{ "id": "norm-83401", "citation": "La Gaceta N° 17 (Alcance 16), 24/01/2017", "section": "norms", "doc_type": null, "title_es": "Aplicación de oficio de la metodología tarifaria para generadores privados bajo Ley 7200", "title_en": "Ex officio application of tariff methodology for private generators under Law 7200", "summary_es": "La Intendencia de Energía de la ARESEP fija de oficio las tarifas de compra de electricidad que el ICE debe pagar a los generadores privados existentes amparados por la Ley 7200 que firmen un nuevo contrato. La metodología aplicada es la aprobada en 2010 (RJD-009-2010) y modificada en 2014 (RJD-027-2014), ya que una modificación posterior (RJD-017-2016) fue suspendida por la Junta Directiva de ARESEP. La resolución detalla el cálculo de los parámetros tarifarios —costo de inversión, costo de explotación, factor de planta, factor de antigüedad y rentabilidad— basándose en muestras de plantas hidroeléctricas nacionales e internacionales e información financiera auditada. El resultado es una tarifa de referencia de $0,0721/kWh y las estructuras tarifarias correspondientes por estación y horario. Durante la audiencia pública se presentaron oposiciones de empresas generadoras y del ICE, que fueron respondidas y, en algunos casos, acogidas parcialmente. Se reitera la obligación de los generadores de presentar información financiera auditada, bajo apercibimiento de remitir a la DGAU para eventuales procedimientos administrativos.", "summary_en": "The Energy Directorate (Intendencia de Energía) of ARESEP establishes ex officio the electricity purchase rates that ICE must pay to existing private generators under Law 7200 entering into new contracts. The methodology applied is the one approved in 2010 (RJD-009-2010) and amended in 2014 (RJD-027-2014), since a subsequent modification (RJD-017-2016) was suspended by ARESEP’s Board of Directors. The decision details the calculation of tariff parameters—investment cost, operating cost, plant factor, age factor, and profitability—based on samples of national and international hydropower plants and audited financial information. The result is a reference rate of $0.0721/kWh and corresponding tariff structures by season and time period. During the public hearing, objections were raised by generating companies and ICE, which were addressed and partially accepted. The resolution reiterates private generators’ obligation to submit audited financial statements, warning that non-compliance will be referred to DGAU for possible administrative proceedings.", "court_or_agency": "", "date": "", "year": "", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "ARESEP", "Intendencia de Energía", "Ley 7200", "generación privada", "tarifa de referencia", "costo de explotación", "factor de antigüedad", "audiencia pública" ], "concept_anchors": [ { "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 14", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Art. 15", "law": "Decreto 29732" }, { "article": "Art. 16", "law": "Ley 6227" }, { "article": "Art. 109 inciso 3", "law": "Ley 6227" }, { "article": "Art. 199 inciso 3", "law": "Ley 6227" }, { "law": "Ley 7092" } ], "keywords_es": [ "metodología tarifaria", "generadores privados", "Ley 7200", "tarifas eléctricas", "ARESEP", "Intendencia de Energía", "contrato de compraventa", "ICE", "costo de inversión", "costo de explotación", "factor de planta", "factor de antigüedad", "rentabilidad", "audiencia pública", "oposiciones" ], "keywords_en": [ "tariff methodology", "private generators", "Law 7200", "electricity rates", "ARESEP", "Energy Directorate", "power purchase agreement", "ICE", "investment cost", "operating cost", "plant factor", "age factor", "profitability", "public hearing", "objections" ], "excerpt_es": "De la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder fijar tarifas se requiere de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta Intendencia no puede atribuirse. Ante este panorama normativo, por estar suspendida la aplicación de la resolución RJD-017-2016, mediante acuerdo 06-27-2016 de la Junta Directiva, la Intendencia no está facultada para fijar una tarifa utilizando esta resolución, ya que de hacerlo, implicaría arrogarse la competencia de levantar la suspensión, de forma implícita o explícita, de esta modificación, que como vimos, es una competencia reservada a la Junta Directiva, máximo órgano de regulación de la Aresep y no a la IE.\n\n[…] Se ha procedido a actualizar los datos del factor de costos de inversión a la fecha de octubre de 2016. […] Se ha procedido a actualizar los datos del factor de costos de explotación y el tipo de cambio a la fecha de octubre de 2016.", "excerpt_en": "From a simple reading of the aforementioned rules, it is possible to conclude that in order to set tariffs, a methodology previously approved and in force by the Board of Directors is required, a function that this Directorate cannot assume. Given this regulatory scenario, because the application of resolution RJD-017-2016 has been suspended by Board of Directors’ agreement 06-27-2016, the Directorate is not empowered to set a tariff using that resolution, since doing so would imply arrogating the power to lift the suspension, implicitly or explicitly, of this modification, which as we have seen is a power reserved to the Board of Directors, the supreme regulatory body of Aresep, and not to the IE.\n\n[…] The investment cost factor data have been updated to October 2016. […] The operating cost factor data and exchange rate have been updated to October 2016.", "outcome": { "label_en": "Tariff setting approved", "label_es": "Fijación tarifaria aprobada", "summary_en": "Electricity purchase tariffs are set for existing private generators under Law 7200 entering into a new contract with ICE, resulting in a reference rate of $0.0721/kWh and corresponding hourly tariff structures.", "summary_es": "Se fijan las tarifas de compra de electricidad para generadores privados existentes bajo Ley 7200 que firmen un nuevo contrato con el ICE, resultando en una tarifa de referencia de $0,0721/kWh y las correspondientes estructuras tarifarias horarias." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando II", "quote_en": "From a simple reading of the aforementioned rules, it is possible to conclude that in order to set tariffs, a methodology previously approved and in force by the Board of Directors is required, a function that this Directorate cannot assume.", "quote_es": "De la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder fijar tarifas se requiere de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta Intendencia no puede atribuirse." }, { "context": "Considerando I, punto 9", "quote_en": "As long as the information detailed in the preceding paragraph is not available or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority shall calculate the model with the information available.", "quote_es": "Mientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga." }, { "context": "Considerando II, sección 6.a", "quote_en": "Nevertheless, it is important to clarify that tariff criteria not included in the methodologies cannot be arbitrary; they must adhere to technique and science, in accordance with Article 16 of the LGAP.", "quote_es": "No obstante lo anterior, es importante aclarar que los criterios tarifarios no incluidos en las metodologías no pueden ser arbitrarios, los mismos tienen que estar apegados a la técnica y la ciencia, lo anterior de conformidad al artículo 16 de la LGAP." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 14" }, { "target_id": "norm-13231", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 6227 Art. 16" }, { "target_id": "norm-10969", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7092" } ], "external": [] }, "source_url": "", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 001\n\n Aplicación de oficio de la \"Metodología de fijación de tarifas para\ngeneradores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con\nel ICE\"\n\nTexto Completo acta: 11BD04\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRIE-001-2017 a las 14:42 horas del 10 de enero de 2017\n\nAPLICACIÓN DE OFICIO DE\nLA \"METODOLOGÍA DE FIJACIÓN DE\n\nTARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS (LEY 7200) QUE FIRMEN\nUN\n\nNUEVO CONTRATO DE COMPRA Y VENTA DE ELECTRICIDAD\n\nCON EL ICE\"\n\nET-071-2016\n\nRESULTANDO:\n\nl.   Que el 7 de mayo del 2010, mediante resolución RJD-009-2010 , se aprobó la \"Metodología de\nfijación de tarifas para  generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y\nventa de electricidad con el ICE\", publicada en La Gaceta Nº 109 del 7 de junio del 2010. Modificada\nmediante resolución RJD-027-2014 publicada en el  Alcance No. 10 a La Gaceta No. 65 del 02 de abril\nde 2014 .\n\nII.    Que el 11 de diciembre de 2015, mediante resolución RIE-124-2015, la Intendencia de Energía\nresolvió fijar las tarifas vigentes para los generadores privados existentes, la cual fue publicada\nen el Alcance No. 244 a La Gaceta No. 115 del 16 de diciembre del 2015 .\n\nIII.   Que el 8 de\nfebrero de 2016, mediante\nresolución RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta\nNo. 31 del 15 de febrero\nde 2016, la Junta Directiva\naprobó la \"Modificación de\n /as Metodologías de Fijación de Tarifas para Generadores Privados\nde Energía Eléctrica  con Recursos Renovables \".\n\n IV. Que el 12 de mayo de 2016 mediante acuerdo 06-27-2016 de la Junta Directiva, se dispuso:\n\"Suspender la aplicación de la \"Modificación de las Metodologías de Fijación de Tarifas para\nGeneradores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables\", dicho acuerdo fue comunicado a\nesta Intendencia el  24 de mayo de 2016, mediante oficio 399-SJD-2016.\n\n       V. Que el 12 de mayo de 2016 mediante acuerdo 07-27-2016 de la Junta Directiva, dispuso que\nse: \"(...) lleve a cabo un  estudio  integral  de la  \"Modificación de las Metodologías de fijación\nde tarifas para generadores  privados  de  energía  eléctrica  con  recursos renovables\", aprobada\n mediante  el  acuerdo  01-07-2016,  del acta de la sesión 7-2016, celebrada el 8 de febrero de\n2016, considerando las observaciones y sugerencias planteadas en este tema por los miembros de la\nJunta Directiva y se eleve a conocimiento la versión ajustada del caso, para los fines pertinentes\"\n.\n\n        VI. Que el 23 de  agosto  de  2016, mediante el oficio 700-RG-2016, el Regulador General\nnombró al señor Mario Mora Quirós, Director de Energía con recargo de funciones de la Intendencia de\nEnergía, a partir del 24 de agosto del 2016 hasta el 30 de noviembre de 2016, y el 15 de noviembre\nde 2016 , mediante el oficio 1035-RG-2016, prorrogó dicho nombramiento del 1 de diciembre del 2016\nhasta que se nombre al nuevo Intendente.\n\n       VII. Que el 31 de octubre del 2016, mediante oficio 1523-IE-2016/140613, la IE solicitó al\nDepartamento de Gestión Documental la apertura del expediente, y (en el mismo oficio), a la\nDirección General de Atención al Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y convocatoria a\naudiencia pública  para la aplicación de oficio de la \"Metodología de fijación de tarifas para\ngeneradores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con\nel ICE\".\n\n       VIII. Que el 10 de noviembre del 2016, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en\nla Gaceta número 216 , y un día después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja,\nsiendo el 12 de diciembre del 2016 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.\n\n          XI.\nQue el 12 de diciembre del 2016 a las 17:15 horas, se llevó a cabo la respectiva\naudiencia pública. El 24 de octubre\ndel 2016, mediante\nel oficio 4322-DGAU-2016/1 45652,\nDGAU emitió el informe de Oposiciones y Coadyuvancias de la audiencia\nmencionada.\n\n       X. Que el 9 de enero de 2017, mediante el informe\ntécnico 28-IE-2017, la Intendencia\nde Energía, analizó la presente gestión de ajuste tarifaría y en dicho estudio técnico\nrecomendó; entre otros asuntos,\nfijar las tarifas\npara los generadores privados existentes\nque firmen un nuevo contrato de compra venta\nde electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).\n\nCONSIDERANDO :\n\nl.            \nQue del oficio\n28-IE-2017, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[...]\n\n//.      \n ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1.     \nAplicación de la metodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la \"Metodología de fijación de\ntarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de\nelectricidad con el ICE\" según la resolución RJ0-009-2010 y su modificación aprobada por la\nresolución RJ0- 027-2014.\n\nSegún esta metodología tarifaria, la respectiva tarifa se calcula\na partir de la siguiente ecuación:\n\n                                                      \n\n \n\nA continuación se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de\nlas variables de dicha ecuación.\n\n \n\n2.     \nCostos de explotación (Ca)\n\n \n\nEl cálculo de este valor parte de la determinación de una muestra de /os costos de explotación\n(operación, mantenimiento y administrativos) de plantas hidroeléctricas, en la medida de lo posible\nsimilares a las plantas que se pretende tarifar.\n\n \n\nLa muestra está conformada por costos de operación, mantenimiento y administrativos de plantas\nhidroeléctricas que operan en el país de capacidades instaladas mayores a 1MW y menores a 50 MW.\n\n \n\nSegún la metodología\na RJ0-027-2014,\nsi no es posible obtener información actualizada\nde los costos de\nexplotación, estos se podrán actualizar de acuerdo con\nel índice de precios\n al productor  local, siendo la fuente oficial para esto www.bccr.fi.cr.\n\n \n\nLa información y la muestra utilizada para calcular\nlos costos de explotación, consta de 11 plantas,\nque se detallan a continuación:\n\n \n\n.     Plantas: Toro I, Toro III, \nSandilla/, Garita, Peñas Blancas y Echandi, tomadas del Informe de Costos del\nSistema de Generación 2015 del ICE, /os valores corresponden a todos /os meses del 2015.\n\n.     Plantas: El Ángel, Sigifredo Solís y Cubujuquí, son tomadas de fijaciones tarifarías a\ngeneradores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años, datos\nconsiderados como promedio del 2011, excepto para Cubujuquí, que es un dato de enero 2013.\n\n.    \nPlantas: Vara Blanca y Suerkata se toman de los Estados\nFinancieros Auditados correspondientes  y proporcionados por la empresa,\ninformación a setiembre 2016.\n\n \n\nDe acuerdo con la metodología aprobada mediante resolución RJD-009-2010 y la RJD-027-2014, el costo\nde explotación representa /os costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones\nnormales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación ni gastos financieros. La información\ndisponible será ajustada, en la medida de lo posible, para hacerla comparable en temas tales como\nlos impuestos, salarios, tipo de cambio, el valor del dinero en el tiempo, etc.\n\n \n\nEn este contexto,\nlos costos de explotación se ajustan de la siguiente manera:\n\n \n\n.     Plantas ICE, se reconoce una proporción del total de gastos administrativos, el cual se deriva\ndel cálculo a partir de la información de la planta Suerkata, ya que dicha planta es, según la\nmetodología RJD- 009-2010: \"En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo\nposible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.