users, not by the shareholders, nor by the taxpayers, nor by the economy as a whole by resorting to inflationary loans from the central bank; thirdly, it also means that the rate must cover the costs and nothing more than the costs: it is an economic error and a legal nonsense for the rate to become a catch-all drawer where anything fits: a disguised fiscal levy, a subsidy to third parties, tariff protection or any other purpose unrelated to the service...\n\nThus, the essential principle that must govern all rate policy is the principle of the real and total cost of the service...\". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid, 1993, p.334. Italics are from the original.\n\nThe regulatory function is entrusted to the ARESEP by Article 5 of Ley N° 7593 of August 9, 1996. The Regulatory Authority holds, then, the power to impose on public service concessionaires the rules that must be followed for setting the rate or the rate adjustment. Specifically, the rates they may charge users for the provision of the service.\n\n(.)\" Opinion C-329 of December 4, 2002.\n\nLikewise, the Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, which in the relevant part, has stated:\n\n\"[.] V.-Rate settings. Regulatory principles. In public service concession contracts (within these, that of remunerated transportation of persons), in accordance with the provisions of Articles 5, 30 and 31 of Law No. 7593, it is the responsibility of the ARESEP to set the rates that users must pay for its provision. That calculation must be carried out in accordance with the principle of service at cost, by virtue of which, as indicated by numeral 3 subsection b) of Law No. 7593, only the costs necessary to provide the service must be considered, which allow a competitive remuneration and guarantee the adequate development of the activity. For such purposes, ordinal 32 ibidem establishes an indicative list of costs that are not considered in the economic quantification. In turn, numeral 31 of that same legal body establishes guidelines that also specify the setting, such as the promotion of small and medium-sized enterprises, consideration and favoring of the user, criteria of social equity, environmental sustainability, economic efficiency, among others. The final paragraph of that norm states that settings that threaten the financial balance of the providing entities will not be permitted, a postulate that fulfills a double purpose. On the one hand, it is reiterated, to provide the operator with a means of remuneration for the service provided that allows the amortization of the investment made to provide the service and to obtain the profitability that by contract has been pre-set for it. On the other, to assure the user that the rate paid for the transportation obtained is the product of a mathematical calculation in which the necessary and authorized costs are considered, in such a way that a fair price is paid for the conditions under which the public service is provided. This aspect leads to the tariff process constituting a harmony between both positions, to the point that the rights of the users are satisfied, but also the right derived from the concession contract, of the recovery of capital and a fair profit. Therefore, although a principle that permeates rate setting is that of the greatest benefit to the user, this does not constitute a rule that allows validating the denial of an increase when technically appropriate, being that in this dynamic a fair balance of interests must prevail, which is achieved with an objective, reasonable, and due price. In its correct dimension, it implies quality service at a fair price. Nevertheless, the tariff increase is far from being an automatic phenomenon. It is subject to a procedure and its viability depends on deducing an economic insufficiency after the technical analysis. In this sense, the ARESEP constitutes the public authority that, through its actions, allows the realization of those postulates that permeate the public transportation relationship. Its exclusive and excluding powers allow it to establish the economic parameters that will regulate (sic) the contract, balancing the interest of the operator and the users.\" (See judgment No. 577 of 10:20 a.m. on August 10, 2007). (The highlighting is ours). See in the same sense, judgment 005-2008 of 9:15 a.m. on April 15, 2008, issued by the Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.\n\nIn this way, the Aresep is the competent entity to set rates and prices in accordance with the methodologies that it itself determines and to ensure compliance with the standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services listed in Article 5 of Ley N° 7593.\n\nThe procedure for this purpose is that of the public hearing, established in Article 36 of Ley N° 7593, which provides:\n\nArticle 36. Matters to be submitted to public hearing.\n\nFor the matters indicated in this article, the Regulatory Authority shall convene a hearing, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. To that end, the Regulatory Authority shall order publication in the official gazette La Gaceta and in two nationally circulated newspapers, of the matters listed below:\n\na) Applications for authorization of electric power generation in accordance with Ley N.° 7200, of September 28, 1990, amended by Ley N.° 7508, of May 9, 1995.\n\n(.)\n\nd) The formulation or revision of price and rate setting models, in accordance with Article 31 of this Law.\n\nFor these cases, anyone with a legitimate interest may present their opposition or support, in writing or orally, on the day of the hearing, at which time they must provide the exact address or fax number for notification purposes by the ARESEP. At said hearing, the interested party must set forth the reasons of fact and law they deem pertinent.