{ "id": "norm-84472", "citation": "Resolución 067", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Banda tarifaria para generadores privados hidroeléctricos nuevos", "title_en": "Tariff band for new private hydroelectric generators", "summary_es": "La Resolución RIE-067-2017 de la Intendencia de Energía de la ARESEP fija la banda tarifaria aplicable a todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato de venta de energía con el ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200. La resolución aplica anualmente la 'Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas' (aprobada por RJD-152-2011 y sus modificaciones), actualizando sus variables clave. El proceso incluyó una audiencia pública en la que se presentaron tres posiciones, que fueron analizadas y respondidas técnicamente. La Intendencia calculó el costo de explotación, inversión y rentabilidad con base en muestras de plantas existentes y datos de mercado, excluyendo valores atípicos. Se determinó un factor de planta de 56,44%, un costo de explotación de 159,88 US$/kW, un costo de inversión promedio de 2.895,4 US$/kW y una rentabilidad de 9,78%. La banda tarifaria resultante tiene un límite inferior de 0,0639 US$/kWh, una tarifa promedio de 0,1016 US$/kWh y un límite superior de 0,1142 US$/kWh. Además, se establece la estructura horario-estacional de referencia. La resolución también extiende la aplicación de esta banda a plantas nuevas de fuentes no convencionales sin metodología específica, y reitera la obligación de los generadores de presentar estados financieros auditados anualmente. Se advierte que el incumplimiento puede dar inicio a procedimientos administrativos.", "summary_en": "Resolution RIE-067-2017 of ARESEP's Energy Intendancy sets the tariff band applicable to all new private hydroelectric generators that sign an energy sale contract with ICE under Chapter I of Law 7200. The resolution annually applies the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants' (approved by RJD-152-2011 and its amendments), updating its key variables. The process included a public hearing where three positions were presented, analyzed, and technically responded to. The Intendancy calculated exploitation costs, investment, and profitability based on samples of existing plants and market data, excluding atypical values. It determined a plant factor of 56.44%, exploitation cost of US$159.88/kW, average investment cost of US$2,895.4/kW, and profitability of 9.78%. The resulting tariff band has a lower limit of US$0.0639/kWh, an average tariff of US$0.1016/kWh, and an upper limit of US$0.1142/kWh. Additionally, a reference hourly-seasonal structure is set. The resolution also extends the band to new plants using non-conventional sources without a specific methodology, and reiterates the obligation of generators to submit audited financial statements annually. Non-compliance may trigger administrative proceedings.", "court_or_agency": "", "date": "14/07/2017", "year": "2017", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "Intendencia de Energía", "Ley 7200", "metodología tarifaria RJD-152-2011", "apalancamiento financiero", "costo de explotación", "costo de inversión", "factor de planta" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 32", "law": "Ley 7593" }, { "article": "", "law": "Resolución RJD-152-2011" }, { "article": "", "law": "Resolución RJD-027-2014" }, { "article": "", "law": "Resolución RJD-017-2016" } ], "keywords_es": [ "banda tarifaria", "generadores privados hidroeléctricos", "ARESEP", "Intendencia de Energía", "Ley 7200", "metodología tarifaria", "costo de explotación", "factor de planta", "apalancamiento financiero", "costo de inversión", "tarifa promedio", "estructura horario-estacional", "audiencia pública", "estados financieros auditados", "rentabilidad", "plantas hidroeléctricas nuevas", "ICE" ], "keywords_en": [ "tariff band", "private hydroelectric generators", "ARESEP", "Energy Intendancy", "Law 7200", "tariff methodology", "exploitation cost", "plant factor", "financial leverage", "investment cost", "average tariff", "hourly-seasonal structure", "public hearing", "audited financial statements", "profitability", "new hydroelectric plants", "ICE" ], "excerpt_es": "I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, en una banda inferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1016 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1142 US$ por kW.\n\nIII. Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la banda y la estructura tarifaria propuesta para la generación con plantas hidroeléctricas nuevas.\n\nIV. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.", "excerpt_en": "I. Set the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law 7200, at a lower band (lower limit) of US$0.0639 per kWh, an average tariff of US$0.1016 per kW, and an upper band (upper limit) of US$0.1142 per kW.\n\nIII. For all energy purchase-sale agreements from new plants that produce with non-conventional sources for which there is not yet a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority, the band and tariff structure proposed for generation with new hydroelectric plants shall apply.\n\nIV. Indicate to new private hydroelectric generators to which the tariffs established by this tariff methodology RJD-152-2011 apply, that they are obliged to annually submit to ARESEP the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made, which must be accompanied by due justification linking them to the provision of the public electricity supply service in its generation stage.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "Establishes the tariff band for all new private hydroelectric generators selling to ICE under Chapter I of Law 7200, with a lower limit of US$0.0639/kWh, average tariff of US$0.1016/kWh, and upper limit of US$0.1142/kWh, plus hourly-seasonal structure, also applicable to non-conventional sources without specific methodology.", "summary_es": "Se fija la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que vendan al ICE bajo el Capítulo I de la Ley 7200, con un límite inferior de 0,0639 US$/kWh, tarifa promedio de 0,1016 US$/kWh y límite superior de 0,1142 US$/kWh, más estructura horario-estacional, aplicable también a fuentes no convencionales sin metodología específica." }, "pull_quotes": [ { "context": "CONSIDERANDO II.1 ANÁLISIS DEL ASUNTO", "quote_en": "The sale price of energy by private generators to ICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, shall be regulated by means of a tariff band.", "quote_es": "Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria." }, { "context": "CONSIDERANDO II.1.d Definición de la banda", "quote_en": "At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band, as established by Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law 7200.", "quote_es": "En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200." }, { "context": "CONSIDERANDO II.1.b Costos de explotación", "quote_en": "Exploitation costs consider the variable and fixed operating costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or gains.", "quote_es": "Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 32" }, { "target_id": "norm-94082", "kind": "concept_anchor", "label": "Resolución