\" Por lo tanto, se reconoce el 88,64%\ndel total de los gastos administrativos para las plantas hidroeléctricas del ICE mencionadas. Los\ncostos de operación y mantenimiento son incluidos en su totalidad.\n\n.     Plantas: El Ángel, Sigifredo Salís y Cubujuquí. El valor de estas plantas se toma de la última\nfijación tarifaria (RIE-037-2015, ET-139-2014), /os cuales están expresados en dólares ($104,19,\n$131,01 y $80,09, respectivamente), para expresarlos en colones se utiliza el tipo de cambio de\ncompra promedio del 2011 (500,30/US$) para /os datos del 2011 y el tipo de cambio de compra\n promedio   de  enero   2013 (r/ 495,34/US$) para /os datos de enero 2013.\n\n.     Vara Blanca y Suerkata, de conformidad con la información financiera auditada presentada por\nla empresa, se excluye /as siguientes cuentas: Donaciones, Depreciación administrativa, Revaluación\nDepreciación, Gasto Alimentación Personal, Depreciaciones , Menaje de casa, Impuestos a Sociedades y\nalimenta Empleados, por lo que se considera únicamente el 88,64 % de los gastos administrativos y de\nlos gastos de operación.\n\n \n\nSegún la metodología, la información de costos de explotación se debe actualizar por medio del\nÍndice de Precios al Productor Industrial (IPPI) de Costa Rica; sin embargo, dado que este índice\ndejó de ser calculado por el Banco Central de Costa Rica en diciembre del 2014 y que en su lugar se\ncalcula el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN), se utiliza dicho índice.\n\n \n\nSe incluye la planta Toro III de conformidad con el oficio 495-SJD-2015 y se excluye la planta Tres\nRíos de conformidad con el oficio 0510-1077-2015 del ICE. Para más información de este aspecto, se\nremite al lector al apartado de Costos de Explotación de la resolución RIE-124-2015 .\n\n \n\nAsí /as cosas, se obtienen los costos de explotación en colones de cada planta en su respectiva\nfecha original, para así indexarlos por el índice correspondiente hasta octubre de 2016, y\nconvertirlos a dólares con el tipo de cambio de venta promedio de octubre 2016. El costo de\nexplotación indexado y en dólares de cada una de estas plantas se multiplica por el peso relativo\nque\n\n.\n\n  \n\n tiene la planta según su capacidad\ninstalada1\n\n1 Para el caso de la capacidad instalada de la planta Toro III del ICE y considerando la información\nque contiene el Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015 del ICE, se utiliza la mitad de\nsu capacidad (23,75 kW) para reflejar el costo de explotación promedio por kW instalado, según\ncorreo del ICE del día 17 de agosto de 2016 enviado por la Dirección de Planificación Financiera a\nla ARESEP .\n\n \n\nEstos últimos\nvalores se suman y da como resultado el costo\nde explotación para esta fijación tarifaría.\n\n \n\nEl costo de explotación que resulta de aplicar el método de cálculo descrito\nes de $117, 51 por kW (ver anexo No. 1) .\n\n \n\n3.      \nCostos de Inversión (/)\n\n \n\nEl cálculo de\neste valor parte de la determinación de una\nmuestra de los costos de inversión de plantas\neléctricas, en la medida de lo posible\nsimilares a las plantas que se pretende tarifar.\n\n \n\nLa muestra está conformada por costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades\ninstaladas mayores a 1MW y menores a 50 MW\n\n \n\nEl costo de inversión\nes el promedio ponderado de los valores\nde plantas nacionales e internacionales según la\nmuestra utilizada. Se obtiene de la sumatoria del producto\nentre el peso relativo de la capacidad\nde la planta de cada proyecto con relación a la capacidad total de la muestra.\n\n \n\nSegún la metodología, al igual que con la actualización del costo de explotación, si no es posible\nobtener información actualizada de los costos de\ninversión, estos se podrán actualizar de acuerdo al índice de precios al productor de los Estados\nUnidos, utilizando para esto la página web www.bls.gov.\n\n \n\nLa información y la muestra utilizada para calcular los costos de inversión,\nconsta de 61 plantas,\ninformación que fue obtenida de 4 fuentes de información, según se detalla:\n\n \n\n.     Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012- 2027 de octubre de 2012,\npublicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación\nIndicativa Regional (CEAC-GTPIR).\n\n.     Se adicionan los datos de plantas hidroeléctricas privadas que\nsolicitaron fijaciones tarifarías y delos cuales la Autoridad\nReguladora realizó informes\ntécnicos, se utiliza  información de la última fijación\ntarifaria (RIE-037-2015, ET-139-2014).\n\n.     Se incorporan a la muestra las plantas hidroeléctricas participantes en la Convocatoria Nº\n01-2012 del ICE (información aportada por el ICE, anexo No. 2).\n\n.    Las plantas hidroeléctricas participantes de la Convocatoria Nº 02-2014 (información aportada\npor el ICE, anexo No.\n3).\n\n \n\nLos datos de la muestra provenientes del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación se\nencuentran actualizados  a enero 2011, /os datos de plantas que solicitaron fijaciones tarifarías\nante la Aresep se encuentran actualizadas al año 2011, /os datos de la primera convocatoria del ICE\nse encuentran a octubre 2012 y los de la segunda convocatoria a febrero 2014, de forma tal que esta\ninformación se indexa con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos (IPP-EEUU) para\nconstrucciones nuevas (\"lnputs to new construction, godos') obtenido del \"Bureau of Labor\nStatistics\" (Series Id WPUIP2310001) del último mes disponible, que en el presente caso es de\noctubre de 2016.\n\n \n\nLos costos de inversión (indexados a octubre de 2016) presentan un promedio de    2.909,69 por kW\nSegún la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos\nmediante límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango\nconfeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio (1.545,09 US$/kW a\n4.274,29 US$/kW), se encuentran dos plantas fuera de /os límites indicados (proyectos código HO-\nTABLON y CR-TORITO), que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión del presente\nanálisis (anexo No. 4).\n\n \n\nAsí /as cosas, el promedio ponderado\nque resulta de seguir el método de cálculo descrito es de $2.859,49 por kW (ver anexo No. 5).\n\n \n\n4.      \nFactor de planta\n\n \n\nEl factor de carga (o de planta)\nmide el promedio del tiempo de operación\nde una planta o conjunto de ellas.\n\n \n\nPara obtener el factor de planta, se consideran únicamente /as plantas privadas nacionales de\ngeneración hidroeléctrica con información para los últimos tres años disponibles (2013-2015).\nAsimismo, se toma en cuenta las plantas que generaron durante al menos 10 meses del año.\n\n \n\nSegún\nla metodología, el factor de planta se calcula para cada planta\nhaciendo uso de la siguiente\necuación:\n\n \n\nFpi=  \n     kW hí     __\n\n(kWí * 365 * 24)\n\n \n\nDonde,\n\nkWhi = es /a generación anual, y,\n\nkWi \n= es /a capacidad instalada\n\n \n\nLuego, el factor de planta anual se obtiene del promedio ponderado de /os factores de planta de las\nplantas de la muestra. La ponderación se realiza con base en la capacidad instalada de cada planta.\nY por último, el factor de planta total se obtiene del promedio ponderado de los factores de planta\nanuales, donde la ponderación para se realiza con base en la capacidad instalada de cada uno de los\naños mencionados.\n\n \n\nPor lo tanto, aplicando\nlos métodos descritos, da como resultado un factor de planta de 52,62% (ver anexo\nNo.6).\n\n \n\n5.\n Factor de antigüedad (Xu)\n\n \n\nEl factor de antigüedad mide la antigüedad promedio de las plantas, expresadas\nen función de su valor remanente, dado el tiempo en que las plantas han estado en operación.\n\n \n\nPara calcular el factor de antigüedad se considera únicamente las plantas de generación privada\n(nacionales) de las que se tenga información disponible para tos últimos tres años (2012-2014),\nsegún la base de datos de la Autoridad Reguladora. La antigüedad máxima es de 40 años debido a que\nes la vida útil contable de este tipo de activos.\n\n \n\nSegún la metodología, el factor de antigüedad de las plantas\nde la muestra, se estima por medio de la siguiente\nfórmula:\n\n \n\nDonde,\n\n        Vu = es la vida útil de las plantas para generación\neléctrica (40 años)\n\n        Vo        = es la vida en operación promedio\n\nVr     \n = es la vida residual\nde /as plantas (10%)\n\n \n\nLa vida en operación\n(Vo) de cada planta se calcula como la diferencia\nentre la fecha en que cada planta entró a operar y el 31 de diciembre del año inmediato\nanterior al cálculo\nde tarifas (diciembre\n2015). El promedio\nde la vida en operación de la muestra\no población se calcula\ncomo un promedio ponderado de\nlas antigüedades de las diferentes\nplantas, ponderadas según la capacidad instalada de cada planta en particular.\n\n \n\nPor lo tanto, aplicando los métodos descritos, da como resultado\nuna vida en operación promedio de 19,13 años (ver anexo No. 7) y un factor de antigüedad\nde 56,95% (ver anexo No. 8).\n\n \n\n6. Rentabilidad\n\n \n\nEl nivel de rentabilidad está determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de\nCapital (CAPM}, de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-027-2014.\n\n \n\nSegún lo indica la resolución RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables\ndescritas anteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie\nhistórica (5 años), la frecuencia de /as observaciones (una observación por año, correspondiente al\npromedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones\ncorrespondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).\n\n \n\n.     La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM)\nde los Bonos del Tesoro\nde los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza\nla tasa con el mismo período de maduración al que\nse calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet\nde la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la\n dirección\n de\n internet:  http://www .federa/ reserve.qovl datadown load!Bui/\nd.aspx? rel=H 15.\n\n \n\nPor lo tanto, el promedio de la tasa libre de riesgo de los últimos\n5\naños (de 2011 a 2015) es de 2,32% (ver anexo No. 9).\n\n \n\n.      Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada \"lmplied Premium            (FCFE)\" \nde        la                           siguiente              dirección: http://peop le.stern. ny\nu.ed u/ada modar/New  Home  Paqeldatafi/el implpr. h tml\n\n \n\nLa información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación son del año 2011 al año\n2015, con los cuales el promedio es de 5,73% (ver anexo No. 10).\n\n \n\n.     Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados\nRisk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, de la\nsiguiente dirección:\n\nhttp://people.stern. nvu. eduladamodar/New   Home\n Page/ datafile/ctrypre m.html.\n\n \n\nEl valor del riesgo país utilizado es de 3,33%, que corresponde al promedio de\n\n/os últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica (ver anexo No. 11).\n\n \n\n.     Beta desapalancada (βd): El valor de la beta desapalancada se obtiene de la información\npublicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección:\n\nhttp://p eople.stern.n yu.eduladamodar! New Home Page/datafile/Betas .html. No es posible utilizar\nun promedio de /os últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales,\nya que sólo calcula un beta dado. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato\npublicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad de la\nindustria \"Utility General\" en los Estados Unidos de América disponible. Este valor debe ser\napalancado según la metodología RJD-027-2014, sin embargo, al ser la deuda cero, el valor del beta\ndesapalancado es igual al del beta apalancado ({3a).\n\n \n\nEl beta desapalancado (apalancado) obtenido\nes de 0,3623 (ver anexo No. 12).\n\n \n\n.      Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde\nY es el apalancamiento financiero. Sin embargo, al ser la deuda cero, el valor de la relación es de\ntambién cero.\n\n \n\n.      Tasa de impuesto\nsobre la renta (t): se define con base en la\nlegislación vigente. La tasa de impuesto\nsobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto\nsobre la Renta, Ley No. 7092.\n\n \n\nAplicando la fórmula descrita\nen la resolución RJ0-027-2014,\nla cual es,\n\n \n\nKe = K L +βa * PR + RP\n\n \n\nPor lo tanto, el nivel de rentabilidad es de 7,73% (ver anexo No. 13).\n\n \n\n \n\n7.  Tarifa de referencia propuesta\n(TR)\n\n \n\nDe los datos obtenidos en los apartados\nprecedentes y la ecuación\nestablecida en la metodología tarifaria correspondiente, se concluye que la tarifa\nde referencia de una planta de generación\nde electricidad hidroeléctrica existente se debe ajustar a US$ 0,0721 por kWh, tal y como se\ndetalla:\n\n \n\n \n\nCuadro No. 1\n\nCálculo de la Tarifa\nde Referencia\n\n \n\n| Variables | Valor |\n| --- | --- |\n| Inversión ($/kW) | 2.859,5 |\n| Costo Explotación ($/kW) | 117,51 |\n| Factor de Antigüedad | 56,95% |\n| Rentabilidad | 7,73% |\n| Horas Año (horas) | 8.760,0 |\n| Factor de Planta | 52,62% |\n| Tarifa de Referencia ($/kWh) | 0,0721 |\n\nFuente: Intendencia de Energía\n\n \n\n8.  Estructura tarifaria\n\n \n\nLa estructura tarifaria que se aplica a la tarifa de referencia obtenida a partir del modelo\npropuesto, será la estructura vigente para la tarifa de compra de energía eléctrica del ICE a /as\nempresas de generación privada amparadas a la Ley 7200 (Capítulo I), según la última fijación\nrealizada por la Autoridad Reguladora.\n\n \n\nLa estructura tarifaria de referencia para una planta de  generación  de electricidad hidroeléctrica\ny eólica existentes, según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-152-2011 ,\nes entonces:\n\n \n\nCuadro No. 2\n\nEstructura\ntarifaría para plantas hidroeléctricas existentes (dólares/kWh)\n\n \n\n| Estación/Horario | Punta | Valle | Noche |\n| --- | --- | --- | --- |\n| Alta | 0,1721 | 0,1721 | 0,1033 |\n| Baja | 0,0688 | 0,0275 | 0,0172 |\n\nFuente:  Intendencia de Energía\n\n \n\nCuadro No. 3\n\nEstructura tarifaría\npara plantas eólicas\nexistentes\n\n \n\n(dólareslkWh)\n\nAlta                                   0,0956\n\nBaja                                 0,0383\n\nFuente: Intendencia de Energía\n\n \n\n9. Obligaciones de los generadores privados\n\n \n\nLa Ley 7593, en su artículo 14 detalla las obligaciones de los prestadores, específicamente el\ninciso a) establece que dichas empresas deben: \"Cumplir con las disposiciones que dicte la Autoridad\nReguladora en materia de prestación del servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y los\nreglamentos respectivos.\" En el inciso c) \"Suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora, la\ninformación que les solicite, relativa a la prestación del servicio.\", y el inciso d) \"Presentar,\ncuando la Autoridad reguladora lo requiera, los registros contables de sus operaciones, conforme lo\ndisponen esta ley y sus reglamentos.