\n\nThe hearing shall be convened once the petition has been admitted and if the formal requirements established by the legal system have been met. For this purpose, an extract shall be published in the official gazette La Gaceta and in two nationally circulated newspapers, twenty (20) calendar days in advance of the hearing.\n\nIn the case of an ex officio action by the Regulatory Authority, the same procedure shall be observed.\n\n(...) .\"\n\nIn the exercise of these regulatory powers, the provisions of Ley N° 7593 and its regulations must be considered; from said Law, it is necessary to specifically observe Articles 1, 3, 4, 5, 9, 24, 31, and 32, as well as Article 16 of the Ley General de la Administración Pública, which are transcribed below:\n\n▪ Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establishes:\n\n \"Article 1. Transformation.\n\n(.) The Regulatory Authority shall not be subject to the guidelines of the Poder Ejecutivo in fulfilling the powers granted to it in this Law; however, it shall be subject to the Plan nacional de desarrollo, the corresponding sectoral plans, and the sectoral policies issued by the Poder Ejecutivo\" .\n\n \"Article 3. Definitions.\n\nFor the purposes of this law, the following concepts are defined:\n\na) Public Service. That which, due to its importance for the sustainable development of the country, is classified as such by the Asamblea Legislativa, in order to subject it to the regulations of this law.\n\nb) Service at cost: principle that determines the way of setting the rates and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow a competitive remuneration and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31.\n\n(.)\"\n\n \"Article 4. Objectives.\n\n(.)\n\ne) To cooperate with state entities competent in environmental protection, when dealing with the provision of regulated services or the granting of concessions.\n\n(.)\"\n\n \"Article 5. \"Functions.\n\nIn the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and rates (.). The aforementioned public services are:\n\na) Supply of electrical energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\n(.)\"\n\n \"Article 9. Concession or permit.\n\n(.) The Regulatory Authority shall continue to exercise the competence that Ley No. 7200 and its amendments, of September 28, 1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad.\n\n(.)\"\n\n \"Article 24. Supply of information.\n\nAt the request of the Regulatory Authority, the regulated entities shall supply reports, data, file copies, and any other electronic or written means where financial, accounting, economic, statistical, and technical information related to the provision of the public service they provide is stored. For the exclusive fulfillment of its functions, the Regulatory Authority shall have the power to inspect and record the legal and accounting books, vouchers, reports, equipment, and facilities of the providers.\"\n\n \"Article 31. Setting of rates and prices.\n\nTo set the rates and prices of public services, the Regulatory Authority shall take into account the model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the providing companies.\n\n(...)\n\nThe criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan nacional de desarrollo, must be central elements for setting the rates and prices of public services. Settings that threaten the financial balance of the public service providing entities shall not be permitted.\n\nThe Regulatory Authority must apply annual rate adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Poder Ejecutivo, and any other variable that the Regulatory Authority deems pertinent.\n\nLikewise, when setting the rates of public services, the following aspects and criteria must be considered, when applicable:\n\na) Guarantee financial balance.\n\nb) The 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 scheme types B: (build and operate, or build, operate and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.\n\nc) The protection of water resources, environmental costs and services.\"\n\n \"Article 32. Costs not to be considered.\n\nCosts of regulated companies shall not be accepted:\n\na) Fines imposed on them for non-compliance with the obligations established by this law.\n\nb) Unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service.\n\nc) Contributions, expenses, investments, and debts incurred for activities unrelated to the administration, operation, or maintenance of the regulated activity.\n\nd) Disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities.\n\ne) Investments rejected by the Regulatory Authority because they are considered excessive for the provision of the public service.\n\nf) The value of billings not collected by the regulated companies, with the exception of the percentages technically set by the Regulatory Authority.\"\n\n▪ Ley General de la Administración Pública establishes:\n\n \"Article 16.-\n\n1. In no case may acts be issued contrary to univocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience.\n\n2. The Judge may control the conformity with these non-legal rules of the discretionary elements of the act, as if exercising legality control.\"\n\n2. Power of the Board of Directors to issue the methodologies\n\nThe Junta Directiva of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, according 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 the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation in force was published in La Gaceta No. 105, of June 3, 2013, and establishes the following:\n\n \"Article 6. Junta Directiva.\n\nIt is responsible for defining the strategic orientation and internal policies that allow the Aresep to exercise the powers and competencies established in the legal system. It is the hierarchical superior of the Consejo de la Sutel and of the Auditor Interno and Subauditor.