RJD-152-2011" }, { "target_id": "norm-92943", "kind": "concept_anchor", "label": "Resolución RJD-027-2014" }, { "target_id": "norm-81401", "kind": "concept_anchor", "label": "Resolución RJD-017-2016" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=84472&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": true, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 067\n\n Fija la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos\nnuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA\nDE ENERGÍA\n\nRIE-067-2017\na las 13:58 horas del 14 de julio de 2017\n\nAPLICACIÓN\nANUAL DE LA \"METODOLOGÍA TARIFARIA DE\n\nREFERENCIA\nPARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA\n\nHIDROELÉCTRICAS\nNUEVAS\"\n\nET-025-2017\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 10 de agosto del 2011, mediante la\nresolución RJD-152-2011, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica\nnuevas\", la cual fue\npublicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada\nmediante resoluciones RJD-161-2011 publicada en La Gaceta No. 230 del 30 de\nnoviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta No. 74 del 17 de abril\nde 2012, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02\nde abril de 2014, y, RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta\nNo. 31 del 15 de febrero de 2016.\n\nII. Que el 9 de mayo de 2016, mediante la\nresolución RIE-055-2015, se fijó la banda tarifaria vigente para todos los\ngeneradores privados con plantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada\nen el Alcance No.73 de la Gaceta No. 88 del 9 de mayo del 2016.\n\nIII. Que el 24 de abril de 2017, mediante el\noficio 470-IE-2017, la IE solicitó al Departamento de Gestión Documental la\napertura del presente expediente, y (en el mismo oficio), a la Dirección\nGeneral de Atención al Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y\nconvocatoria a audiencia pública para la aplicación de oficio de la \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica\nnuevas\".\n\nIV. Que el 8 de mayo de 2017, mediante el\nAlcance 98 a La Gaceta No. 85, se publicó la convocatoria a la nota explicativa\ny a la audiencia pública.\n\nV. Que el 11 de mayo del 2017, se publicó la\nconvocatoria a la nota explicativa y a la audiencia pública en los diarios de\ncirculación nacional La Extra y La Teja, siendo el 23 de mayo de 2017 y el 14\nde junio de 2017 las fechas programadas para llevar a cabo ambas actividades.\n\nVI. Que el 14 de junio de 2017, se llevó acabo\nla audiencia pública para la aplicación anual de la metodología \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica\nnuevas\", durante la cual se\npresentaron 3 posiciones, de conformidad con el informe de posiciones 1955-DGAU-2017\n(folios 183 al 184) y según el acta de la audiencia (folios 171 al 182).\n\nVII. Que el 13 de julio de 2017, mediante el informe\ntécnico 0992-IE-2017, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y\nrecomendó, entre otros asuntos, fijar la banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la\nventa al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la\nLey 7200 (corre agregado en autos).\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del oficio 0992-IE-2017, citado y que\nsirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nII.\nANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1.\nAplicación de la metodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la\naplicación de la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de\ngeneración privada hidroeléctricas nuevas\" según la resolución RJD-152-2011 y\nsus modificaciones aprobadas.\n\nLa fórmula general del modelo se puede expresar\nmediante la siguiente ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:\n\nCE +\nCFC = p * E\n\nDonde:\n\nCE =\nCostos de Explotación\n\nCFC\n= Costo Fijo por Capital\n\nP =\nPrecio de la Energía (variable de interés)\n\nE =\nExpectativas de ventas anuales (cantidad de energía)\n\nPor\nlo tanto, despejando el precio, tenemos:\n\np =\n(CE + CFC) / E\n\nSe\nregulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al\nICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda\ntarifaria.\n\nA\ncontinuación, se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables\ndel modelo.\n\na. Expectativas de ventas (E)\n\nPara\nestimar la variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la\ncantidad de energía a vender durante el año, se consideró la siguiente\necuación:\n\nE =\nC * 8760 * fp\n\nDonde:\n\nE =\nExpectativa de ventas anuales (cantidad de energía)\n\n8760\n= Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días)\n\nfp =\nFactor de planta aplicable según fuente\n\nC =\n1 (capacidad unitaria, simplificación del cálculo del modelo)\n\nSegún\nla metodología RJD-152-2011, el valor del factor de planta (fp) que se utilice\nen este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas\nprivadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW que\ndisponga la Aresep para los últimos cinco años. Se usarán únicamente los datos\nde las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o\n\nmás\nmeses del respectivo año. Adicionalmente, se incluyen los factores de planta\nproveniente de los concursos realizados por el ICE para adquirir energía.\n\nPara\nel periodo 2012 - 2015, se utilizó la información de la resolución RIE-055-\n2016, en el caso del año 2016, se utilizó la información de potencia nominal\n(suministrada por el CENCE) y la producción anual (suministrada por el Área de\nMercados de la IE).\n\nDe\nacuerdo con lo establecido, el valor del factor de planta se calculó de la\nsiguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimó un\npromedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtiene\nel promedio aritmético de los cinco valores resultantes, determinándose de esta\nmanera el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria.\n\nEl\nfactor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una\nplanta hidroeléctrica nueva es de 56,44% (ver Anexo No. 1).\n\nb. Costos de explotación (CE)\n\nLos\ncostos de explotación consideran los costos de operación variables y fijos que\nson necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para\nnuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e\nimpuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.\n\nLa\nmetodología tarifaria vigente indica que el cálculo de esta variable se\nobtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación\nde plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades\ninstaladas.\n\nPara\nla determinación de la muestra del presente estudio se tomó un límite de\nplantas de hasta 50 MW, aunque la metodología no establece un límite de\npotencia a utilizar, dicho criterio se definió con base en los principios de la\nciencia y la técnica dispuestos en los artículos del 15 al 17 de la LGAP, ya\nque resulta de verificar las bases de datos con que cuenta la IE y de\ndeterminar los proyectos con capacidades más cercanas o parecidas a los que se\ndesea tarifar en esta ocasión, siendo los mismos los menores a 50 MW; siendo\nconsistente con fijaciones tarifarias realizadas en el pasado por esta\nIntendencia, como por ejemplo, las fijaciones tarifarias para generadores de\nplantas existentes que firman un nuevo contrato con el ICE.