\"\n\n \n\nEn este contexto, reiterar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al\namparo de Ja Ley 7200 tendrán la obligación de presentar a la ARESEP estados financieros auditados,\nen los cuales se detalle las subpartidas que componen: gastos operativos y de mantenimiento,\nadministrativos y gastos de inversión individual; así como la debida justificación de la relación\nque cada gasto tiene con la prestación del servicio público, que permita a la Autoridad Reguladora\ndisponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las\ncondiciones operativas reales de este sector.\n\nMientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma\ncomplementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo con la información que\nse disponga.\n\nEn este contexto adquiere relevancia fortalecer el proyecto de Contabilidad Regulatoria que está\nllevando a cabo la Intendencia de Energía junto con los generadores privados, de tal forma que en el\ncorto plazo se cuente con información financiera estándar, comparable y confiable para efectos\nregulatorios.\n\n[ ...]\n\nIV.        CONCLUSIONES\n\n1.   \nEl costo de inversión es de US$ 2.859,49\npor kW, el costo de explotación\nes de US$ 117,51 por kW, el factor de antigüedad es de 56, 95%, la rentabilidad es\nde 7,73% y el factor de planta es de 52, 62%.\n\n \n\n2.    Con la actualización de las variables que integran la \"Metodología de fijación de tarifas para\ngeneradores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con\nel ICE\", da como resultado una tarifa promedio de $0, 0721 por kWh. [...}\n\n \n\nII.             Que  en  cuanto  a  la  audiencia  pública, del  oficio  28-IE-2017  citado,\nconviene extraer lo siguiente:\n\n \n\n[...]\n\n \n\n1.              Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., cédula de persona jurídica 3- 101-141401,\nrepresentada por el señor Esteban José Lara Erramouspe, cédula de identidad número 1-0785-0994, en\nsu condición de apoderado generalísimo, solicita lo siguiente (folios 82 - 107):\n\n \n\na)       Utilizar la Información Financiera Auditada y Justificada de los años 2015 y 2016 de las\nrepresentadas Suerkata S.A. y Vara Blanca S.A. para el cálculo de los Costos de Explotación.\n\n \n\nb) Corregir que solamente se ha presentado\ninformación financiera auditada del 2014 por parte de Suerkata S.A. y presentar\naclaración con respecto a \"no\nestá claro el año\" y \"desagregada pero\nmuestra incongruencias con las fechas\".\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso  de audiencia pública:\n\n \n\na) Se le indica al opositor que, luego de realizar las valoraciones correspondientes, se recomienda\nacoger  parcialmente   la  petitoria . Se utiliza la información Financiera Auditada y Justificada\ncorrespondiente al año 2016 de ambas representadas para reflejar la información más actualizada\nposible de la realidad de los costos de explotación de dichas plantas en el cálculo de los costos de\nexplotación.\n\n \n\nb)   Tal y como se indicó en los antecedentes de este informe, mediante el acuerdo 07-27-2016 de Ja\nJunta Directiva,  se dispuso llevar: \"(...) a cabo un estudio integral de  fa  \"Modificación  de\n las Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica  con\n recursos  renovables \", aprobada  mediante el acuerdo  01-07-2016,  del acta  de  la  sesión\n 7-2016,  celebrada el 8 de febrero de 2016, considerando las observaciones y sugerencias planteadas\nen este tema por /os miembros de la Junta Directiva y se eleve a conocimiento la versión ajustada\ndel caso, para /os fines pertinentes .\"\n\n \n\nComo resultado del acuerdo citado, mediante el oficio 949-RG-2016 del 25 de octubre de 2016, el\nRegulador General comunicó con carácter informativo a la IE el \"Informe de Cumplimiento al Acuerdo\nde Junta Directiva 07-27-2016 del 12 de Mayo de 2016: Modificación a Metodología de Generación\nPrivada con Recursos Renovables (Plantas Existentes)\", el cual fue elaborado por la Fuerza de\nTrabajo convocado para realizar dicho estudio. A la fecha este informe no ha sido conocido por la\nJunta Directiva, por lo tanto este no es el momento procesal oportuno para pronunciarse sobre dicho\nestudio, el cual no puede ser modificado por la !E por falta de competencia para ello.\n\n \n\n2.             \nInstituto Costarricense de Electricidad , cédula de persona jurídica\n4- 000-042139, representada por el señor\nGuillermo Atan A/varado, cédula de identidad\nnúmero 6-172-455, en su condición\nde Apoderado Especial\nAdministrativo, solicita\nlo siguiente (folios 108 - 140):\n\n \n\na)       La Junta Directiva de la Aresep sin motivo ni fundamentación alguna dispuso en el acuerdo\n06-27-2016 de la sesión ordinaria No.27-2016 \"1.Suspender la aplicación de la modificación de las\nmetodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos\nrenovables (.. .) hasta tanto no se lleve a cabo un estudio integral de la citada metodología \".\n\n \n\nAsí /as cosas, la Aresep dejó sin efecto\nun acto, en violación al principio de legalidad y en clara afectación a los derechos\nsubjetivos de los usuarios.\n\n \n\nQue no se apruebe la aplicación anual de \"Metodología tarifaria para generadores privados\nexistentes'', sin tomar en consideración la modificación contenida en la RJD-017-2016 por cuanto se\nestaría aplicando la resolución RJD-009-2010 la cual tiene un error que fue corregido  mediante\n resolución  RJD-017-2016  que  se  encuentra suspendido, en consecuencia es ilegal la aplicación de\ndicha metodología, so pena de las responsabilidades que puedas generarse.\n\n \n\nb)      \nLa eliminación del factor de antigüedad\n(XU), del cálculo de los costos de explotación en la metodología RJD-009-2010, se basó en informes\ny estudios técnicos realizados por la Aresep pues\ndicha variable estaba\ncausando un daño imperante al ICE y el cual fue advertido\nen varias ocasiones por el ICE.\n\n \n\ne)  La Aresep está en la obligación de contar con información financiera y técnica actualizada y\ncierta que le permita fijar una tarifa de conformidad con el artículo 31 de la Ley 7593. El Ente\nRegulador solicitó en varias ocasiones a /as empresas de generación privada la información que\nconsideró necesaria para la fijación tarifaría, más sin embargo, no ejerció sus potestades\nsancionatorias con el fin de forzar a dichas empresas con el cumplimiento de la información\nrequerida.\n\n \n\nd)    \nA la Aresep le corresponde fijar las tarifas\ny los precios de conformidad y con fundamento en los estudios\ntécnicos, pues en el caso de apartarse de /os dictámenes u opiniones habrá\nilegalidad, según lo dispuesto\nen el artículo 199 inciso\n3) de la Ley General\nde la Administración Publica\nLey No.6227.\n\n \n\ne)     El ICE solicita que la /E revise sus actuaciones en la aplicación de la metodología\nRJD-009-2010 , y que /as mismas se ajusten al principio de legalidad sobre todo en cumplimiento de\nlo dispuesto en los artículos 16, 128 y 166 de la Ley 6227, además de los artículos 3, 4 y 5 de la\nLey 7593.\n\n \n\nAdemás señala el ICE que por parte de la IE existe un deber de desobediencia derivada del artículo\n109 inciso 3), pues al dejar de aplicar la resolución RJD-017-2016 y en su lugar aplicar la\nmetodología contenida en la resolución RJD-009 -2010, estaría incurriendo en la ejecución de un acto\nabsolutamente nulo y en consecuencia considerado como abuso de poder.\n\n \n\nf) Los resultados obtenidos en el informe elaborado por la comisión ad hoc [sic], nombrada por el\nRegulador  General, con la instrucción de realizar un estudio integral sobre la  \"Modificación  de\n las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos\nrenovables (Plantas Existentes) \", son coincidentes con /os análisis realizados por el ICE, pues el\nerror metodológico  que  contiene  la  metodología  en  cuestión  implica  un\n\nsobrecosto en la tarifa.\n\n \n\nA continuación la respuesta\na la posición planteada en el proceso\nde audiencia\n pública:\n\n \n\na) Se indica al oponente que los puntos a), b), d), e) y f) están relacionados con el acuerdo\n06-27-2016, tomado por la Junta Directiva de la Aresep en el acta de la ses ón ordinaria 27-2016,\ncelebrada el 12 de mayo de 2016 y ratificada el 19 del mismo mes y año, razón por la cual se\nrealizará la valoración de las mismas de manera integrada.\n\n \n\nPreliminarmente, debemos  indicar que la potestad de fijar tarifas en servicios públicos, es\ncompetencia de la Aresep y que la misma resulta ser una competencia exclusiva, excluyente,\nirrenunciable, intransmisible e imprescriptible.\n\n \n\nNo obstante\nlo anterior, no debe\nperderse de vista que el artículo 15 del Decreto 29732 MP, que es el\nReglamento a la Ley 7593, dispone\nque para\nfijar tarifas, la Aresep utilizará\nmodelos, los cuales deben ser aprobados de acuerdo con la ley.\n\n \n\nLo anterior es consistente con lo establecido en el Reglamento interno de organización y funciones\nde la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en cuanto al\nejercicio de la competencia de fijación de precios y tarifas de los servicios públicos, que dispone\nen su artículo 17 inciso 1, que es función de la Intendencia de Energía fijar tarifas aplicando\nmodelos vigentes aprobados por la Junta Directiva; y lo establecido en el RIOF, en cuanto a /as\ncompetencias de la Junta Directiva de Aresep, que dispone en su artículo 6 inciso 16, que es función\nde ese órgano, aprobar las metodologías que se aplicarán en los diversos sectores regulados.\n\n \n\nDe la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder  fijar tarifas se\nrequiere  de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta\nIntendencia no puede atribuirse.\n\n \n\nAnte este panorama normativo, por estar suspendida la aplicación de la resolución RJD-017-2016 ,\nmediante acuerdo 06-27-2016 de la Junta Directiva, la Intendencia no está facultada para fijar una\ntarifa utilizando esta resolución, ya que de hacerlo, implicaría arrogarse la competencia de\nlevantar la suspensión, de forma implícita o explícita, de esta modificación, que como vimos, es una\ncompetencia reservada a la Junta Directiva, máximo órgano de regulación de la Aresep y no a la IE.\n\n \n\nEsta Intendencia no desconoce que la Autoridad Reguladora tiene competencias exclusivas y\nexcluyentes para fijar tarifas y establecer las metodologías . Igualmente se tiene claro que es una\nobligación de la Aresep, fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos regulados. Pero\npara poder cumplir con dichas competencias, se tiene que respetar la asignación de competencias\nestablecidas en el RIOF, que establece que le corresponde a la JD aprobar las metodologías\ntarifarias y a la IE, fijar tarifas con base en las metodologías aprobadas y vigentes por ese máximo\nórgano.\n\n \n\nc) La metodología RJD-009-2010 establece que: \"7.OBLIGACIONES DE LOS GENERADORES PRIVADOS: Los\ngeneradores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley Nº 7200 tendrán la\nobligación de presentar a la ARESEP la información financiera auditada que esta disponga,\nespecialmente lo referente a: gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de\ninversión individual; así como su debida justificación, que permita al Ente Regulador disponer de la\nmayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones\noperativas reales. \" Seguidamente, la mencionada metodología establece: \"Mientras no se disponga de\nla información que se detalla en el  párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la\nAutoridad Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga.\" Por lo tanto, se le\ncomunica al opositor que se va a remitir a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la\ndocumentación relacionada con los generadores privados que no cumplen con lo establecido en la\nresolución RJ0-009-2010, con el propósito de que se valore  la posibilidad de iniciar los\nprocedimientos administrativos correspondientes.\n\n \n\n3.               Hidroeléctrica Platanar S.A., cédula de persona jurídica número 3-101- 104185,\nrepresentada por Ornar Miranda Murillo, cédula número 501650019, en su condición de Presidente con\nfacultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (visible a folios 141 al 161, 208 al 227):\n\n \n\na)       \nFactor de Planta:\n\n \n\ni.            Que /os datos que maneja la Aresep en kilovatio hora, difieren de /os datos publicados\npor el Cence para /os años 2013, 2014 y 2015.\n\n \n\nii.  La Aresep nojustifica la razón del por qué, dentro de su muestra de determinación del factor de\nplanta, excluye las plantas  Volcán   y Torito (BOT) para el caso del año 2015.\n\n \n\niii.    Aresep no indica cuál es la fuente de su base de datos, donde lo correcto es que dicha\nfuente sea el Cence, debe quedar claro la fuente para no crear discrecionalidad de la muestra.\n\n \n\niv.       En el Anexo No. 6 del oficio\n1521-IE-20161140609, so/o revelan /os promedios de cada año para el factor de planta,\npero no revelan\ncuales plantas componen\nel resultado del factor de planta\n\n \n\nb)   Factor de Antigüedad :\n\n \n\nv.            Planta Santa Rutina sobrepasa /os 40 años de vida útil, razón por la cual no estamos\nde acuerdo en que sea considera [sic] dentro del cálculo del factor de antigüedad.\n\n \n\nvi.            \nQue se utilice la fecha actual de diciembre de 2016 para el cálculo del factor\nde antigüedad.\n\n \n\nc)    Costo Anual\nde Explotación:\n\n \n\nvii.   No queda claro por parte de Aresep\nla  exclusión  de los siguientes costos administrativos: Contribución Patronal\nal Fondo Desarrollo, Contribución Patronal al Instituto\nmixto de Ayuda Social, siendo dichos costos reales,\nlegales y obligatorios de cancelación por parte del patrono.\n\n \n\nd)   Oficio 949-RG-20161140028:\n\n \n\nviíi.        Dicho oficio no forma parte del análisis propuesto  en el oficio 1521-IE-20161140609.\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición\nplanteada  en el proceso\nde audiencia pública:\n\n \n\ni.                \nIndicarle al opositor que es el CENCE la fuente de información para el abastecimiento\nde la base mensual de datos de producción eléctrica de la plantas de generadores privados\n.\n\n \n\nA partir de la publicación de la RIE-44-2014, RIE-100-2014 y más reciente la RIE-089-2016, la\nIntendencia de Energía instruyó un mecanismo que estandariza el envío y recepción de información\nestadística del mercado eléctrico regulado. Estas resoluciones dictan la forma del procesamiento de\n/os datos utilizados como base para la toma de decisiones a nivel regulatorio.\n\n \n\nPrevio a estas resoluciones, el trasiego de información se trasegaba por diferentes medios y en\ndistintos formatos. A pesar de lo anterior Aresep siempre ha registrado la información enviada por\nCENCE en sus bases de datos. Sin embargo la información en el registro de ARESEP y el CENCE puede\npresentar diferencias en el histórico, esto debido a que el registro de ARESEP es un registro\nestático (alimentado solo por el reporte inicial).\n\n \n\nii.        Se incluye la planta Volcán con una placa de 17.000 kW según las bases de datos de\nAresep. No se incluye a la planta Torito (BOT) ya que no cumple con lo establecido en la metodología\nRJD-009-2010 apartado 3.4. 1.: (.. .) \"En este caso se trata de información que se ajuste, en la\nmedida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.\", y en el apartado\n3.2.2.: (...) Los datos contenidos en las bases de datos excluyen\n\n.\n\n  \n\n/os  valores  extremos5.\n(.) 5Por ejemplo, las plantas con capacidad inferior a 1.000 kW y superior\na 50.000 kW.\"\n\n \n\niii.        \nSe remite al opositor\na la respuesta del literal\ni. de esta posición.\n\n \n\niv.   Los cálculos del oficio 1521-/E-2016 se encuentran en el expediente digital\nET-071-2016 en el folio 23 (CD), y el archivo de cálculos\nde este informe correrá agregado en\nautos.\n\n \n\nv.     Dado que en la metodología RJD-009-2010 se menciona en el apartado \"3.5.2. Fuente de\nInformación: (...) Para estos efectos, se considerará un máximo de 40 años de antigüedad, por ser la\nvida útil contable de estos activos.\", y se menciona en el apartado \"3.5.4. Vida en operación o\nantigüedad de la planta: (...) Nota: el periodo máximo a considerar para Vo será de 40 años.\" Y\nconsiderando que la planta Santa Rufina tiene más de 40 años de antigüedad, por lo tanto se le\nconsidera un máximo de 40 años como parte del cálculo del factor de antigüedad.\n\n \n\nvi.   En la metodología RJD-009-2010 se menciona en el apartado \"3.5.4.: El cálculo de la antigüedad\no vida en operación (Vo) de cada planta se estimará como la diferencia entre la fecha en que cada\nplanta entró a operar y el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas (...).\".\nDado que el expediente ET-071-2016, correspondiente a esta aplicación tarifaría, se abrió el 31 de\noctubre de 2016, el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas corresponde\nentonces con el 31 de diciembre de 2015.\n\n \n\nvii.                De conformidad con lo establecido en la metodología RJD-009- 2010 apartado\n3.4.1. acerca de /as de fuentes de información para el cálculo de /os costos de explotación: \"En\neste caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las\nplantas que se trata de tarifar.\", y considerando que la IE tiene información nueva de una planta\nsimilar a nivel desagregado de los costos operativos y administrativos, la cual es Suerkata con /os\nEstados Financieros Auditados a Sept-2016, y a su vez considerando las posiciones de los demás\nopositores con respecto al mismo apartado de la presente aplicación tarifaria, se le indica al\nopositor que luego de la exclusión de cuentas  relacionadas  con  \"gastos  de  depreciación  y\n gastos financieros, porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo\nya fue cubierto vía tarifas mediante anteriores contratos\" que establece la mencionada metodología,\nel porcentaje de costos administrativos como estimación de cálculo resultante es de 88,64%.\n\n \n\nviii.         \nSe reitera la respuesta\nbrindada a la oposición de  Vara\nBlanca en la sección III. 1.b) de este informe, en lo que respecta al oficio 949-RG-2016 .\n\n \n\n4.               Plantas Eólicas Limitada, cédula de persona jurídica número 3-102- 140259,\nrepresentada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su\ncondición de apoderado generalísimo (folio 162 al 176, 177 al 190, 191 al 207):\n\n \n\na)       \nQue se actualice los datos del factor\nde costos de inversión a la fecha\nde octubre de 2016.\n\n \n\nb) Que se actualice los datos del factor de costos de explotación y el tipo de cambio a la fecha de\noctubre de 2016.\n\n \n\ne) Que se utilice la fecha de 31 de noviembre\nde 2016 para el cálculo del factor\nde antigüedad.\n\n \n\nd)    \nQue se utilice el beta de \"Power\" en vez de ''General\".\n\n \n\ne)    \nIncluir a Volcán\npara el cálculo del factor de planta del año 2015.\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso\nde audiencia pública:\n\n \n\na)    \nSe ha procedido a actualizar los datos del factor de costos\nde\ninversión a la fecha de octubre\nde 2016\n\n \n\nb)     Se ha procedido a actualizar los datos del factor de costos de explotación y el tipo de\ncambio a la fecha de octubre de 2016\n\n \n\ne) En la metodología RJD-009-2010 se menciona en el  apartado \"3.5.4.: El cálculo de la antigüedad o\nvida en operación (Vo) de cada planta se estimará como la diferencia entre la fecha en que cada\nplanta entró a operar y el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas (...).\".\nDado que el expediente ET-071-2016, correspondiente a esta aplicación tarifaría, se abrió el 31 de\noctubre de 2016, el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas corresponde\nentonces con el 31 de diciembre de 2015.\n\n \n\nd) Se le indica al opositor que, luego de las valoraciones correspondientes, en pasados estudios\ntarifarías se ha utilizado la categoría correspondiente a \"Electric Utility\", sin embargo esta\ncategoría ya no existe, siendo el más parecido el \"Utility (General)\". Esto considerando que tanto\nUlility General  y  Power  tienen las mismas falencias en cuanto a su composición de empresas\nrelacionadas con generación de electricidad con fuentes distintas a la hidroeléctrica, así como\ntambién integrados verticalmente (transmisión y distribución).\n\n \n\ne) Se incluye\nla planta Volcán con una placa de 17.000 kW según /as bases de datos de Aresep.\n\n \n\n5.          \nMario Alvarado\n Mora, cédula de identidad Nº 401290640,\nhace uso de la palabra:\n\n \n\na)       \"Considerando la hoja de cálculo que la ARESEP ha incluido en el expediente ET-071-2016 ,\nla que se puede obtener en el expediente digital; en el año 2015 el cuadro correspondiente al\ncálculo de factor de planta totaliza los resultados en la fila correspondiente a la planta Volcán X,\nexcluyendo ese valor del cálculo ponderado del factor de planta para ese año, el cálculo correcto\ndebe incluir el valor de planta de la planta Volcán X y totalizar /os valores para definir el factor\nde planta ponderado para el 2015\"\n\n \n\nb) \"El uso de una base de datos como la indicada por el GTPIR es distante a /os postulados de\ntransparencia y rigor técnico que ha estado indicando la Autoridad Reguladora, además afectan /os\ncálculos tarifarías que se producen a partir de esta fuente. Le solicitamos muy respetuosamente a\nesta Autoridad que corrija este problema utilizando bases de datos locales, trazables y que muchos\ncasos forman parte de /os expedientes que ya tiene la ARESEP.\"\n\n \n\nA continuación a respuesta a la posición planteada en el proceso\nde audiencia pública:\n\n \n\na)     \nSe incluye la planta Volcán\ncon una placa de 17.000 kW según las\nbases\n\nde datos\nde Aresep.\n\n \n\nb) Se aclara que si bien el opositor no aporta la información técnica necesaria para cuantificar /as\ndiferencias entre /os costos de inversión de proyectos de generación de energía de Costa Rica en\ncomparación con el resto de Centroamérica, se considera que la información extraída del \"Plan\nIndicativo Regional de Expansión de  la Generación. Período 2012-2027\", elaborado por el Consejo de\nElectrificación de América Central -Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR)-,\nincorpora proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas similares a los que se\ntarifó, tal y como establece la metodología RJD-009-2010.\n\n \n\n6.      Manrique Rojas Araya, cédula\nde identidad Nº 108930107,\nhace uso de la palabra:\n\n \n\na)     \"La norma internacional de contabilidad 21, la que se llama Efectos de las Variaciones en las\nTasas de Cambio de Moneda Extranjera, indica que para este tipo de cálculos se debe ser consistente\nusando una única modalidad, eso quiere decir que se debe de usar o solamente el tipo de cambio de\nventa o solamente el tipo de cambio de compra, por lo tanto, la solicitud específica es que por\nrigor técnico se aplique lo que dicta la norma internacional de contabilidad número 21, para los\nefectos de hacer cambios de moneda entre el colón costarricense y el dólar de los Estados Unidos.\"\n\n \n\nb)             \"La ARESEP está usando unos criterios sustancialmente distintos a /os que usó en la\nfijación tarifaría anterior, aprobada mediante la resolución RIE-124-2015 del 16 de diciembre del\n2015, se solicita que se, inconsistencia al rigor técnico se utilicen esos mismos criterios\ncontenidos en la resolución RIE-124-2015 en vez de los que se están proponiendo en esta fijación\ntarifaría. ''\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso\n de\naudiencia pública:\n\n \n\na) La metodología RJD-009-2010 es omisa en cuanto a cuál tipo  de cambio utilizar para efectos de\ncambio de moneda -de dólares ($) a colones (¢) y viceversa- como parte de /os cálculos de /os\ndistintos apartados que conforman la tarifa resultante. No obstante lo anterior, es importante\naclarar que los criterios tarifarías no incluidos en las metodologías no pueden ser arbitrarios, los\nmismos tienen que estar apegados a la técnica y la ciencia, lo anterior de conformidad al artículo\n16 de la LGAP. Así las cosas, el uso del tipo de cambio para convertir dólares a colones se basa en\nla dinámica de un mercado de divisas. El criterio de la Intendencia de Energía es el siguiente: a)\nsi se requiere convertir colones a dólares. se aplica el tipo de cambio de venta; y, b) si se\nrequiere convertir dólares a colones, se aplica el tipo de cambio de compra. Para estos efectos, se\nutiliza el \"Tipo cambio de compra y de venta del dólar de los Estados Unidos de América'' que\npublica el Banco Central de Costa Rica en su página web en la sección de indicadores económicos,\ncuya dirección se adjunta    a          continuación:\n http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.crlindicadoreseconomicos/cuadros/frm vercatcuadro.aspx?\nCodCuadro =400, a su vez considerando las posiciones de los demás opositores con respecto al mismo\napartado de la presente aplicación tarifaria.\n\n \n\nb) De conformidad con lo establecido en la metodología RJD-009-2010 apartado 3.4.1. acerca de las de\nfuentes de información para el cálculo de los costos de explotación: \"En este caso se trata de\ninformación que se ajuste, en fa medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de\ntarifar.\", y considerando que la IE tiene información nueva de una planta similar a nivel\ndesagregado de los costos operativos y administrativos, la cual es Suerkata con los Estados\nFinancieros Auditados a Sept-2016, y a su vez considerando las posiciones de los demás opositores\ncon respecto al mismo apartado de la presente aplicación tarifaría, se le indica al opositor que\nluego de la exclusión de cuentas relacionadas con \"gastos de depreciación y gastos financieros,\nporque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo ya fue cubierto vía\ntarifas mediante anteriores contratos \" que establece la mencionada metodología, el porcentaje de\ncostos administrativos como estimación de cálculo resultante es de 88, 64%.\n\n \n\n7.      Asociación Costarricense de Productores de Energía  (ACOPE), cédula de persona jurídica\n3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora, cédula\nde identidad número\n4-0129-0640, en su condición de Apoderado Generalísimo:\n\n \n\na)    \nEl cálculo correcto (del factor de planta) debe de incluir \nla planta Volcán\n\n \n\nb)     Que la Aresep ajuste la base de datos para el cálculo del Costo de Inversión (I) considerando\nla transparencia y el rigor técnico que debe emplearse en este tipo de propuestas .\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición planteada  en el proceso de audiencia pública:\n\n \n\n \n\na)    \nSe incluye\nla planta Volcán\ncon una placa de 17.000 kW según\n/as bases de datos de Aresep.\n\n \n\nb)    Se aclara que si bien el opositor no aporta la información técnica necesaria para cuantificar\nlas diferencias entre los costos de inversión de proyectos de generación de energía de Costa Rica en\ncomparación con el resto de Centroamérica, se considera que la información extraída del \"Plan\nIndicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027\", elaborado por el Consejo de\nElectrificación de América Central -Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR)-,\nincorpora proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas similares a /os que se\ntarifó, tal y como establece la metodología RJD-009-2010 .\n\n \n\n8.  \nCompañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., cédula  de  persona\njurídica 3- 102-124093, representada por el señor Ronald Álvarez Campos, cédula de identidad número\n2-0530-0396, en su condición de Gerente General con facultades de apoderado\ngeneralísimo sin límite de suma:\n\n \n\na)    \nSe ajuste\nel parámetro de Costo de Explotación Unitario (Ca) con un valor\nactualizado a la fecha de análisis, considerando para tal efecto\nla base de datos original\n(11 observaciones). Asimismo, que se incluyan como parte del costo de explotación de /as 6 plantas\ndel ICE el 91,5% de los gastos administrativos. Todo lo cual da como\nresultado $ 125, 98 por kW\n\n \n\nb)    Se ajuste el parámetro de Costo de inversión (!) con un valor actualizado a  la fecha de\nanálisis, considerando para tal efecto la base de datos original y el procedimiento anteriormente\nexpuesto. Para el caso de actualización de valores a agosto de 2016, el parámetro  de  Costo  de\ninversión  Unitario  (!) tendría  un  valor  de\n\n$2.848,59 por kW.\n\n \n\nc) Se ajuste el parámetro de Factor de Planta (fp) con un valor actualizado a la fecha de análisis\nincluyendo el dato de la planta Volcán, lo cual con\nla indexación da como resultado 0,5262.\n\n \n\nd) Que en la fijación tarifaría correspondiente a esta audiencia pública, se ajuste la Tarifa de\nReferencia (TR) con un valor actualizado a la fecha de análisis correspondiente, que para el caso de\nactualización de valores a agosto de 2016 es de $0, 0758 por kWh.\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso de audiencia pública:\n\n \n\na) b), c) Se le indica al opositor que, luego de realizar /as valoraciones correspondientes, se han\nrealizado /os cambios procedentes para el cálculo del costo de explotación, costo de inversión y\nfactor de planta según sus petitorias, a su vez considerando /as posiciones de los demás opositores\ncon respecto al mismo apartado de  la presente aplicación  tarifaría.\n\n \n\nd) Se recomienda rechazar el argumento señalado dado que el resultado corresponde a la incorporación\nde las posiciones aceptadas y /as modificaciones realizadas por la IE.\n\n \n\n9.      Hidroeléctrica Caño Grande S.A., cédula de persona jurídica 3-101- 117981, representada por\nel señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula de identidad número 2-0279-0612, en su condición de\nPresidente con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma:\n\n \n\na)     Que la Aresep sea consistente en su selección de los gastos administrativos que considera\npara /as plantas del ICE que se utilizan en la base de datos para calcular fa variable del costo de\nexplotación (Ca), manteniendo el criterio de reconocimiento de gastos administrativos aplicado en fa\nresolución RIE-124-2015.\n\n \n\nb) Que la Aresep, por rigurosidad técnica, utilice  un mismo tipo de cambio (de compra o venta), y\nno mezcle ambos, a la hora de hacer conversiones de valores consignados en dólares a colones y\nviceversa.\n\n \n\nA  continuación\n la respuesta  a la posición\n planteada\n en\n el proceso de audiencia pública:\n\n \n\na) De conformidad con lo establecido en fa metodología RJD-009-2010 apartado 3.4. 