\n\nWhen required, the Junta Directiva shall have specialized advisors and the support of the other dependencies of the Institution, in accordance with the functions assigned to them by this regulation.\n\nIt has the following functions:\n\n(.)\n\n16. Approve the regulatory methodologies to be applied in the various regulated sectors under its competence.\n\n(.)\"\n\nIn Ley Nº 7593:\n\n \"Article 45. Organs of the Regulatory Authority.\n\nThe Regulatory Authority shall have the following organs:\n\na) Junta Directiva.\n\nb) A Regulador General and a Regulador General Adjunto.\n\nc) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).\n\nd) The Auditoría Interna.\n\nThe Junta Directiva, the Regulador General, the Regulador General Adjunto, and the members of the SUTEL shall exercise their functions and fulfill their duties in a manner consistent with the provisions of the Plan nacional de desarrollo, the development plans of each sector, as well as the corresponding sectoral policies.\n\n(.)\"\n\nIn accordance with the foregoing, it is clear that the Junta Directiva of the Regulatory Authority is the competent body to issue the tariff methodologies for regulated public services, including the supply of electrical energy in its stages of generation, transmission, distribution, and commercialization; for which it must follow the public hearing procedure that guarantees citizen participation, and for their issuance, it must observe the principle of service at cost, the rules of science and technique, and the general provisions issued in the Plan Nacional de Desarrollo, related to the electricity sector.\n\nOnce the legal framework supporting the exercise of the regulatory function by the Aresep and its power to issue methodologies allowing it to set rates has been determined, it is necessary to examine the public service whose methodology concerns us.\n\n3. Regulation of the electrical energy supply service in Costa Rica\n\nRegarding the electricity sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans for this sector, which guide the actions of agents, corresponds to the Dirección Sectorial de Energía (DSE), belonging to the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), which prepares the Plan Nacional de Energía -PNE- (currently, the VI Plan Nacional de Energía 2012-2030 is in force), and the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, with the Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*). Likewise, the task of regulation (including rate setting) of the electrical energy supply service in all its stages is in charge of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), according to Article 5 subsection a) of Ley N° 7593.\n\n(*)(Note from Sinalevi: Its denomination thus modified by subsection a) of Article 43 of the Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 of March 13, 2024 and the Functioning of the Sistema Nacional de Inversión Pública, approved by decreto ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously it stated \"Plan Nacional de Desarrollo (PND)\")\n\nThe provision of this public service, like any other, warrants the setting of rates by the Aresep, in accordance with the applicable regulations and the methodologies established for this purpose.\n\nRegarding the electrical energy supply service, the Aresep must also carry out its work in view of the Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº 29847-MP-MINAE-MEIC of November 19, 2001), which provides the following:\n\n \"Article 1. Scope of application. This Regulation defines and describes the main conditions under which the electrical service must be supplied, under normal operating conditions.\n\nIts application is mandatory for electrical companies that are established in the country or that may become established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.\n\nThe conditions stipulated herein may be expanded and detailed partially or totally by the terms of the service provision contract, signed between the subscriber and the company or between companies, with prior authorization from the Regulatory Authority, provided that the service conditions for third parties are not affected.\"\n\n \"Article 2. Purpose. This Regulation defines and provides the general conditions under which the regulation of the electrical service provided by companies to subscribers and users shall be exercised, in the technical and economic areas.\"\n\nThe electrical supply system comprises the set of means and useful elements for the generation, transmission (transport), distribution, and commercialization of electrical energy.\n\nThe stage of electrical energy generation consists of transforming some type of primary energy (chemical, kinetic, thermal, or light, among others) into electrical energy, by means of installations called power plants.\n\nThere are various sources that can be used to generate electrical energy, among which we find:\n\n▪ From energy released in the form of heat, usually the combustion of fossil fuels such as oil, natural gas, or coal, thermoelectric energy is produced.\n\n▪ Through solar radiation, solar photovoltaic energy is generated.\n\n▪ Through the kinetic energy generated by the effect of air currents or vibrations from the wind, wind energy is produced.\n\n▪ Through the use of heat from the interior of the earth, geothermal energy is generated.\n\n▪ With the use of the kinetic and potential energy of water currents, waterfalls, or tides, hydroelectric energy is produced.\n\n▪ From nuclear energy, electrical energy is produced.\n\nDepending on the stage in which the electrical energy supply service is found, such will be the intervention of the various participants in the sector, and accordingly, the Aresep will set the rates.