\n\nEn\nese contexto, la muestra utilizada para el cálculo de los costos de explotación\nconsta de 13 plantas, según se indica: los datos de las plantas Echandi, La\nGarita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I y Toro III se tomaron del Informe de\nCostos del Sistema de Generación del 2015 del ICE; la información de las\nplantas Cubujuquí, El Ángel y Sigifredo Solís se tomó de las fijaciones\ntarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en\nlos últimos años (datos considerados como promedio del 2011, excepto para\nCubujuquí, que es un dato de enero 2013); y la información de Suerkata y Vara\nBlanca del 2016 que fue tomada de los Estados Financieros Auditados aportados\npor las mismas firmas a Aresep. Adicionalmente, se incorporó los costos de\nexplotación, obtenidos por medio del cumplimiento del Acuerdo 06-06-2017 de\nJunta Directiva, de las plantas Platanar y La Rebeca (OT-082-20151).\n\n1 Nota:\nActualmente se está llevando un proceso de conformación de nuevo expediente\npara almacenar toda la información recopilada por medio del cumplimiento del\ncitado Acuerdo 06-06-2017 de Junta Directiva, por lo que en ambos expedientes\nse dejará consignado apropiadamente. El nuevo expediente es el OT-080-2017.\n\nSe\nincluyó la planta Toro III de conformidad con el acuerdo 07-27-2015 del acta de\nsesión extraordinaria de la Junta Directiva celebrada el 22 de junio de 2015,\nen el cual la Junta Directiva de la Aresep le solicitó a la IE, \"valorar la\ninclusión de la Planta Toro III en la determinación de dicho costo en la fijación\nde la tarifa para los generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un\nnuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE\". Se considera\npertinente la inclusión de Toro III, por tratarse de una planta nacional con\nuna potencia menor de 50 MW, sin embargo, se considera la mitad de su placa\nnominal ya que, los datos de costos de generación que aparecen en el \"Informe\nde Costos del Sistema de Generación del 2015\" corresponden con la mitad de los\ncostos totales de dicha planta.\n\nLos\ndatos fueron indexados con el Índice de Precios al Productor de la Manufactura\n(IPP-MAN)2 al mes de febrero de 2017, y se convierten a dólares del\nperiodo actual con el tipo de cambio de venta promedio de febrero de 2017, esto\ndebido a que la tarifa está expresada en esta moneda.\n\n2 A partir de\nenero 2015 el Banco Central de Costa Rica suspende el cálculo del índice de\nPrecios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al\nproductor con una base más reciente, el IPPMAN; este nuevo indicador le da\ncontinuidad a la serie del IPPI. El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y\nlos niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un\nenlace con las variaciones del IPPI.\n\nCon\nestos datos, el costo de explotación se calculó de la siguiente manera:\n\ni. Se\ntomó los datos de costos de explotación de la muestra de plantas\nhidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.\n\nii. Se\nhace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la\nfunción que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.\n\niii. Se\nutilizó la función de la curva estimada, y se le evaluó una planta de 10 MW,\nque es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley N° 7200.\n\niv. En\ncada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación\nque se dispongan y que correspondan a plantas\n\nhidroeléctricas que operen en el país.\n\nEl\ncosto de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente\npara una planta hidroeléctrica nueva es de 159,88 US$ por kW (ver Anexo No. 2 y\n3).\n\nc. Costo fijo por capital (CFC)\n\nMediante\nel componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con\nlos que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a\nefectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la\nplanta.\n\nEl\nCFC depende de las siguientes variables:\n\ni.\nApalancamiento\n\nEl\napalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital\npropio.\n\nEl\ncálculo se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de\nplantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se\npretende tarifar.\n\nPara\nesa muestra, se calculó un promedio ponderado por capacidad instalada de cada\nplanta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de 2 proyectos\nhidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la Aresep y 22\ndatos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE, según la base de datos que\ndispone la Aresep.\n\nEl\npromedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los\ncuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo No. 4).\n\nii.\nRentabilidad sobre aportes al capital (ρ)\n\nEl\nnivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de\nValoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de\ninformación indicadas en la resolución RJD-027-2014, siendo estas:\n\n. La\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro\nde los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo\nperíodo de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está\ndisponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de\ninternet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nPor lo\ntanto, el promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años\n\nes\nde 2,13% (ver Anexo No. 5).\n\n. Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\", la cual está\ndisponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nPor lo tanto, el promedio simple de la prima por\nriesgo de los últimos 5 años es de 5,67% (ver Anexo No. 6).\n\n. Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados \"Risk\nPremiums for the other markets\" en donde el riesgo país se denomina \"Country Risk Premium\". Los\nvalores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr.\nAswath Damodaran, en la dirección de internet:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\nPor lo tanto, el promedio simple del riesgo país de\nlos últimos 5 años es de 3,42% (ver Anexo No. 7).\n\nSegún lo indica la RJD-027-2014, la fuente de\ninformación elegida para las variables descritas anteriormente, será utilizada\nde manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al\npromedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5\nobservaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se\ndisponga de información).\n\n. Relación\nentre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y),\ndonde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo\nindicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento\n(RJD-027-2014).\n\nEn este caso se utiliza el apalancamiento calculado\nen el punto i. anterior, que da como resultado 73,98%.\n\n. Beta\ndesapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la\ninformación publicada por el Dr. Aswath Damodaran, pero no es posible utilizar\nun promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no\ntiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos.\n\nPor esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia\ndel beta desapalancado del servicio de electricidad de la industria \"Utility General\" en los Estados\nUnidos de América disponible de la página de internet:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html\n\nEl uso de dicho indicador ya ha sido analizado en\ninformes anteriores de esta Intendencia, considerando que es el más\nrepresentativo para el sector eléctrico nacional.