1. acerca de las\nde fuentes de información para el cálculo  de los  costos  de explotación:  \"En  este  caso se\n trata  de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que\nse trata de tarifar.'', y considerando que la IE tiene información nueva de una planta similar a\nnivel desagregado de los costos operativos y administrativos, la cual es Suerkata con los Estados \n Financieros   Auditados    a   Sept-2016,   y   a   su   vez considerando las posiciones de /os\ndemás opositores con respecto al mismo apartado de la presente aplicación tarifaría, se le indica al\nopositor que luego de la exclusión de cuentas relacionadas con \"gastos de depreciación y gastos\nfinancieros, porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo ya fue\ncubierto vía tarifas mediante anteriores contratos \" que establece la mencionada metodología, el\nporcentaje de costos administrativos como estimación de cálculo resultante es de 88, 64%.\n\n \n\nb) La metodología RJD-009-2010 es omisa en cuanto a cuál tipo de cambio utilizar para efectos de\ncambio de moneda -de dólares ($) a colones (¢)y viceversa- como parte de /os cálculos de los\ndistintos apartados que conforman la tarifa resultante. No obstante lo anterior, es importante\naclarar que los criterios tarifarios no incluidos en las metodologías no pueden ser arbitrarios, los\nmismos tienen que estar apegados a la técnica y la ciencia, lo anterior de conformidad al artículo\n16 de la LGAP. Así las cosas, el uso del tipo de cambio para convertir dólares a colones se basa en\nla dinámica de un mercado de divisas. El criterio de la Intendencia de Energía es el siguiente: a)\nsi se requiere convertir colones a dólares, se aplica el tipo de cambio de venta; y, b) si se\nrequiere convertir dólares a colones, se aplica el tipo de cambio de compra. Para estos efectos, se\nutiliza el ''Tipo cambio de compra y de venta del dólar de los Estados Unidos de América \" que\npublica el Banco Central de Costa Rica en su página web en la sección de indicadores económicos,\ncuya dirección se adjunta a continuación:  http://indi\ncadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/cuadroslfrmvercatcuadro.aspx?CodCuadro=400, a su\nvez considerando /as posiciones de los demás opositores con respecto al mismo apartado de la\npresente aplicación tarifaria.\n\n \n\n10.El Embalse S.A., cédula de persona jurídica 3-101-147487 , representada por el señor José Alberto\nRojas Rodríguez, cédula de identidad número 2-0279-0612, en su condición de Presidente con\nfacultades de apoderado generalísimo sin límite de suma:\n\n \n\na)    \nQue\nla Aresep, para calcular la variable de Costo de Explotación (Ca), incorpore en\nla base de datos los costos de operación y mantenimiento de las centrales\nhidroeléctricas de las distribuidoras eléctricas de carácter cooperativo y\nmunicipal, que constan en expedientes de la propia Aresep, según se ha\ndetallado en esta oposición.\n\n \n\nA continuación la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso de audiencia pública:\n\n \n\na)     Se le indica al opositor que luego de las valoraciones correspondientes, se recomienda\nrechazar lo señalado en la posición debido a que los costos de explotación (administrativos,\noperativos y de mantenimiento) de las centrales hidroeléctricas de las distribuidoras todavía no se\ndisponen en un 100%, ya que estas están en un proceso de contabilidad regulatoria que permitirá una\nmejor asignación de los costos comunes entre sistemas a fin de que para cada sistema y planta, se\nrefleje su respectivo costo real o lo más cercano a este a lo real, en cuyo momento se podrían\nanalizar y valorar su inclusión como parte de la muestra de costos de explotación para los\ngeneradores privados [...].\n\n \n\nIII.        Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en\nel mérito de los autos, lo procedente es fijar tarifas para los generadores privados existentes que\nfirmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de\nElectricidad (ICE}, tal y como se dispone;\n\n \n\n \n\nPOR TANTO\n\nEL DIRECTOR CON RECARGO\nDE FUNCIONES DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\n \n\nl. Fijar las siguientes tarifas\npara los generadores privados existentes que firmen un nuevo\ncontrato de compra\nventa de electricidad\ncon el Instituto Costarricense\nde Electricidad (ICE) en:\n\nCuadro No. 4\n\n \n\nEstructura tarifaria\npara plantas hidroeléctricas\nexistentes (dólares/kWh)\n\n \n\n \n\nFuente:\nIntendencia de Energía\n\n \n\n(Así reformado la\nestructura tarifaria para plantas hidroeléctricas existentes anterior por\nresolución RIE-110-2017 del 31\nde octubre de 2017)\n\n \n\nCuadro No. 5\n\n                                  \n\n \n\nEstructura tarifaria\npara plantas eólicas existentes (dólares/kWh)\n\n \n\nFuente: Intendencia de Energía\n\n \n\n(Así reformado la estructura tarifaria para plantas eólicas existentes anterior por resolución\nRIE-110-2017 del 31 de octubre de 2017)\n\n \n\nI .      Reiterar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la\nLey 7200, que de conformidad con lo establecido en la resolución RJD-009-2010, están en la\nobligación de presentar anualmente a la Aresep estados financieros auditados, en los cuales se\ndetalle las subpartidas que componen: gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos\nde inversión individual; así como la debida justificación de la relación que cada gasto tiene con la\nprestación del servicio público, que permita a la Autoridad Reguladora disponer de la mayor y mejor\ncantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales de\neste sector.\n\nIII.   Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley\n7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución RJD-009-2010, se remitirá a la Dirección\nGeneral de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore\nla posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.\n\nIV.       Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el \"Considerando II\" de esta\nresolución.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los articulas 245 y 345 de la Ley General de la Administración\nPública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de\nrevocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse\nante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolver lo y los de apelación y de revisión\npodrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos .\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación deberán\ninterponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la\nnotificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de\ndicha ley.\n\nNOTIFÍQUESE Y PUBLIQUESE", "body_en_text": "throughout the entire text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 001\n\n Ex officio application of the \"Tariff-setting methodology for\nprivate generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with\nICE\"\n\nComplete Text of record: 11BD04\n\nPUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRIE-001-2017 at 14:42 on January 10, 2017\n\nEX OFFICIO APPLICATION OF\nTHE \"TARIFF-SETTING METHODOLOGY FOR\nPRIVATE GENERATORS (LAW 7200) THAT SIGN A\nNEW ELECTRICITY PURCHASE AND SALE CONTRACT\nWITH ICE\"\n\nET-071-2016\n\nWHEREAS:\n\nI. That on May 7, 2010, through resolution RJD-009-2010, the \"Tariff-setting methodology for private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE\" was approved, published in La Gaceta No. 109 on June 7, 2010. Modified through resolution RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 on April 2, 2014.\n\nII. That on December 11, 2015, through resolution RIE-124-2015, the Energy Intendency resolved to set the current tariffs for existing private generators, which was published in Alcance No. 244 to La Gaceta No. 115 on December 16, 2015.\n\nIII. That on February 8, 2016, through resolution RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 to La Gaceta No. 31 on February 15, 2016, the Board of Directors approved the \"Modification of the Tariff-Setting Methodologies for Private Electricity Generators with Renewable Resources\".\n\n IV. That on May 12, 2016, through agreement 06-27-2016 of the Board of Directors, it was ordered: \"Suspend the application of the 'Modification of the Tariff-Setting Methodologies for Private Electricity Generators with Renewable Resources'\", said agreement was communicated to this Intendency on May 24, 2016, through official communication 399-SJD-2016.\n\n V. That on May 12, 2016, through agreement 07-27-2016 of the Board of Directors, it ordered that: \"(...) carry out a comprehensive study of the 'Modification of the tariff-setting methodologies for private electricity generators with renewable resources', approved through agreement 01-07-2016, of the record of session 7-2016, held on February 8, 2016, considering the observations and suggestions raised on this topic by the members of the Board of Directors and elevate the adjusted version of the case to their knowledge, for the pertinent purposes\".\n\n VI. That on August 23, 2016, through official communication 700-RG-2016, the Regulador General appointed Mr. Mario Mora Quirós, Energy Director with additional duties of the Energy Intendency, effective from August 24, 2016, until November 30, 2016, and on November 15, 2016, through official communication 1035-RG-2016, extended said appointment from December 1, 2016, until a new Intendente is appointed.\n\n VII. That on October 31, 2016, through official communication 1523-IE-2016/140613, the IE requested the Document Management Department to open the file, and (in the same communication), the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) for the respective explanatory note and call for public hearing for the ex officio application of the \"Tariff-setting methodology for private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE\".\n\n VIII. That on November 10, 2016, the call for the public hearing was published in La Gaceta number 216, and one day later in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with December 12, 2016, being the scheduled date to hold said hearing.\n\n IX.\nThat on December 12, 2016, at 17:15, the respective public hearing was held. On October 24, 2016, through official communication 4322-DGAU-2016/1 45652, DGAU issued the report on Oppositions and Co-adjuvancies of the mentioned hearing.\n\n X. That on January 9, 2017, through technical report 28-IE-2017, the Energy Intendency analyzed the present tariff adjustment procedure and in said technical study recommended; among other matters, to set the tariffs for existing private generators that sign a new electricity purchase and sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from official communication 28-IE-2017, cited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[...]\n\n//. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Application of the methodology\n\nThis section presents the detail of the ex officio application of the \"Tariff-setting methodology for private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE\" according to resolution RJD-009-2010 and its modification approved by resolution RJD-027-2014.\n\nAccording to this tariff methodology, the respective tariff is calculated from the following equation:\n\n\n\n \n\nThe form in which the calculation of each of the variables of said equation was carried out is detailed below.\n\n \n\n2. Operating Costs (Ca)\n\n \n\nThe calculation of this value starts from the determination of a sample of the operating costs (operation, maintenance, and administrative) of hydroelectric plants, as similar as possible to the plants intended to be tariffed.\n\n \n\nThe sample is comprised of operation, maintenance, and administrative costs of hydroelectric plants operating in the country with installed capacities greater than 1 MW and less than 50 MW.\n\n \n\nAccording to the methodology of RJD-027-2014, if it is not possible to obtain updated information on operating costs, these may be updated according to the local producer price index, the official source for this being www.bccr.fi.cr.\n\n \n\nThe information and the sample used to calculate the operating costs consists of 11 plants, which are detailed below:\n\n \n\n. Plants: Toro I, Toro III, Sandillal, Garita, Peñas Blancas and Echandi, taken from the 2015 ICE Generation System Cost Report, the values correspond to all months of 2015.\n\n. Plants: El Ángel, Sigifredo Solís and Cubujuquí, are taken from tariff settings for private generators that the Regulatory Authority has carried out in recent years, data considered as an average of 2011, except for Cubujuquí, which is data from January 2013.\n\n. Plants: Vara Blanca and Suerkata are taken from the corresponding Audited Financial Statements provided by the company, information up to September 2016.\n\n \n\nIn accordance with the methodology approved through resolution RJD-009-2010 and RJD-027-2014, the operating cost represents the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses or financial expenses. The available information will be adjusted, as far as possible, to make it comparable on topics such as taxes, salaries, exchange rate, the time value of money, etc.\n\n \n\nIn this context, the operating costs are adjusted as follows:\n\n \n\n. ICE Plants, a proportion of the total administrative expenses is recognized, which is derived from the calculation based on the information from the Suerkata plant, since said plant is, according to methodology RJD-009-2010: \"In this case, it is information that is adjusted, as far as possible, to the reality of the plants intended to be tariffed.\" Therefore, 88.64% of the total administrative expenses is recognized for the mentioned ICE hydroelectric plants. Operation and maintenance costs are included in their entirety.\n\n. Plants: El Ángel, Sigifredo Solís, and Cubujuquí. The value of these plants is taken from the latest tariff setting (RIE-037-2015, ET-139-2014), which are expressed in dollars ($104.19, $131.01, and $80.09, respectively); to express them in colones, the average purchase exchange rate of 2011 (500.30/US$) is used for the 2011 data and the average purchase exchange rate of January 2013 (₡ 495.34/US$) for the January 2013 data.\n\n. Vara Blanca and Suerkata, in accordance with the audited financial information presented by the company, the following accounts are excluded: Donations, Administrative Depreciation, Revaluation Depreciation, Personnel Food Expense, Depreciations, Household furnishings, Corporate Taxes and Employee Food; therefore, only 88.64% of the administrative expenses and operating expenses are considered.\n\n \n\nAccording to the methodology, the operating cost information must be updated using the Industrial Producer Price Index (IPPI) of Costa Rica; however, given that this index ceased to be calculated by the Banco Central de Costa Rica in December 2014 and that the Manufacturing Producer Price Index (IPP-MAN) is calculated in its place, said index is used.\n\n \n\nThe Toro III plant is included in accordance with official communication 495-SJD-2015 and the Tres Ríos plant is excluded in accordance with official communication 0510-1077-2015 from ICE. For more information on this aspect, the reader is referred to the Operating Costs section of resolution RIE-124-2015.\n\n \n\nThus, the operating costs in colones of each plant are obtained at their respective original date, to then index them by the corresponding index until October 2016, and convert them to dollars at the average selling exchange rate of October 2016. The indexed operating cost in dollars of each of these plants is multiplied by the relative weight that\n\n.