\n\n4. Participants and legal support enabling them as service providers\n\nAnalyzing the electrical generation stage, it is possible to observe that there are various agents participating in the electrical energy supply service. The participation of each of them, in some of the said stages (or even in all), is duly supported by a specific law or, failing that, the concession that enables them to provide the public service, regulated by the Aresep and subject to the rates established by it.\n\nIn the generation stage, the participants are both from the public sector and the private sector, namely:\n\n▪ The Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), which is the largest generator in the country (in accordance with Leyes 449 and 8660).\n\n▪ Private companies (in accordance with Ley N° 7200 and 7508).\n\n▪ Municipal public service companies (according to Ley N° 8345). To date, only the Empresa de Servicios Públicos de Heredia -ESPH- (in accordance with Leyes N° 5889 and 7789) and the Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (according to leyes N° 7799 and 8345) have this condition.\n\n▪ The Compañía Nacional de Fuerza y Luz -CNFL, S.A.- (in accordance with the Contrato Eléctrico of April 8, 1941 -Contrato- ley 2, modified by Ley 4197 and 4977).\n\n▪ Rural electrification cooperatives, under the figure of associations or consortia formed by said cooperatives (according to leyes N° 7200 and 8345), namely: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R. L.), constituted by the cooperative associations listed above.\n\nSpecifically, the norm supporting private generation is:\n\n▪ Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200:\n\n \"Article 1.- Definition.\n\nFor the purposes of this Law, autonomous or parallel generation is defined as the energy produced by power plants of limited capacity, belonging to private companies or cooperatives that can be integrated into the national electrical system.\n\nThe electrical energy generated from the processing of municipal solid waste shall be exempt from the provisions of this Law and may be purchased by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or the Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), in accordance with the rates approved by the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) (*).\"\n\n(.)\"\n\nArticle 2. \"Plants of limited capacity are hydroelectric plants and those non-conventional ones that do not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 kW)\".\n\nArticle 3. \"Public interest. The purchase of electricity, by the ICE, from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the share capital belongs to Costa Ricans, that establish power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared to be of public interest. (Thus amended by Article 2 of law No.7508 of May 9, 1995 and modified by Resolution of the Sala Constitucional Nº 6556-95 of 5:24 p.m. on November 28, 1995, which annulled its last phrase).\n\nArticle 14. \"The rates for the purchase of electrical energy, by the Instituto Costarricense de Electricidad, require the express and prior setting by the Servicio Nacional de Electricidad, which, before issuing the final resolution, shall request the opinion of the affected concessionaires.\n\nThe Instituto Costarricense de Electricidad shall submit applications for rate changes on each occasion, which must be the most favorable for the consuming public, within the principle of avoided cost of investment and operation of the interconnected national system, with a national economic criterion.\n\nIn the periodic adjustments of the rates included in the purchase-sale contract, the usual factors of cost variation shall be taken into account, such as monetary devaluation, local inflation, and other unforeseen ones, which shall be made effective through an automatic formula established by the Servicio Nacional de Electricidad. These adjustments, as well as the prices, shall not require the approval of the Poder Ejecutivo. The supply characteristics of the energy from power plants of limited capacity shall be considered in the price structure.\"\n\n▪ Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N° 8345:\n\nArticle 9. (.) \"The cooperative associations and municipal public service companies protected under this Law may arrange the sale of the surplus of electrical energy to the ICE or among themselves\" (.)\n\nIn accordance with the cited regulations, Ley N° 7593 and its regulations, the Reglamento Sectorial de Servicios, the technical standards issued by the Aresep, and the methodologies issued in this regard, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos regulates the provision of the electrical energy supply service in Costa Rica, by the subjects authorized to do so. Therefore, there is support to develop a methodology that reflects the cost structure, financing, returns required in accordance with the principle of service at cost, and technical aspects, in such a way that reference rates are obtained that allow the competitive development of private solar photovoltaic generation.\n\nV. DEFINITION OF THE TARIFF METHODOLOGY\n\n1. Objective\n\nThe objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants.\n\nFor this purpose, a tariff model has been defined for solar photovoltaic generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within a regulatorily acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a tariff band is offered that allows the buyer to offer a range of electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return for the level of risk associated with the electricity generation activity.\n\n2. Scope\n\nThe model presented is applicable to the tariff setting for energy sales to ICE by private generators producing with new solar photovoltaic plants, within the framework established by Chapter 1 of Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nA new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants, by definition, could not have generated energy that was sold under any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\n\nThe determination of small-scale generation tariffs for self-consumption with solar photovoltaic source falls outside the scope of this methodology, tariffs that would be determined within the framework of the technical regulation \"Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN\", through a specific methodology.