\n\nPor tanto, el valor obtenido del beta es de 0,2496\n(ver Anexo No. 8). Al apalancarlo, de acuerdo con lo señalado en el apartado de\napalancamiento, da como resultado un nivel de beta de 0,7464.\n\n. Tasa\nde impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La\ntasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto\nsobre la Renta, Ley No. 7092.\n\nPor tanto, el nivel de rentabilidad para las\nplantas hidroeléctricas nuevas es de 9,78% (ver Anexo No. 9).\n\niii. Tasa de interés\n\nSe utilizó el promedio mensual de los valores de\nlos últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa\nRica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta\nmeses, es decir, de febrero 2011 a enero 2016, la tasa de interés mencionada\nanteriormente obtenida es de 9,00% (ver Anexo No. 10).\n\niv. Vida económica del proyecto (v)\n\nSegún lo establecido en la resolución RJD-152-2011\ny RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto\nes de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para\ndefinir la tarifa. Se supone que la vida económica es la mitad de la vida útil\ndel proyecto, estimada en 40 años.\n\nv. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nSegún lo establece la resolución RJD-152-2011 y la\nRJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración,\npara que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que\nes el máximo permitido por la ley.\n\nvi. Edad de la planta\n\nDado que, en la presente metodología, las plantas\nson nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.\n\nvii. Monto de la inversión unitaria (M)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales\nnecesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para\nnuestro país.\n\nEl cálculo se efectúa a partir de los datos sobre\ncostos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas\niguales o menores que 20 MW, provenientes de cuatro fuentes de información:\n\na. La versión más reciente del \"Plan Indicativo\nRegional de Expansión de la Generación\", publicado por el Consejo de\nElectrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa\nRegional (GTPIR).\n\nb. Los informes realizados por la Autoridad\nReguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente\nde plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante\nlos últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser\nutilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca\n(ET-185-2010).\n\nPara estos datos se calculó los intereses durante\nel periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.\n\nPara la P.H. El Ángel se consideró una inversión\ntotal de $10 324 715 según consta en el folio 882 del ET-169-2010, con una\ncapacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por la Aresep a la P.H.\nVara Blanca fue de $7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su\ncapacidad es de 2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de\ngracia, por esta razón se estimó como el equivalente a dos años de intereses\nsobre el valor promedio de inversión calculada (se utilizó la tasa de interés\nque se obtiene de calcular el promedio de la tasa publicada por el Banco\nCentral de Costa Rica para los préstamos al sector industrial en dólares, de\nlos bancos privados, para el 2011).\n\nc. Información auditada sobre costos de inversión\nde nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el\nmarco de la Ley No.7200.\n\nd. Los concursos realizados por el ICE para\nadquirir energía de los generadores privados.\n\nExclusión\nde los valores extremos:\n\nLos costos de inversión (indexados a febrero 2017)\npresentan un promedio de 3.017,4 US$/kW. Según la regla empírica del Teorema de\nChebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites\nestablecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango\nconfeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del\npromedio, se encuentran 4 elementos fuera de estos límites, lo que se\nconsideran valores atípicos y se recomienda su exclusión de los análisis\nfuturos (ver Anexo No. 11).\n\nDe la muestra obtenida con la información de las\nfuentes anteriores, se realizó lo siguiente de conformidad con la metodología:\n\na. La muestra se separa por rangos de capacidad\ninstalada, en cinco grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4\nMW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8\nMW, el de 8,1 MW a 12 MW, el de 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.\n\nb. El costo de inversión para cada uno de los proyectos\nincluidos en la muestra se actualizó con el Índice al Productor Industrial de\nEstados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie\nWPUIP2310001 del Bureau of Labor Statistics. Se utilizó este índice por dos\nprincipales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una\nplanta hidroeléctrica y por consistencia con anteriores fijaciones tarifarias.\n\nSe obtiene el costo de inversión promedio de las\nplantas incluidas en cada uno de los grupos.\n\nPor tanto, se obtiene el monto de la inversión\nunitaria como el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los\ngrupos de plantas, el cual es 2 895,4 US$ por kW (ver Anexo No. 12).\n\nAsimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo\nvalor es de 0,1183 (ver Anexo no. 13).\n\nPor último, se obtiene el valor del Costo Fijo por\nCapital (CFC) multiplicando los dos valores anteriores, el cual es de 342,54\nUS$ por kW.\n\nd.\nDefinición de la banda\n\nPara establecer la banda tarifaria se realizan los\nsiguientes pasos:\n\ni. Se calculó la desviación estándar\ncorrespondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión\npromedio, lo que da como resultado 526,2 US$ por kW.\n\nii. El límite superior se establece como el costo\nde inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i\nanterior, es decir, 2 895,4 US$ por kW + 526,2 US$ por kW = 3.421,6 US$ por kW.\n\niii. El límite inferior se establece como el costo\nde inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i\nanterior, en otras palabras, 2 895,4 US$ por kW - 3* 526,2 US$ por kW = 1.316,9\nUS$ por kW.\n\nEn ningún momento los precios pagados por la compra\nde energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda\ntarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo\nestablece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200.\n\ne. Cálculo\nde la tarifa\n\nUna vez calculadas todas las variables, se\nintroducen a la fórmula de cálculo de tarifa de venta y el resultado es 0,1016\nUS$ por kW, con un máximo de 0,1142 US$ por kW y un mínimo de 0,0639 US$ por kW\n(ver Anexo No. 14).\n\nf.\nEstructura horario-estacional:\n\nLa estructura horaria estacional que se utilizó es\nla aprobada por la RJD-152-2011. La estructura tarifaria de referencia para una\nplanta de generación de electricidad hidroeléctrica nuevas según los parámetros\nadimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:\n\ng. Moneda\nen que se expresará la tarifa\n\nSegún lo establece la resolución RJD-152-2011, las\ntarifas resultantes de la metodología tarifaria vigente serán expresadas y\nfacturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).