\n\n \n\n the plant has according to its installed capacity1\n\n1 For the case of the installed capacity of the ICE Toro III plant and considering the information contained in the 2015 ICE Generation System Cost Report, half of its capacity (23.75 kW) is used to reflect the average operating cost per installed kW, according to an ICE email dated August 17, 2016, sent by the Dirección de Planificación Financiera to ARESEP.\n\n \n\nThese latter values are summed and result in the operating cost for this tariff setting.\n\n \n\nThe operating cost resulting from applying the described calculation method is $117.51 per kW (see Annex No. 1).\n\n \n\n3. Investment Costs (I)\n\n \n\nThe calculation of this value starts from the determination of a sample of the investment costs of electric plants, as similar as possible to the plants intended to be tariffed.\n\n \n\nThe sample is comprised of investment costs of hydroelectric plants with installed capacities greater than 1 MW and less than 50 MW.\n\n \n\nThe investment cost is the weighted average of the values of national and international plants according to the sample used. It is obtained from the sum of the product between the relative weight of the plant capacity of each project in relation to the total capacity of the sample.\n\n \n\nAccording to the methodology, as with the update of the operating cost, if it is not possible to obtain updated investment cost information, these may be updated according to the producer price index of the United States, using the website www.bls.gov for this purpose.\n\n \n\nThe information and the sample used to calculate the investment costs consists of 61 plants, information that was obtained from 4 information sources, as detailed:\n\n \n\n. Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Period 2012-2027 of October 2012, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (CEAC-GTPIR).\n\n. Data from private hydroelectric plants that requested tariff settings and for which the Regulatory Authority prepared technical reports are added; information from the latest tariff setting (RIE-037-2015, ET-139-2014) is used.\n\n. The hydroelectric plants participating in ICE's Call for Bids No. 01-2012 are incorporated into the sample (information provided by ICE, Annex No. 2).\n\n. The hydroelectric plants participating in Call for Bids No. 02-2014 (information provided by ICE, Annex No. 3).\n\n \n\nThe sample data from the Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación are updated to January 2011, the data from plants that requested tariff settings before ARESEP are updated to the year 2011, the data from ICE's first call for bids are as of October 2012, and those from the second call for bids as of February 2014, such that this information is indexed with the United States Producer Price Index (IPP-EEUU) for new constructions (\"Inputs to new construction, goods\") obtained from the \"Bureau of Labor Statistics\" (Series Id WPUIP2310001) for the latest available month, which in this case is October 2016.\n\n \n\nThe investment costs (indexed to October 2016) present an average of 2,909.69 per kW. According to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme outliers using limits established by the standard deviation of the data series. In a range constructed by two standard deviations above and below the average (1,545.09 US$/kW to 4,274.29 US$/kW), two plants are found outside the indicated limits (projects code HO-TABLON and CR-TORITO), which are considered outliers and their exclusion from the present analysis is recommended (Annex No. 4).\n\n \n\nThus, the weighted average resulting from following the described calculation method is $2,859.49 per kW (see Annex No. 5).\n\n \n\n4. Plant Factor\n\n \n\nThe load factor (or plant factor) measures the average operating time of a plant or group thereof.\n\n \n\nTo obtain the plant factor, only private national hydroelectric generation plants with information available for the last three years (2013-2015) are considered. Likewise, plants that generated for at least 10 months of the year are taken into account.\n\n \n\nAccording to the methodology, the plant factor is calculated for each plant using the following equation:\n\n \n\nFpi= \n kW hí __\n\n(kWí * 365 * 24)\n\n \n\nWhere,\n\nkWhi = is the annual generation, and,\n\nkWi = is the installed capacity\n\n \n\nThen, the annual plant factor is obtained from the weighted average of the plant factors of the plants in the sample. The weighting is carried out based on the installed capacity of each plant. And finally, the total plant factor is obtained from the weighted average of the annual plant factors, where the weighting is carried out based on the installed capacity of each of the mentioned years.\n\n \n\nTherefore, applying the described methods results in a plant factor of 52.62% (see Annex No. 6).\n\n \n\n5. Age Factor (Xu)\n\n \n\nThe age factor measures the average age of the plants, expressed as a function of their remaining value, given the time the plants have been in operation.\n\n \n\nTo calculate the age factor, only private generation plants (national) for which information is available for the last three years (2012-2014) are considered, according to the Regulatory Authority's database. The maximum age is 40 years because this is the accounting useful life of this type of asset.\n\n \n\nAccording to the methodology, the age factor of the plants in the sample is estimated using the following formula:\n\n \n\nWhere,\n\n Vu = is the useful life of the plants for electricity generation (40 years)\n\n Vo = is the average operating life\n\nVr \n = is the residual life of the plants (10%)\n\n \n\nThe operating life (Vo) of each plant is calculated as the difference between the date each plant started operating and December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation (December 2015). The average operating life of the sample or population is calculated as a weighted average of the ages of the different plants, weighted according to the installed capacity of each particular plant.\n\n \n\nTherefore, applying the described methods results in an average operating life of 19.13 years (see Annex No. 7) and an age factor of 56.95% (see Annex No. 8).\n\n \n\n6. Profitability\n\n \n\nThe level of profitability is determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the sources of information indicated in resolution RJD-027-2014.\n\n \n\nAs indicated in resolution RJD-027-2014, the source of information chosen for the variables described above will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of the observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available).\n\n \n\n. The Risk-Free Rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States Treasury Bonds (USA). The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated is used, which is available on the website of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www .federa/ reserve.qovl datadown load!Bui/ d.aspx? rel=H 15.\n\n \n\nTherefore, the average risk-free rate for the last 5 years (from 2011 to 2015) is 2.32% (see Annex No. 9).\n\n \n\n. Risk Premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" is used, from the following address: http://peop le.stern. ny u.ed u/ada modar/New Home Paqeldatafi/el implpr. h tml\n\n \n\nThe information for the last 5 years available at the date of setting corresponds to the years 2011 to 2015, with which the average is 5.73% (see Annex No. 10).\n\n \n\n. Country Risk (RP): The value published for Costa Rica of the data called Risk Premiums for the other markets, and where the country risk is called Country Risk Premium, is considered from the following address:\n\nhttp://people.stern. nvu. eduladamodar/New Home Page/ datafile/ctrypre m.html.\n\n \n\nThe country risk value used is 3.33%, which corresponds to the average of\n\nthe last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Annex No. 11).\n\n \n\n. Unlevered Beta (βd): The value of the unlevered beta is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address:\n\nhttp://p eople.stern.n yu.eduladamodar! New Home Page/datafile/Betas .html. It is not possible to use an average of the last 60 months because the source of information does not have monthly data, as it only calculates a given beta. For this reason, the unlevered beta is obtained as the data published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service of the \"Utility General\" industry in the United States of America available. This value must be levered according to methodology RJD-027-2014; however, since the debt is zero, the value of the unlevered beta equals the levered beta (βa).\n\n \n\nThe unlevered (levered) beta obtained is 0.3623 (see Annex No. 12).\n\n \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. However, since the debt is zero, the value of the ratio is also zero.\n\n \n\n. Income tax rate (t): it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Law No. 7092.\n\n \n\nApplying the formula described in resolution RJD-027-2014, which is:\n\n \n\nKe = KL + βa * PR + RP\n\n \n\nTherefore, the profitability level is 7.73% (see Annex No. 13).\n\n \n\n \n\n7. Proposed Reference Tariff (TR)\n\n \n\nFrom the data obtained in the preceding sections and the equation established in the corresponding tariff methodology, it is concluded that the reference tariff of an existing hydroelectric power generation plant should be adjusted to US$ 0.0721 per kWh, as detailed:\n\n \n\n \n\nTable No. 1\n\nCalculation of the Reference Tariff\n\n \n\n| Variables | Value |\n| --- | --- |\n| Investment ($/kW) | 2.859,5 |\n| Operating Cost ($/kW) | 117,51 |\n| Age Factor | 56,95% |\n| Profitability | 7,73% |\n| Hours per Year (hours) | 8.760,0 |\n| Plant Factor | 52,62% |\n| Reference Tariff ($/kWh) | 0,0721 |\n\nSource: Energy Intendency\n\n \n\n8. Tariff structure\n\n \n\nThe tariff structure that is applied to the reference tariff obtained from the proposed model will be the structure in effect for the electricity purchase tariff from ICE to private generation companies covered by Law 7200 (Chapter I), according to the last setting carried out by the Regulatory Authority.\n\n \n\nThe reference tariff structure for an existing hydroelectric and wind power generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-152-2011, is therefore:\n\n \n\nTable No. 2\n\nTariff structure for existing hydroelectric plants (dollars/kWh)\n\n \n\n| Season/Schedule | Peak | Off-Peak | Night |\n| --- | --- | --- | --- |\n| High | 0,1721 | 0,1721 | 0,1033 |\n| Low | 0,0688 | 0,0275 | 0,0172 |\n\nSource: Energy Intendency\n\n \n\nTable No. 3\n\nTariff structure for existing wind plants\n\n \n\n(dollars/kWh)\n\nHigh 0,0956\n\nLow 0,0383\n\nSource: Energy Intendency\n\n \n\n9. Obligations of private generators\n\n \n\nLaw 7593, in its Article 14, details the obligations of the service providers, specifically subsection a) establishes that said companies must: \"Comply with the provisions dictated by the Regulatory Authority regarding service provision, in accordance with the provisions of the respective laws and regulations.\" In subsection c) \"Timely provide the Regulatory Authority with the information it requests regarding the provision of the service.\", and subsection d) \"Present, when the Regulatory Authority requires it, the accounting records of its operations, as provided by this law and its regulations.\"\n\n \n\nIn this context, reiterating to the private generators that sell electricity to ICE under the protection of Law 7200 will have the obligation to present to ARESEP audited financial statements, in which the sub-items that comprise: operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses are detailed; as well as the due justification of the relationship that each expense has with the provision of the public service, allowing the Regulatory Authority to have the greatest and best amount of information necessary for the adjustment of the model to the real operating conditions of this sector.\n\nAs long as the information detailed in the preceding paragraph is not available, or complementary to this situation, the Regulatory Authority will calculate the model with the information available.\n\nIn this context, it becomes relevant to strengthen the Regulatory Accounting project that the Energy Intendency is carrying out together with the private generators, so that in the short term there is standard, comparable, and reliable financial information available for regulatory purposes.\n\n[...]\n\nIV. CONCLUSIONS\n\n1. The investment cost is US$ 2,859.49 per kW, the operating cost is US$ 117.51 per kW, the age factor is 56.95%, profitability is 7.73%, and the plant factor is 52.62%.\n\n \n\n2. With the update of the variables that make up the \"Tariff-setting methodology for private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE\", the result is an average tariff of $0.0721 per kWh. [...]\n\n \n\nII. That regarding the public hearing, from the cited official communication 28-IE-2017, it is appropriate to extract the following:\n\n \n\n[...]\n\n \n\n1. Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., legal identification number 3-101-141401, represented by Mr. Esteban José Lara Erramouspe, identity document number 1-0785-0994, in his capacity as generalísimo legal representative, requests the following (folios 82 - 107):\n\n \n\na) Use the Audited and Justified Financial Information for the years 2015 and 2016 of the represented companies Suerkata S.A. and Vara Blanca S.A. for the calculation of the Operating Costs.\n\n \n\nb) Correct that only audited financial information from 2014 has been presented by Suerkata S.A. and present a clarification regarding \"the year is not clear\" and \"disaggregated but shows inconsistencies with the dates\".\n\n \n\nBelow is the response to the position raised in the public hearing process:\n\n \n\na) The opponent is informed that, after carrying out the corresponding assessments, it is recommended to partially accept the petition. The Audited and Justified Financial Information corresponding to the year 2016 of both represented companies is used to reflect the most up-to-date information possible regarding the reality of the operating costs of said plants in the calculation of operating costs.\n\n \n\nb) As indicated in the background of this report, through agreement 07-27-2016 of the Board of Directors, it was ordered to carry: \"(...) out a comprehensive study of the 'Modification of the tariff-setting methodologies for private electricity generators with renewable resources', approved through agreement 01-07-2016, of the record of session 7-2016, held on February 8, 2016, considering the observations and suggestions raised on this topic by the members of the Board of Directors and elevate the adjusted version of the case to their knowledge, for the pertinent purposes.\"\n\n \n\nAs a result of the cited agreement, through official communication 949-RG-2016 of October 25, 2016, the Regulador General communicated to the IE on an informative basis the \"Compliance Report for the Board of Directors Agreement 07-27-2016 of May 12, 2016: Modification to the Private Generation Methodology with Renewable Resources (Existing Plants)\", which was prepared by the Task Force convened to carry out said study. To date, this report has not been reviewed by the Board of Directors; therefore, this is not the appropriate procedural moment to rule on said study, which cannot be modified by the IE due to lack of competence to do so.