\n\n3. General Model\n\nIn general, the economic equation for the supply of electric energy can be expressed from the perspective of the private generator, as follows:\n\nCE+CFC=p*E\n(Equation 1)\n\nWhere:\n\nCE = Operating costs (Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital)\n\np = Sale tariff\n\nE = Sales expectations (energy quantity)\n\nIt can be observed that in equation 1, costs equal revenues.\n\nSolving for the sale tariff (p), we obtain:\n\np=(CE+CFC with E different from 0, (Equation 2)\n\nE\n\nFrom the above, it follows that for the purposes of this model, the tariff depends on both electricity sales expectations and operating costs and the cost of capital. Consequently, the model for determining the electric energy sale tariff by new private generators requires the definition of sales expectations and costs, both operating and investment costs and their profitability.\n\n3.1 Sales expectations (E)\n\nPlant production depends on the availability of installed generation capacity, which in turn depends on the physical characteristics of the utilization, the technology used, the age of the installations, as well as the company's maintenance practices. Meanwhile, the distance between the plant and the delivery point influences the efficiency of the transmission process.\n\nIn any case, it is possible to express all these factors in terms of a utilization factor of the installed capacity (Plant Factor, *Factor de Planta*). This is a commonly used factor, which is possible to associate with each type of primary source; a value for this parameter can be established applicable to each type of source, making it possible to differentiate the sale tariff according to the primary source.\n\nIn summary, to estimate the amount of energy that will be taken to determine the applicable tariff, the following equation is considered:\n\nE=C*8760*fp\n(Equation 3)\n\nWhere:\n\nE = Annual sales (energy quantity)\n\nC = Installed capacity of the plant\n\n8,760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days)\n\nfp = Plant factor applicable according to the source\n\nAlthough there is an economy-of-scale effect in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs, it is possible to simplify the model and conduct the analysis for a unit-sized plant (unit installed capacity), whereby the previous formula is reduced to:\n\nE=8,760*fp (Equation 4)\n\nWhere:\n\nE= Annual sales (energy quantity)\n\n8,760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days)\n\nfp = Plant factor applicable according to the source\n\nFor determining the plant factor (fp), the following criteria will be applied:\n\na. The plant factor obtained from the report \"Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\", Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013) is used. The value used is the one corresponding to Liberia Policristalino from table 7, referred to on page 26 of the aforementioned study.\n\nb. The average value of the plant factor is calculated over the twenty years of the contract, taking into account a solar panel degradation of 0.5% annually (this negatively affects photovoltaic production), as established on page 28 of the ECLAREON/BSW (2014) study.\n\nc. The result obtained in point b. is the one used as the plant factor.\n\nThe criteria mentioned above for determining the plant factor values will remain in effect as long as the sources of information associated with those criteria are not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report.\n\n3.2 Operating Costs (CE) (Costos de Explotación)\n\nAmong the operating costs, both variable operating costs (those expenses that occur exclusively when the production process is carried out, such as taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the production process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as insurance policies, permits, permanent personnel, technical advisory services, administrative costs, etc.) are contemplated. These effective expenses must not include depreciation, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.\n\nThe unit value of the operating cost to be used in the methodology is obtained as follows:\n\na. The standard facility operating cost data denominated in United States of America dollars per kilowatt per year (US$/kW/year) are used, obtained from the study: \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", carried out by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) under contract with the Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), within the framework of Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00, on page 54, anexo 7, illustration 26. Hereinafter, this study will be referred to as ECLAREON/BSW (2014). These values are the result of the analysis of operating cost data obtained from interviews with photovoltaic plant installation companies, as part of the study presented in ECLAREON/ BSW (2014).\n\nb. From the above information, the simple average of the data from the interviews answered regarding this item is calculated.\n\nThe criteria mentioned above for determining operating cost values will remain in effect as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.\n\n3.3 Fixed capital cost (CFC) (Costo fijo por capital)\n\nThrough the component called \"Fixed Capital Cost\" (CFC), the aim is to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the development of the plant attractive.