\n\nLas condiciones en que se realicen los pagos se\ndefinirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y\ncon base en la normativa aplicable.\n\nh. Ajuste\nde los valores de la banda tarifaria\n\nLos valores de la banda tarifaria se revisarán al\nmenos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.\n\ni. Obligación\nde presentar información\n\nComo se establece mediante la RJD-152-2011, los\ngeneradores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas\nestablecidas mediante esta metodología están en la obligación de presentar\nanualmente a la Aresep los Estados Financieros Auditados del servicio de\ngeneración que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como\nel costo total de la inversión realizada. Lo anterior debe acompañarse de la\ndebida justificación que los relacione con la prestación del servicio público\nde suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.\n\nj.\nAplicación de la metodología\n\nEl resultado del modelo es aplicable a las\nfijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de los\ngeneradores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el\nmarco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, para aquellas\ncompraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas\nprivadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que\nsean jurídicamente factibles y deben ser reguladas por Aresep, y para aquellas\ncompra-ventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con\nfuentes no convencionales para las cuales no existe aún una metodologías específica\naprobada por la Autoridad Reguladora. La banda tarifaria aplicable a la\ngeneración privada con fuentes no convencionales de energía para las que no\nexista una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante\nesta metodología, sin considerar estructura estacional.\n\n[.]\n\nIV.\nCONCLUSIONES\n\n1. Aplicando\nla metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos\nnuevos, se obtiene que el factor de planta es de 56,44%; el valor promedio del apalancamiento\nfinanciero es de 73,98%; la rentabilidad es del 9,78 %; el costo de explotación\nes de 159,88 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 2 895,4 US$ por\nkW.\n\n2. Con\nla actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para\nplantas de generación privada hidráulicas nuevas, da como resultado una banda\ninferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1016\nUS$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1142 US$ por kW.\n\n3. La\nestructura tarifaria para la generación hidráulica es:\n\n [.]\n\nII. Que en cuanto a las oposiciones presentadas\nen la audiencia pública, del estudio técnico 0992-IE-2017, que sirve de base\npara la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1. Central\nHidroeléctrica Vara Blanca S.A., cédula de persona jurídica 3-\n101-141401, representada por el señor Esteban José Lara Erramouspe, cédula de\nidentidad número 1-0785-0994, en su condición de apoderado generalísimo (folios\n137 al 146).\n\na) Factor\nde Planta. La introducción de las plantas que participan en los concursos no\ntiene razón alguna, ya que se mezclan datos estimados promedio a un cálculo que\ntiene valores reales de operación de las plantas privadas que participan en el\nmercado. La introducción de estos valores no es correcta y debe ser eliminado\ndentro del cálculo.\n\nb) Factor\nde Planta. En caso de no ser atendida la anterior observación, lo correcto es\nque tomen los datos que se tiene en la misma hoja de cálculo de los proyectos\nde la convocatoria I-2012 del ICE y sean introducidos.\n\nc) Sobre\nmanejo muestras utilizadas para determinación de Costo de Operación y Valor de\nla Inversión. En lo correspondiente a los costos de operación, se hace una corrección\nal tamaño de la muestra, la cual pasa de un valor medio de la muestra de 18,12\nMW a 10 MW por corrección. Se sugiere que la Aresep haga el esfuerzo de hacer\nla regresión respectiva para determinar el valor medio de la inversión de 10\nMW. Además, para los costos de inversión, el promedio de la muestra es de 7,10\nMW y no se utiliza ningún tipo de regresión para que exista concordancia en\ndatos aplicados.\n\nA continuación, la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso de audiencia pública:\n\na) Según\nla modificación RJD-017-2016 a la metodología RJD-162-2011, para el cálculo del\nfactor de planta como parte de las expectativas de energía, se establece que:\n\n\"El valor del factor de planta que se utilice en\neste modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas\nprivadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las\ncuales la ARESEP posea dicha información. (.) Se incluirá la información de\nfactores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía,\ncomo un dato adicional a la información real utilizada.\"\n\nAsí las cosas, a la IE se le imposibilita excluir\nlos datos mencionados como parte de la muestra para el cálculo del factor de\nplanta.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\nb) Según\nlo mencionado en el párrafo anterior acerca del cálculo del factor de planta\n(según la modificación RJD-017-2016 a la metodología RJD-162-2011), siendo que\nlos datos de la Convocatoria I-2012 del ICE consiste en 15 datos de plantas\nhidroeléctricas, pero solamente se incluyeron 6 datos en la presente aplicación\nde oficio (que representan los 6 proyectos seleccionados por el ICE), la IE\nprocede, de conformidad con la modificación a la metodología mencionada, a\nrealizar la inclusión de la totalidad de los datos como parte de la muestra\npara el cálculo del factor de planta.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger esta posición.\n\nc) Según\nla modificación realizada por medio de la resolución RJD-027-2014 a la\nmetodología tarifaria contenida en la resolución RJD-162-2011, para calcular\nlos costos de operación:\n\n\"b) Se hace un ejercicio de regresión para estimar\nla curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y\ncosto de explotación\". Seguidamente, la metodología RJD-162-2011 establece: \"c)\nSe utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de\n10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº\n7200.\"\n\nAl respecto, a pesar de que el valor medio de la\nmuestra seleccionada para el cálculo de los costos de explotación es de 18,21\nMW, la IE realiza de conformidad con lo establecido en la metodología y\nmodificaciones mencionadas, utilizando el valor de 10 MW para evaluar dicha\nfunción de regresión con el fin de calcular el costo de explotación.\n\nPor otro lado, con respecto al cálculo de los\ncostos de inversión, la metodología y sus modificaciones establece un\nprocedimiento de cálculo completamente distinto al cálculo de los costos de\noperación, que en términos generales consiste en el promedio de los costos de\ninversión de un grupo de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas\niguales o menores a 20 MW, tal y como se muestra en el archivo de Excel adjunto\nal presente informe. Por tanto, a la IE se le imposibilita realizar el\nprocedimiento de regresión para los costos de inversión en los términos\nsugeridos, considerando que se aparta de lo establecido en dicho apartado de la\nmetodología y modificaciones mencionadas.