\n\n \n\n2. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Atan Alvarado, identity document number 6-172-455, in his capacity as Special Administrative Legal Representative, requests the following (folios 108 - 140):\n\n \n\na) The ARESEP Board of Directors, without reason or any foundation, ordered in agreement 06-27-2016 of ordinary session No. 27-2016 \"1. Suspend the application of the modification of the tariff-setting methodologies for private electricity generators with renewable resources (...) until a comprehensive study of the cited methodology is carried out.\"\n\n \n\nThus, ARESEP annulled an act, in violation of the principle of legality and clearly affecting the subjective rights of the users.\n\n \n\nThat the annual application of the \"Tariff methodology for existing private generators\" not be approved, without taking into consideration the modification contained in RJD-017-2016, as resolution RJD-009-2010 would be applied, which contains an error that was corrected through resolution RJD-017-2016, which is suspended; consequently, the application of said methodology is illegal, under penalty of the responsibilities that may arise.\n\n \n\nb) The elimination of the age factor (XU) from the calculation of operating costs in methodology RJD-009-2010, was based on reports and technical studies carried out by ARESEP, as said variable was causing prevailing harm to ICE and which was warned about on several occasions by ICE.\n\n \n\nc) ARESEP is under the obligation to have updated and accurate financial and technical information that allows it to set a tariff in accordance with Article 31 of Law 7593. The Regulatory Entity requested on several occasions from the private generation companies the information it deemed necessary for the tariff setting, however, it did not exercise its sanctioning powers in order to force said companies to comply with the required information.\n\n \n\nd) ARESEP is responsible for setting tariffs and prices in accordance with and based on technical studies, since in the case of deviating from the technical reports or opinions, there will be illegality, according to the provisions of Article 199 subsection 3) of the Ley General de la Administración Pública, Law No. 6227.\n\n \n\ne) ICE requests that the IE review its actions in applying methodology RJD-009-2010, and that these be adjusted to the principle of legality, especially in compliance with the provisions of Articles 16, 128, and 166 of Law 6227, in addition to Articles 3, 4, and 5 of Law 7593.\n\nFurthermore, ICE points out that the IE has a duty of disobedience derived from Article 109, subsection 3), since by failing to apply resolution RJD-017-2016 and instead applying the methodology contained in resolution RJD-009-2010, it would be engaging in the execution of an absolutely null act and consequently considered an abuse of power.\n\nf) The results obtained in the report prepared by the ad hoc commission, appointed by the Regulador General with the instruction of conducting a comprehensive study on the \"Modification of tariff-setting methodologies for private generators of electric energy with renewable resources (Existing Plants),\" are consistent with the analyses performed by ICE, since the methodological error contained in the methodology in question implies an overcost in the tariff.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) The objector is informed that points a), b), d), e), and f) are related to agreement 06-27-2016, adopted by the Board of Directors of ARESEP in the minutes of ordinary session 27-2016, held on May 12, 2016, and ratified on the 19th of the same month and year, which is why their assessment will be conducted in an integrated manner.\n\nPreliminarily, we must indicate that the power to set tariffs for public services is the competence of ARESEP and that this is an exclusive, excluding, non-waivable, non-transferable, and imprescriptible competence.\n\nNotwithstanding the foregoing, it must not be lost sight of that Article 15 of Decree 29732 MP, which is the Regulation to Law 7593, provides that, to set tariffs, ARESEP shall use models, which must be approved in accordance with the law.\n\nThe foregoing is consistent with the provisions of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Public Services Regulatory Authority and its Deconcentrated Organ (RIOF), regarding the exercise of the power to set prices and tariffs for public services, which provides in its Article 17, subsection 1, that it is the function of the Energy Intendancy to set tariffs by applying current models approved by the Board of Directors; and with the provisions of the RIOF regarding the powers of the Board of Directors of ARESEP, which provides in its Article 6, subsection 16, that it is the function of that body to approve the methodologies to be applied in the various regulated sectors.\n\nFrom a simple reading of the cited regulations, it is possible to conclude that, in order to set tariffs, a methodology that has been previously approved and is current by the Board of Directors is required, a function that this Intendancy cannot assume for itself.\n\nFaced with this regulatory landscape, because the application of resolution RJD-017-2016 is suspended by agreement 06-27-2016 of the Board of Directors, the Intendancy is not authorized to set a tariff using this resolution, since doing so would imply arrogating to itself the power to lift the suspension, implicitly or explicitly, of this modification, which, as we have seen, is a power reserved for the Board of Directors, the highest regulatory body of ARESEP, and not for the IE.\n\nThis Intendancy does not disregard that the Regulatory Authority has exclusive and excluding powers to set tariffs and establish methodologies. It is equally clear that it is an obligation of ARESEP to set the tariffs and prices of regulated public services. However, in order to fulfill these powers, the allocation of powers established in the RIOF must be respected, which establishes that it corresponds to the Board of Directors to approve tariff methodologies and to the IE to set tariffs based on methodologies approved and current by that highest body.\n\nc) Methodology RJD-009-2010 establishes that: \"7. OBLIGATIONS OF PRIVATE GENERATORS: Private generators that sell electric energy to ICE under the protection of Law No. 7200 shall have the obligation to submit to ARESEP the audited financial information that it orders, especially regarding: individual operating and maintenance expenses, administrative expenses, and investment expenses; as well as their due justification, enabling the Regulatory Entity to have the greatest and best quantity of information necessary for adjusting the model to real operating conditions.\" Subsequently, the aforementioned methodology establishes: \"As long as the information detailed in the preceding paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority will calculate the model with the information available.\" Therefore, the objector is informed that the documentation related to private generators that do not comply with the provisions of resolution RJD-009-2010 will be sent to the General Directorate of User Service (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative proceedings.\n\n3. Hidroeléctrica Platanar S.A., legal entity identification number 3-101-104185, represented by Ornar Miranda Murillo, identification number 501650019, in his capacity as President with powers of absolute general attorney without limit of amount (visible at folios 141 to 161, 208 to 227):\n\na) Plant Factor (Factor de Planta):\n\ni. That the data managed by ARESEP in kilowatt-hours differ from the data published by the Cence for the years 2013, 2014, and 2015.\n\nii. ARESEP does not justify the reason why, within its sample for determining the plant factor, it excludes the Volcán and Torito (BOT) plants for the year 2015.\n\niii. ARESEP does not indicate the source of its database; where the correct source should be the Cence, the source must be clear so as not to create discretion over the sample.\n\niv. In Annex No. 6 of official letter 1521-IE-20161140609, they only disclose the averages for each year for the plant factor, but do not disclose which plants make up the result of the plant factor.\n\nb) Age Factor (Factor de Antigüedad):\n\nv. The Santa Rutina plant exceeds 40 years of useful life, which is why we do not agree that it be considered within the calculation of the age factor.\n\nvi. That the current date of December 2016 be used for the calculation of the age factor.\n\nc) Annual Operating Cost (Costo Anual de Explotación):\n\nvii. It is not clear from ARESEP the exclusion of the following administrative costs: Employer Contribution to the Development Fund (Fondo Desarrollo), Employer Contribution to the Joint Institute for Social Aid (Instituto mixto de Ayuda Social), these costs being real, legal, and obligatory for payment by the employer.\n\nd) Official letter 949-RG-20161140028:\n\nviii. Said official letter does not form part of the analysis proposed in official letter 1521-IE-20161140609.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\ni. Inform the objector that the CENCE is the source of information for supplying the monthly database of electric production from private generator plants.\n\nFollowing the publication of RIE-44-2014, RIE-100-2014, and more recently RIE-089-2016, the Energy Intendancy established a mechanism that standardizes the sending and receipt of statistical information from the regulated electricity market. These resolutions dictate the form of processing the data used as a basis for decision-making at the regulatory level.\n\nPrior to these resolutions, the transfer of information was conducted through different means and in different formats. Despite the foregoing, ARESEP has always recorded the information sent by CENCE in its databases. However, the information in the ARESEP registry and the CENCE registry may present differences historically, due to the fact that the ARESEP registry is a static registry (fed only by the initial report).\n\nii. The Volcán plant is included with a nameplate capacity of 17,000 kW according to the ARESEP databases. The Torito (BOT) plant is not included because it does not comply with the provisions of methodology RJD-009-2010, section 3.4.1.: (...) \"In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants to be tariffed.\", and in section 3.2.2.: (...) The data contained in the databases exclude extreme values^5. (...) ^5 For example, plants with capacity below 1,000 kW and above 50,000 kW.\"\n\niii. The objector is referred to the response to literal i. of this position.\n\niv. The calculations of official letter 1521-IE-2016 are contained in digital file ET-071-2016 at folio 23 (CD), and the calculation file for this report will be added to the record.\n\nv. Given that methodology RJD-009-2010 mentions in section \"3.5.2. Source of Information: (...) For these purposes, a maximum of 40 years of age will be considered, as this is the accounting useful life of these assets.\", and mentions in section \"3.5.4. Life in operation or age of the plant: (...) Note: the maximum period to consider for Vo will be 40 years.\" And considering that the Santa Rufina plant is more than 40 years old, a maximum of 40 years is therefore considered as part of the calculation of the age factor.\n\nvi. Methodology RJD-009-2010 mentions in section \"3.5.4.: The calculation of the age or life in operation (Vo) of each plant will be estimated as the difference between the date on which each plant entered operation and December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation (...).\" Given that file ET-071-2016, corresponding to this tariff application, was opened on October 31, 2016, December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation therefore corresponds to December 31, 2015.\n\nvii. In accordance with the provisions of methodology RJD-009-2010, section 3.4.1., regarding the sources of information for the calculation of operating costs: \"In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants to be tariffed.\", and considering that the IE has new information from a similar plant at a disaggregated level of operating and administrative costs, which is Suerkata with Audited Financial Statements as of Sept-2016, and in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application, the objector is informed that after the exclusion of accounts related to \"depreciation expenses and financial expenses, because according to the model's premises, it is about tariffing plants whose cost was already covered via tariffs through previous contracts\" established by the aforementioned methodology, the resulting percentage of administrative costs as the calculation estimate is 88.64%.\n\nviii. The response provided to the opposition of Vara Blanca in section III. 1.b) of this report is reiterated, with respect to official letter 949-RG-2016.\n\n4. Plantas Eólicas Limitada, legal entity identification number 3-102-140259, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as absolute general attorney (folio 162 to 176, 177 to 190, 191 to 207):\n\na) That the data for the investment cost factor (factor de costos de inversión) be updated to the date of October 2016.\n\nb) That the data for the operating cost factor and the exchange rate be updated to the date of October 2016.\n\ne) That the date of November 31, 2016, be used for the calculation of the age factor.\n\nd) That the \"Power\" beta be used instead of \"General\".\n\ne) Include Volcán for the calculation of the plant factor for the year 2015.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) The data for the investment cost factor have been updated to the date of October 2016.\n\nb) The data for the operating cost factor and the exchange rate have been updated to the date of October 2016.\n\ne) Methodology RJD-009-2010 mentions in section \"3.5.4.: The calculation of the age or life in operation (Vo) of each plant will be estimated as the difference between the date on which each plant entered operation and December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation (...).\" Given that file ET-071-2016, corresponding to this tariff application, was opened on October 31, 2016, December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation therefore corresponds to December 31, 2015.\n\nd) The objector is informed that, after the corresponding assessments, in past tariff studies the category corresponding to \"Electric Utility\" was used; however, this category no longer exists, the most similar being \"Utility (General).\" This considers that both Utility General and Power have the same shortcomings regarding their composition of companies related to electricity generation with sources other than hydroelectric, as well as those vertically integrated (transmission and distribution).\n\ne) The Volcán plant is included with a nameplate capacity of 17,000 kW according to the ARESEP databases.