\n\nThe CFC depends on the investment amount, the level of leverage used (debt / capital contribution ratio), the financing conditions (interest rate, payment method, and term), the rate of return expected by investors on their contributions, the investment recovery period (economic life, *vida económica*), the age of the plant, and the applicable income tax rate.\n\nThis Fixed Capital Cost item will be determined using the following equation:\n\nCFC=M*FC\n(Equation 5)\n\nWhere:\n\nCFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por capital)\n\nM = Total amount of the unit investment\n\nFC = Factor reflecting the investment conditions\n\nThe FC factor depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant. It is determined by the following equation, which allows determining the amount of the uniform fee, applicable throughout the entire economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain the expected profitability:\n\nWhere:\n\nΨ = Leverage (debt ratio) (%)\n\np = Profitability on capital contributions (%)\n\nt = Income tax rate (%)\n\ni = Interest rate (%)\n\ne = Age of the plant (years)\n\nd = Debt term (years)\n\nv = Economic life of the plant (years)\n\nThe factor resulting from this formula reflects an average value applicable during the entire economic life. Within this context, during the first years, the net profit received by the investor is low (and less than the loss of value of the plant), since they are allocating a portion of the corresponding profit to \"buy\" the participation of financial entities in the plant's ownership. In this way, once the debt is amortized, the investor becomes the sole owner.\n\nRegarding the calculation of profitability on contributions \"ρ\", it shall be carried out according to the Capital Assets Pricing Model, or CAPM methodology established by ARESEP, and the sources and database established by the Regulatory Body shall be used.\n\nThe components of the FC factor formula are defined below.\n\n3.3.1 Leverage (Ψ) (Apalancamiento)\n\nThe financial leverage value is used to estimate the relationship between debt and equity.\n\nThe calculation of this value shall be done by determining a sample of leverage (financing) of electric plants, as much as possible similar to the plants intended to be tariffed.\n\nTo perform the calculation, the simple average of the financing information for electric projects available at the Regulatory Authority shall be used.\n\nThis value shall be updated in each tariff setting.\n\n3.3.2 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 estimates the cost of equity. It 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\nAresep shall use, for obtaining the CAPM, sources of information acquired by the institution for regulatory purposes, based on information for financial analysis, as long as they are reliable and rigorous market sources regarding the calculation of the cost of capital.\n\nIf several specialized financial information sources for CAPM calculation are available, priority shall be given to those through which, using the software that manages their data, it is possible to directly estimate CAPM values for sectors and companies linked to the electric segment considered within the scope of this methodology, proceeding as follows:\n\na) Specialized financial information sources\n\nThe criteria for selecting the financial information source to be used for obtaining the Cost of Capital (CAPM) are as follows:\n\n▪ It must be based on a software or virtual platform for financial analysis, preferably providing information regarding direct values of the cost of capital for the regulated sector, in this case for the electricity generation segment with renewable sources.\n\n▪ The available information must be grounded on public information from different companies listed on stock exchanges worldwide.\n\n▪ It must allow searches in two or more of the following industrial classifications:\n\n▪ Standard Industrial Classification (SIC) Code,\n\n▪ North American Industry Classification System (NAICS) Code\n\n▪ Global Industry Classification Standard (GICS) Code\n\n▪ Industry Classification Benchmark (ICB) Code\n\n▪ It must provide and allow identification of information for companies located in the electricity generation segment with renewable sources.\n\n▪ It must offer CAPM values for different time periods (daily, monthly, quarterly, annually).\n\nb) Obtaining the cost of equity (CAPM)\n\nStep 1: Definition of the industrial classification to be used. For this purpose, the classification that allows obtaining the grouping of companies whose composition is as close as possible to the set of companies that are part of the industry considered in the scope of the tariff methodology will be chosen, in this case, the solar electricity generation sector. Likewise, it should allow locating the largest number of companies that meet the previous criterion.\n\nStep 2: Selection of the reference group of companies. Within the selected industrial classification, the group of companies whose composition and description fits the solar electricity generation sector will be chosen. Electricity generation companies that, at this level of disaggregation, are specific to solar generation will be selected.\n\nStep 3: Selection of the sample of solar electricity generation companies. The sample of companies for the CAPM estimation will be selected, considering those companies for which all or part of their activity is solar electric energy generation.\n\nStep 4: Calculation of the CAPM value. To do this, first, the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 months available prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all the companies is calculated.\n\nSubsequently, extreme values are excluded from the data obtained previously; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated.\n\nFor its approval, the technical report justifying the industrial classification and the companies selected for the CAPM calculation must be included, in addition to including the values obtained for each company and the respective calculations to obtain the final value of the cost of equity. For the purposes of this methodology, the primary source of information is Bloomberg L.P., from which the CAPM values of solar-source electricity generation companies are obtained directly. If this source becomes unavailable, another private and reliable source that complies with subsection a of section 3.3.2 will be used.\n\nIn the event that Aresep does not have access to specialized financial information sources (private) acquired by the institution for regulatory purposes that have the breakdown required in point a) above, the information published by Dr. Aswath Damodaran, of the University of New York, shall be used for the CAPM calculation. The CAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:\n\nρ= k_l+βa*PR+RP (Equation 7)\n\nWhere:\n\nΡ = Profitability on equity contributions (Cost of equity, *Costo de capital propio*).\n\nkl = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a specific asset and the market profitability. It is called \"levered\" since it has been adjusted to consider that part of the investment is financed with debt.\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\nThe levered beta is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt and is obtained from the following formula:\n\nβ_a= β_d*(1+(1-t)*D) (Equation 8)\n\nKp\n\nWhere:\n\nβa = Levered beta\n\nβd = Unlevered beta\n\nt = Income tax rate\n\nD/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage)\n\nThe parameters required to estimate the profitability 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\n▪ Risk-free rate (kl): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that used for calculating the risk premium 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\n▪ Unlevered beta (βd): The unlevered beta values of the sector called \"Utility (General)\" are used. This variable will be used for the calculation of the investment's levered beta.\n\n▪ Risk premium (PR): The variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used.\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.\n\nThe values for the indicated variables for which no source is indicated in this alternative will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.\n\nThese variables 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 annual average), and the calculation of the average (simple 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 that is the same for all variables will be used.\n\n▪ 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, the data included in section 3.3.1 will be used. The leverage data may be updated by the Regulatory Authority.\n\n▪ 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\nThis value shall be updated in each tariff setting.\n\n3.3.3 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 (On its website: http://www.bccr.fi.cr/index.html) for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, will be used.\n\nThis value shall be updated in each tariff setting.\n\n3.3.4 Economic life of the project (v) (vida económica)\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 less than the useful life of the project, estimated at 25 years.\n\n3.3.5 Debt term (d) and contract term\n\nThe debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract.\n\nThe duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by Ley 7200. However, the contract term will be defined between the parties.\n\n3.3.6 Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, this variable is assigned a value of zero.\n\n3.4 Amount of the unit investment (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. In this case, it involves information that fits, as much as possible, the reality of the plants intended to be tariffed.\n\nThe investment costs shall be estimated as follows:\n\na. The turnkey investment cost data obtained from the ECLAREON/BSW (2014) study, on page 54, anexo 7, illustration 26, are used. The information to be used is for the maximum range and medium range.\n\nb. From the data obtained for the maximum range and medium range by capacity, all sources of information are maintained.\n\nc. To calculate the investment cost, the values of the maximum and medium range are used, and an average of the investment cost by source (interview) is obtained for capacities less than or equal to 20 MW, that is, an average of the range of capacities available in the table.\n\nd. Once the simple average of each of the sources is calculated, the average of the twelve available values is obtained.\n\ne. The investment cost obtained will be used as the average price to calculate the tariff band.\n\nf. The standard deviation of the set of average unit investment cost values from the values used in the sample is calculated.\n\n(*) g. The number of standard deviations of the set of average unit investment cost values to incorporate into the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, fulfilling the following criterion.\n\n𝑋 = 𝑌 − 1\n\nSubject to the constraint:\n\nY > 0\n\nWhere,\n\nX = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band.\n\nY = Minimum number of standard deviations in absolute terms that are necessary for the unit investment cost to be 0 or negative. Estimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the value of the standard deviation (subsection f); if the result is not an integer, it is rounded up to the next whole number.\n\nIf it is not possible to calculate the value of Y, the variable \"X\" will take the value of 0.\n\n(*) (Thus added subsection g) above through resolution N° RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023)\n\n \n\nThe criteria mentioned above for determining investment cost values will remain in effect as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.