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\n2. Instituto\nCostarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número\n4-000-042139, representada por el señor Guillermo Alan Alvarado, cédula de\nidentidad número 601720455, en su condición de apoderado especial\nadministrativo (folios 147 al 156).\n\na) Sobre\nlas muestras para el cálculo del factor de planta. Es criterio técnico del ICE\nque, los factores de planta que cada oferente presentó en la Convocatoria\nI-2012 y Convocatoria I-2014, son factores de planta promedio, debido a que:\n\na) la energía producida anual se obtiene a partir\ndel comportamiento horario a lo largo de un año promedio de operación\n(histórico), el cual, a su vez, se comporta de acuerdo con los caudales\npromedios obtenidos de un estudio hidrológico;\n\nb) para proyectos hidroeléctricos, el factor de\nplanta se estructura en la planificación y optimización del proyecto, teniendo\nen cuenta la distribución estadística del flujo de energía (caudales) y las\ncaracterísticas de demanda del mercado para la energía;\n\nc) la energía promedio anual se estima de acuerdo\ncon los caudales promedios obtenidos en los estudios hidrológicos; d) la\ndisponibilidad del recurso y el régimen de caudales afectan en gran manera la\nproducción energética anual, con la energía media anual producida y la energía\nteórica estimada se obtiene el parámetro de factor de planta.\n\nEl opositor continúa alegando que los oferentes\nemplean para sus estimaciones financieras, factores de planta promedio durante\nla vida útil de la planta, es decir, no utilizan factores de planta específicos\npara cada año de operación. Se parte del supuesto que, en un futuro se puede\nrepetir una serie hidrológica similar y, por lo tanto, se simula un factor de\nplanta que se podría repetir para el periodo de análisis.\n\nEn ese sentido, es criterio del ICE que la IE debe\nincluir para los años 2013, 2014, 2015 y 2016 los factores de planta de todos\nlos proyectos participantes en la Convocatoria I-2012 y, adicionalmente, para\nlos años 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos\nparticipantes en la Convocatoria 2-2014.\n\nb) Sobre\nla indexación de los costos de explotación. Para algunas plantas de la muestra,\nla IE toma un \"Ib\" (factor de indexación) que no coincide con la fecha en que\nse registra el costo. Este error está presente en la indexación de las plantas\ndel ICE: la IE utiliza un factor de indexación promedio de 2016, cuando la\ninformación de las plantas está actualizada a 2015, por lo que el factor de\nindexación a utilizar es el promedio de 2015.\n\nc) Sobre\nlos costos de explotación utilizados por la IE. Resulta imperativo que el ente\nregulador aplique a los generadores privados el mismo criterio y procedimiento\nal que se somete al ICE en las solicitudes ordinarias para la fijación de\ntarifas de venta de electricidad, en relación al escrutinio exhaustivo de las\npartidas que cumplen con el principio del servicio al costo, excluyendo los\nrubros que por su naturaleza no deben ser incorporadas en el reconocimiento\ntarifario sea porque corresponde a \".erogaciones innecesarias o ajenas a la\nprestación del servicio público\" (art. 32 inciso b Ley 7593), o a \".gastos de\noperación desproporcionados en relación con los gastos normales de actividades\nequivalentes\" (art. 32 inciso b Ley 7593).\n\nEn esta misma dirección, el análisis financiero de\nla estructura de costos y gastos a la información aportada por las plantas de\ngeneración privadas que realiza la IE de la Aresep, debe identificar partidas\ncuya variación resulta desproporcionada o no se aporta justificación alguna\npara su crecimiento; tal y como lo hace de forma permanente con el ICE.\n\nDe igual manera, debería excluir aquellos gastos\nque no le han sido reconocido al ICE en las tarifas de venta de electricidad y\neliminarlo de los gastos de las plantas ICE que se consideran en el cálculo de\nlas tarifas a generadores privados. Continuar haciéndolo de la manera actual es\ntotalmente discriminatorio, ya que a los generadores privados se incluyen la\ntotalidad de sus gastos sin ningún análisis en el cálculo de la tarifa, lo cual\natenta evidentemente el Principio de Igualdad.\n\nResulta necesario que el ente regulador atienda su\nobligación de dar seguimiento y comprobar que las cifras, a pesar de que sean\ndatos auditados cumplan con los principios de servicio al costo para ser\nconsiderados dentro del cálculo de la tarifa, siendo que los gastos sin\njustificación o desproporcionados incrementen la tarifa que paga el cliente\nfinal.\n\nA continuación, la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso de audiencia pública:\n\na) Según\nla modificación RJD-017-2016 a la metodología RJD-162- 2011, para el cálculo de\nfactor de planta se establece que:\n\n\"El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de\nplantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre\nlas cuales la Aresep disponga de información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del\ngrupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Este valor\nse actualizará en cada fijación tarifaria. Se incluirá la información de factores de planta\nproveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la\ninformación real utilizada. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre\nel cual Aresep posea información real más los datos de las convocatorias. El valor del factor de\nplanta se calculará de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un\npromedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el promedio\naritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a\nutilizar en la fijación tarifaria.\" (el subrayando no es parte del original).\n\nDe lo mencionado en el párrafo anterior, se\ninterpreta que se deben de incluir los datos de las convocatorias según\ncorresponda al año en que fueron generadas, tal y como se encuentra en la\npresente propuesta de aplicación tarifaria.\n\nPlasmar los datos de las convocatorias del ICE para\nlos años siguientes -tal y como lo solicita el petente al mencionar que \"la IE\ndebe incluir para los años 2013, 2014, 2015 y 2016 los factores de planta de\ntodos los proyectos participantes en la Convocatoria I-2012 y, adicionalmente,\npara los años 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos\nparticipantes en la Convocatoria 2-2014.\", no contribuye con la fundamentación\ndinámica de la modificación RJD-017-2016 en lo que respecta a la metodología\ncontenida en la resolución RJD-162-2011 correspondiente a plantas\nhidroeléctricas nuevas, cuando establece en el Por Tanto III lo siguiente:\n\n\"3.2. De las Convocatorias para adquirir bloques de\nenergía. (.) Una banda que incorpore nueva información revelada por los actores y\ndel mercado, tiene el conveniente de que las empresas en la industria revelen\nconvergencia en costos, dada la competencia por precios a la baja, logrando\naprovechar márgenes de eficiencia. (.) De esta manera, la Autoridad Reguladora\nestá proponiendo un proceso\ndinámico que toma en cuenta la naturaleza del mercado y/o\nsegmento del mercado, procurando que los beneficios que garanticen el servicio\nal costo y la continuidad y calidad del servicio, se traslade a los\nconsumidores, manteniendo el equilibrio entre ambos actores.