\n\n5. Mario Alvarado Mora, identity card No. 401290640, takes the floor:\n\na) \"Considering the spreadsheet that ARESEP has included in file ET-071-2016, which can be obtained in the digital file; in the year 2015, the table corresponding to the plant factor calculation totals the results in the row corresponding to the Volcán X plant, excluding that value from the weighted calculation of the plant factor for that year. The correct calculation should include the plant value of the Volcán X plant and total the values to define the weighted plant factor for 2015.\"\n\nb) \"The use of a database such as that indicated by the GTPIR is distant from the postulates of transparency and technical rigor that the Regulatory Authority has been indicating, and furthermore affects the tariff calculations produced from this source. We very respectfully request that this Authority correct this problem by using local, traceable databases that in many cases form part of the files that ARESEP already has.\"\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) The Volcán plant is included with a nameplate capacity of 17,000 kW according to the ARESEP databases.\n\nb) It is clarified that although the objector does not provide the technical information necessary to quantify the differences between the investment costs of energy generation projects in Costa Rica compared to the rest of Central America, it is considered that the information extracted from the \"Regional Indicative Generation Expansion Plan. Period 2012-2027\" (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027), prepared by the Electrification Council of Central America - Regional Indicative Planning Working Group (GTPIR) -, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those tariffed, as established by methodology RJD-009-2010.\n\n6. Manrique Rojas Araya, identity card No. 108930107, takes the floor:\n\na) \"International Accounting Standard 21, which is called The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates, indicates that for this type of calculations, one must be consistent using a single modality, meaning that one must use either only the selling exchange rate or only the buying exchange rate. Therefore, the specific request is that, for technical rigor, what International Accounting Standard Number 21 dictates be applied for the purposes of changing currency between the Costa Rican colón and the United States dollar.\"\n\nb) \"ARESEP is using criteria substantially different from those used in the previous tariff setting, approved through resolution RIE-124-2015 of December 16, 2015. It is requested that, inconsistent with technical rigor, those same criteria contained in resolution RIE-124-2015 be used instead of those being proposed in this tariff setting.\"\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) Methodology RJD-009-2010 is silent as to which exchange rate to use for currency conversion purposes - from dollars ($) to colones (¢) and vice versa - as part of the calculations of the different sections that make up the resulting tariff. Notwithstanding the foregoing, it is important to clarify that tariff criteria not included in the methodologies cannot be arbitrary; they must be adhered to technique and science, the foregoing in accordance with Article 16 of the LGAP. Thus, the use of the exchange rate to convert dollars to colones is based on the dynamics of a currency market. The criterion of the Energy Intendancy is as follows: a) if it is required to convert colones to dollars, the selling exchange rate is applied; and, b) if it is required to convert dollars to colones, the buying exchange rate is applied. For these purposes, the \"Buying and selling exchange rate of the United States dollar\" published by the Central Bank of Costa Rica on its website in the economic indicators section is used, the address of which is attached below: http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?CodCuadro=400, in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application.\n\nb) In accordance with the provisions of methodology RJD-009-2010, section 3.4.1., regarding the sources of information for the calculation of operating costs: \"In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants to be tariffed.\", and considering that the IE has new information from a similar plant at a disaggregated level of operating and administrative costs, which is Suerkata with Audited Financial Statements as of Sept-2016, and in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application, the objector is informed that after the exclusion of accounts related to \"depreciation expenses and financial expenses, because according to the model's premises, it is about tariffing plants whose cost was already covered via tariffs through previous contracts\" established by the aforementioned methodology, the resulting percentage of administrative costs as the calculation estimate is 88.64%.\n\n7. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal entity identification number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 4-0129-0640, in his capacity as Absolute General Attorney:\n\na) The correct calculation (of the plant factor) must include the Volcán plant.\n\nb) That ARESEP adjust the database for the calculation of the Investment Cost (I) considering the transparency and technical rigor that must be employed in this type of proposal.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) The Volcán plant is included with a nameplate capacity of 17,000 kW according to the ARESEP databases.\n\nb) It is clarified that although the objector does not provide the technical information necessary to quantify the differences between the investment costs of energy generation projects in Costa Rica compared to the rest of Central America, it is considered that the information extracted from the \"Regional Indicative Generation Expansion Plan. Period 2012-2027\" (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027), prepared by the Electrification Council of Central America - Regional Indicative Planning Working Group (GTPIR) -, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those tariffed, as established by methodology RJD-009-2010.\n\n8. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., legal entity identification number 3-102-124093, represented by Mr. Ronald Álvarez Campos, identity card number 2-0530-0396, in his capacity as General Manager with powers of absolute general attorney without limit of amount:\n\na) That the parameter of Unit Operating Cost (Ca) be adjusted with a value updated to the date of analysis, considering for this purpose the original database (11 observations). Likewise, that 91.5% of the administrative expenses be included as part of the operating cost of the 6 ICE plants. All of which results in $125.98 per kW.\n\nb) That the parameter of Investment Cost (I) be adjusted with a value updated to the date of analysis, considering for this purpose the original database and the procedure previously described. For the case of updating values to August 2016, the Unit Investment Cost (I) parameter would have a value of $2,848.59 per kW.\n\nc) That the parameter of Plant Factor (fp) be adjusted with a value updated to the date of analysis, including the data from the Volcán plant, which with indexation results in 0.5262.\n\nd) That in the tariff setting corresponding to this public hearing, the Reference Tariff (TR) be adjusted with a value updated to the corresponding date of analysis, which for the case of updating values to August 2016 is $0.0758 per kWh.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) b), c) The objector is informed that, after conducting the corresponding assessments, the appropriate changes have been made for the calculation of the operating cost, investment cost, and plant factor according to their petitions, in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application.\n\nd) It is recommended to reject the argument indicated, given that the result corresponds to the incorporation of the accepted positions and the modifications made by the IE.\n\n9. Hidroeléctrica Caño Grande S.A., legal entity identification number 3-101-117981, represented by Mr. José Alberto Rojas Rodríguez, identity card number 2-0279-0612, in his capacity as President with powers of absolute general attorney without limit of amount:\n\na) That ARESEP be consistent in its selection of the administrative expenses it considers for the ICE plants used in the database to calculate the operating cost (Ca) variable, maintaining the criterion for recognizing administrative expenses applied in resolution RIE-124-2015.\n\nb) That ARESEP, for technical rigor, use a single exchange rate (buy or sell), and not mix both, when making conversions of values recorded in dollars to colones and vice versa.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) In accordance with the provisions of methodology RJD-009-2010, section 3.4.1., regarding the sources of information for the calculation of operating costs: \"In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants to be tariffed.\", and considering that the IE has new information from a similar plant at a disaggregated level of operating and administrative costs, which is Suerkata with Audited Financial Statements as of Sept-2016, and in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application, the objector is informed that after the exclusion of accounts related to \"depreciation expenses and financial expenses, because according to the model's premises, it is about tariffing plants whose cost was already covered via tariffs through previous contracts\" established by the aforementioned methodology, the resulting percentage of administrative costs as the calculation estimate is 88.64%.\n\nb) Methodology RJD-009-2010 is silent as to which exchange rate to use for currency conversion purposes - from dollars ($) to colones (¢) and vice versa - as part of the calculations of the different sections that make up the resulting tariff. Notwithstanding the foregoing, it is important to clarify that tariff criteria not included in the methodologies cannot be arbitrary; they must be adhered to technique and science, the foregoing in accordance with Article 16 of the LGAP. Thus, the use of the exchange rate to convert dollars to colones is based on the dynamics of a currency market. The criterion of the Energy Intendancy is as follows: a) if it is required to convert colones to dollars, the selling exchange rate is applied; and, b) if it is required to convert dollars to colones, the buying exchange rate is applied. For these purposes, the \"Buying and selling exchange rate of the United States dollar\" published by the Central Bank of Costa Rica on its website in the economic indicators section is used, the address of which is attached below: http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?CodCuadro=400, in turn considering the positions of the other objectors with respect to the same section of this tariff application.\n\n10. El Embalse S.A., legal entity identification number 3-101-147487, represented by Mr. José Alberto Rojas Rodríguez, identity card number 2-0279-0612, in his capacity as President with powers of absolute general attorney without limit of amount:\n\na) That ARESEP, to calculate the Operating Cost (Ca) variable, incorporate into the database the operation and maintenance costs of the hydroelectric plants of the cooperative and municipal electric distribution companies, which are recorded in ARESEP's own files, as has been detailed in this opposition.\n\nBelow is the response to the position put forward in the public hearing process:\n\na) The objector is informed that after the corresponding assessments, it is recommended to reject what is indicated in the position because the operating costs (administrative, operating, and maintenance) of the hydroelectric plants of the distribution companies are not yet 100% available, since these are in a process of regulatory accounting that will allow a better allocation of common costs between systems so that for each system and plant, its respective real cost, or the closest to this, is reflected, at which time their inclusion as part of the operating cost sample for private generators could be analyzed and assessed [...].\n\nIII. That in accordance with what has been stated in the preceding resultandos and considerandos and on the merits of the record, the appropriate course is to set tariffs for existing private generators that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), as ordered;\n\nTHEREFORE\n\nTHE DIRECTOR, WITH ADDITIONAL DUTIES, OF THE ENERGY INTENDANCY\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the following tariffs for existing private generators that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) in:\n\nTable No. 4\n\nTariff structure for existing hydroelectric plants (dollars/kWh)\n\nSource: Energy Intendancy\n\n(As reformed the tariff structure for existing hydroelectric plants previously by resolution RIE-110-2017 of October 31, 2017)\n\nTable No. 5\n\nTariff structure for existing wind plants (dollars/kWh)\n\nSource: Energy Intendancy\n\n(As reformed the tariff structure for existing wind plants previously by resolution RIE-110-2017 of October 31, 2017)\n\nII. To reiterate to private generators that sell electric energy to ICE under the protection of Law 7200, that in accordance with the provisions of resolution RJD-009-2010, they are under the obligation to annually submit audited financial statements to ARESEP, in which the sub-items comprising: individual operating and maintenance expenses, administrative expenses, and investment expenses are detailed; as well as the due justification of the relationship that each expense has with the provision of the public service, enabling the Regulatory Authority to have the greatest and best quantity of information necessary for adjusting the model to the real operating conditions of this sector.\n\nIII. To indicate to private generators that sell electric energy to ICE under the protection of Law 7200, that if they fail to comply with the provisions of resolution RJD-009-2010, the respective documentation will be sent to the General Directorate of User Service (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative proceedings.\n\nIV. To consider as a response to the oppositions, what is stated in \"Considerando II\" of this resolution.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Public Administration Act (Ley General de la Administración Pública, LGAP), notice is given that the ordinary appeals for reconsideration (revocatoria) and appellate review (apelación), as well as the extraordinary appeal for revision (revisión), may be filed against this resolution. The appeal for reconsideration (revocatoria) may be filed before the Energy Superintendent (Intendente de Energía), who is responsible for resolving it, and the appeals for appellate review (apelación) and revision (revisión) may be filed before the Board of Directors (Junta Directiva), which is responsible for resolving them.\n\nPursuant to Article 346 of the LGAP, the appeals for reconsideration (revocatoria) and appellate review (apelación) must be filed within a period of three business days, counted from the business day following the day of notification, and the extraordinary appeal for revision (revisión) within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nNOTIFY AND PUBLISH" }