\n\n3.5 Definition of the tariff band\n\nIt is proposed to regulate the energy sale price by private generators to ICE, within the framework of Ley 7200, through a tariff band. This sale price will also serve to regulate those purchases and sales of electric energy from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\nThe tariff bands are estimated as follows:\n\n▪ Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.\n\n▪ Lower limit: calculated as the value of the average unit cost of the unit investment minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).\n\n(Thus amended the previous paragraph through resolution N° RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023)\n\n \n\n3.6 Tariff structure\n\nIn general, the tariff structure is the relative valuation of the energy price across different hourly ranges and seasonal periods. It is expressed as a set of coefficients for each combination of hourly ranges and seasonal periods. These coefficients are multiplied by the average energy price in effect, to obtain the tariff corresponding to each of those combinations.\n\nThe purpose of the structure is to ensure that the generator aims to maximize its generation during periods when the value of energy is higher for the Sistema Eléctrico Nacional. However, in solar generation, the solar pattern is similar throughout the country (different zones produce different amounts of energy, but following the same pattern); moreover, it does not allow regulating its production to shift energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, setting a tariff structure has little impact, since the plant's design and operation are not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value.\n\nFor the above reasons, a tariff structure is not included for solar photovoltaic generation.\n\n3.7 Currency in which the tariff will be expressed\n\nThe tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in the currency of United States of America dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.\n\n3.8 Price adjustment\n\nThe values of the tariff band shall be reviewed at least once a year, through an ordinary tariff-setting procedure, in accordance with the provisions of Ley 7593. To this end, all parameters defined in the calculation of the tariff band shall be reviewed—and, where applicable, updated—using the procedures described in this report. The procedure shall commence on the first business day of February of each year, meaning the tariff file must be opened on this day.\n\nThe variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies.\n\nAt no time may the prices paid for the purchase of electric energy from private generators for the solar photovoltaic source be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band.\n\n3.9 Other considerations\n\nTo improve this methodology in the future, it is established that new private generators with solar photovoltaic source to which the tariffs established through this tariff methodology are applied have the obligation to annually submit audited financial information to ARESEP (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification. In this way, ARESEP may have better information for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.\n\nAs long as the information detailed in the previous paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority shall calculate the model with the information that is available.\n\nCompanies that do not comply with the submission of information as detailed in the previous paragraph will be subject to the sanctions established by articles 24, 38 subsection g, and 41 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.\n\n(...)\n\nVII. ANNEXES (ANEXOS)\n\nAnexo 1. Technical report: \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", carried out by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) under contract with the Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), within the framework of Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00. (Attached in electronic format).\n\nAnexo 2. Report \"Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia\". Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). (Attached in electronic format).\n\nAnexo 3. Mathematical development of the CFC for contracts equal to the useful life of the plant. Taken from the Report \"Resultados de la investigación sobre costos, estructura de financiamiento típicos y otros datos de plantas hidroeléctricas y eólicas\". Instituto Costarricense de Electricidad (2011). (Attached in electronic format).\n\n(.)\"\n\nRegarding the aforementioned annexes, they are available to the public on the page of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos: www.aresep.go.cr, or at its facilities at the Dirección General de Atención al Usuario in file OT-296-2014. For more information, you can call the toll-free line: 8000-ARESEP.\n\nII To take as a response to the opponents who participated in the public hearing held on February 10, 2015, what is indicated in Considerando I of the resolution agreed upon herein, and to thank everyone for their valuable participation in this process.\n\nIn compliance with the provisions of Article 245 of the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública), the present resolution may be challenged through the ordinary motion for reversal or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración), which must be filed within a period of three days counted from the day following notification, and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión), which must be filed within the time limits set forth in Article 354 of the aforementioned law. Both motions must be filed before the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos), which is responsible for resolving them.\n\nIt takes effect upon its publication in the Official Gazette La Gaceta." }