\" (el subrayado no\nes parte del original).\n\nLo anterior se puede corroborar al observar los\ndatos de los factores de planta de un mismo proyecto, que fue propuesto por un\nmismo oferente tanto en la Convocatoria 1-2012 y como en la 2-2014, tal es el\ncaso del proyecto hidroeléctrico P.H. Torito de Hidro Canalete S.A. que\nparticipó en ambas Convocatorias con el mismo proyecto hidroeléctrico el cual\npresenta potencias casi idénticas (4.991 kW para el 2012 y 5.000 kW para el\n2014) y mismos precios ofertados (US$ 0,1348 por kWh). Sin embargo, se puede\nobservar que los factores de planta no son los mismos, a saber: ~84 contra ~60,\nrespectivamente.\n\nPor lo tanto, a la IE se le imposibilita acoger\nesta posición.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\nb) Se\nle indica al petente que se han realizado las valoraciones correspondientes, y\nse procedió a corregir los factores de indexación de las plantas mencionadas,\nconsiderando que corresponden con datos históricos del 2015, por lo que se tuvo\nque utilizar la fecha inicial el promedio del valor correspondiente al año 2015\ndel índice IPPMAN.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger esta posición.\n\nc) Se\nle indica al opositor que se han revisado los datos contables auditados de las\nplantas mencionadas La Rebeca y Platanar en cuanto a las cuentas que la\nmetodología tarifaria contenida en la resolución RJD-162-2011 permite reconocer\ncomo parte de los costos de explotación en la fijación tarifaria. Es importante\nmencionar que, en cuanto a los costos de explotación, la metodología referida\nRJD-162-2011 establece: \"El costo de explotación incluye los costos necesarios\npara mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país. No\nincluye gastos de depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las\nutilidades, o ganancias.\" Como se puede observar en el archivo de Excel de esta\naplicación tarifaria, se han excluido como costos de explotación aquellos que\nno cumplen con lo establecido por la metodología tarifaria vigente.\n\nAdicionalmente, se le indica al opositor que se ha\navanzado con respecto al proyecto de Contabilidad Regulatoria, así como en las\ncapacitaciones del Sistema de Información Regulatoria (SIR) que se realizaron\ndurante el mes de junio. Actualmente, se está en el proceso de consultas y\nrevisión del plan de cuentas, lo cual permitirá luego ir al periodo de consulta\npública y a su resolución.\n\nAdicionalmente, respecto a las condiciones\noperativas reales del sector, se establece: \"Otras consideraciones. Para\nmejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores\nprivados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas\nmediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar\nanualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos\noperativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá\ndisponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales.\nPara estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la\nempresa.\"\n\nPor tanto, la inclusión de los datos financieros\nauditados de la Planta Rebeca y Platanar, en lo que permite la metodología\nreferida, son producto de los esfuerzos recientes de la IE en cumplir con lo\ndictado por la metodología, la cual fue aprobada por Junta Directiva, para\najustar el modelo a las condiciones operativas reales del sector.\n\nPor último, se le indica al opositor que, de\nconformidad con la Estrategia E.3.5. del Objetivo Estratégico 3 del Plan\nEstratégico Institucional 2017 - 2022 de Aresep, el cual se trascribe a\ncontinuación: \"E.3.5 Incorporar en el diseño e implementación de las\nmetodologías tarifarias, la estimación precisa de los costos de la regulación\",\nla IE tiene previsto elaborar un informe técnico en el cual se incorporen todas\naquellas oportunidades de mejora a las metodologías tarifarias, de tal manera\nque se permita disponer de instrumentos metodológicos actualizados y acordes\ncon lo que se desea regular.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\n3. El Ángel\nS.A., cédula jurídica número 3-101-032590, representada\npor el señor Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad 8-0076-0703, en su\ncondición de Apoderado Generalísimo sin límite de suma (folios 157 al 161, del\n163 al 170 (presentación PowerPoint), y 171 al 182 (acta de audiencia)).\n\na) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"El Ángel no ha\nsolicitado un estudio tarifario (.) sino que presenta a la Autoridad Reguladora\nuna solicitud para que se restablezca el equilibrio financiero del contrato del\nProyecto Hidroeléctrico Ampliación que tiene con el ICE (.)\".\n\nb) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia): \"(.) La otra\nobservación que tenemos que hacer es que la aplicación anual, no incorpora los\nestudios e información que presentó El Ángel (.) en realidad no existe o no\nencontramos un procedimiento (.). Entonces, se presenta como respaldo de los\nargumentos un estudio que se llama \"Afectación del Equilibrio Financiero del\nProyecto Hidroeléctrico El Ángel Ampliación\". (.) El estudio en sí, lo que hace\nes un análisis de esta información y trae, calcula el valor presente neto del\nproyecto, el cual resulta ser negativo (.) De esta manera, ahora y si ustedes\nven bien la aplicación anual, a pesar de que en sus antecedentes indica que\nestá incorporando la solicitud del El Ángel dentro de este procedimiento, lo\ncierto del caso es que no existe ninguna referencia, ni los datos que se\nutilizan, están refrescados con la información que El Ángel está presentando y\nmucho menos hace una referencia expresa a lo que El Ángel está solicitando y no\nva a ser que ni por aparte tampoco se nos ha dicho, que haya que presentar\ninformación de x o y manera, ni tampoco si el estudio, este de afectación debe\nser reforzado en uno u otro sentido\".\n\nc) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia): \"(.) a esta parte la\nhemos llamado Diferencias Metodológicas porque de una u otra manera no vemos en\nla metodología que esta se adapte a proyectos que ya estén operando, como es el\ncaso de El Ángel, pero que sean considerados nuevos por la metodología y\ndigamos hay un tema esencial, digamos que ya la inversión está realizada y que\nla metodología esta, parte de una modificación al rubro de inversión.\"\n\nd) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"(.) si ustedes ven\nestá resaltado El Ángel dice que es 3,4 megas, en la columna de la izquierda\nvamos a encontrar plantas que se tomaron en cuenta para calcular el costo de\nexplotación y si observan la capacidad instalada difiere el dato de la\ncapacidad instalada para calcular el factor de planta (.) lo mismo sucede en el\ncaso de Vara Blanca\".\n\ne) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"En cuanto a la\ninformación para el costo de explotación, tenemos básicamente tres\nobservaciones; la primera es que dentro del universo de datos que está tomando\nla ARESEP para esta fijación está considerando las fijaciones individuales del\naño 2011, consideramos que esto no es técnicamente correcto, porque son valores\nque tienen mucho más de 5 años, eran evidentemente datos hipotéticos, sobre\nproyecciones y expectativas de cómo iba a operar el proyecto y que bueno, que\nARESEP tiene datos más recientes y reales que puede estar utilizando. De tal\nmanera, que estos no resultan ser representativos\".\n\nf) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"Una segunda\nobservación, es que la ARESEP indica en la página 6, que tiene una orden, me\nparece, de la Junta Directiva de utilizar el proyecto Toro III y dice; se\nconsidera pertinente en la inclusión de Toro III por tratarse de una planta\nnacional con una potencia de menor de 50 mega watts, sin embargo se considera\nla mitad de su placa nominal, ya que los datos de costos de generación que\naparecen en el informe de costos del Sistema de Generación del 2015,\ncorresponden con la mitad de los costos totales de dicha planta. Sin embargo,\nen el Excel obsérvese que la potencia de placa que se incorpora es la de la\ntotalidad y no la mitad que dice la aplicación anual, que debía de tomarse\".\n\ng) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"(.) la tercera\nobservación relacionada con los cálculos en costos de explotación es\nrelacionada con el universo de plantas existentes que toma ARESEP versus el\nuniverso de plantas que están reportadas en el Plan de Expansión de Generación\nEléctrica. En la columna de la izquierda pueden observar que hay temas que son\nplantas que no están tomadas en cuenta por la ARESEP, que es la columna de la\nderecha, incluso el 9 y el 10 vienen agrupados datos de generadores\nhidroeléctricos y bueno, consideramos que la muestra que toma, que se muestra\nen la columna de la derecha, es inferior al 50% de todas esas plantas y que\npodríamos tomar esa muestra.\"\n\nh) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"En cuanto al beta\ndesapalancado observamos que en el anexo 8, se menciona, no sabemos por qué que\nel índice que se toma de industria es el de, en el de agua, entonces, eso es un\naspecto que también invitamos a revisar.\"\n\ni) El\nÁngel S.A. menciona que: (según el acta de la audiencia) \"el hidroproyecto\npropiamente ha sufrido una serie de situaciones, que ha llevado a que el monto\nde inversión haya sido superior en un 13,6% y además ha habido otros costos\nrelacionados que inicialmente, digamos, están previstos, se han reconocido en\nla fórmula del reajuste que establece el contrato aprobado por la ARESEP, que a\nla fecha aplicando la fórmula establecida, daría un monto actual de 0,1196. (.)\nel hidroproyecto propiamente ha sufrido una serie de situaciones, que ha\nllevado a que el monto de inversión haya sido superior en un 13,6% (.)\nFinalmente, en cuanto a la información relacionada con el monto de inversión\nunitaria, consideramos igual, aquí el universo de datos toma en cuenta las\nfijaciones tarifarias individuales del 2010 -2011 y que tienen montos de\ninversión que digamos, están actualizados, entonces, ese monto de inversión\ndebería no tomarse de la fijación, sino el que está actualizado y luego que esto\nes un tema interesante, es que toma en cuenta también, datos de inversión de\nlos proyectos que presentaron una oferta ante el ICE para convocatoria, pero en\naquel entonces, no existían una serie de costos relacionados con modificaciones\nlas regulaciones, que en el caso de El Ángel se comprobó que encarecieron\nsustancialmente el proyecto, entonces, invitamos a que esos costos también sean\nconsiderados, porque son obligación de los generadores incurrir en ellos y\ntienen un costo importante. Por lo tanto, igualmente el monto de inversión de\nlos proyectos de convocatoria, tienen que ser actualizado a las nuevas\nexigencias regulatorias.\"\n\nA continuación, la respuesta a la posición\nplanteada en el proceso de audiencia pública:\n\na) Se\nle indica al opositor que, luego de las valoraciones correspondientes, se\nprocederá a ajustar los antecedentes del informe en función de lo aclarado en\nesta posición.\n\nEn lo que respecta a la solicitud de restablecer el\nequilibrio financiero del contrato entre El Proyecto Hidroeléctrico El Ángel\n(Ampliación) y el ICE, se le indica que la presente fijación tarifaria es por\nindustria, según la metodología tarifaria vigente en la resolución RJD-162-2011\ny sus modificaciones, razón por la cual la no procede realizar el análisis de\ncasos particulares.\n\nb) Se\nle indica al opositor que, de conformidad con la metodología establecida en la\nresolución RJD-162-2011 y sus modificaciones, así como la Ley 7593, la etapa de\naudiencia pública es el momento oportuno para presentar su posición ante la\npetición tarifaria en ciernes. De tal manera, que pueda ser considerada en la\netapa resolutiva de la tarifa de referencia para generadores hidroeléctricos\nnuevos.\n\nAdicionalmente, se le recuerda que, para la\npresente aplicación tarifaria, la Aresep realizó una nota explicativa el día 23\nde mayo de 2017 -la cual fue comunicada al público en general junto con la\nconvocatoria de la audiencia pública-, cuyo objetivo consiste en: \"Esta\nactividad es una iniciativa de la Aresep que tiene como finalidad aclarar dudas\ny consultas con respecto a dicha propuesta, para que de esta forma puedan\npresentar posiciones en la audiencia pública debidamente informados y habiendo\naclarado cualquier duda o consulta que tuvieran de la propuesta.\n\nEsta es una etapa diferente a la audiencia pública,\nes meramente informativa y sirve para resolver las dudas que se tuvieran, por\nlo que se les recuerda que en el caso que quisieran presentar una posición, no\nsería en este espacio, sino que deben presentar las posiciones por los medios\nque han sido señalados en la convocatoria publicada en Gaceta y/o en la\naudiencia pública del día 14 de junio del 2017.\"\n\nDicha nota explicativa está disponible para\nconsulta pública en la página web institucional de Aresep.\n\nc) El\npresente estudio tarifario está sustentado en la aplicación de la metodología\ntarifaria vigente para los generadores privados hidroeléctricos nuevos. En este\nsentido, cualquier propuesta de modificación a la metodología tarifaria vigente\ndebe ser presentada y tramitada por medio del Centro de Desarrollo de la\nRegulación de la Aresep, que es el órgano competente.\n\nd) Se\nle indica al opositor que los datos utilizados actualmente para definir las\nplacas de potencia de las plantas que forman parte de la muestra para el\ncálculo del factor de planta son proporcionados por el CENCE, los cuales fueron\nadjuntados a la hoja de Excel de la presente aplicación tarifaria en la cejilla\n\"FP\". Ahora bien, siendo que los datos de placa de potencia para P.H. El Ángel\ny P.H. Vara Blanca en la cejilla de \"Costo de Explotación\" no reflejan el mismo\nvalor (consignado en la cejilla del factor de planta), se procede a corregir\nambos datos en función de lo establecido por el CENCE.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger esta posición.\n\ne) Según\nla metodología tarifaria vigente, en el apartado de Costos de Explotación,\nestablece: \"El cálculo del valor del costo de explotación con los datos\ndisponibles en el momento en que se redactó este informe, se presenta en el\nAnexo 1. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.\" Así las cosas,\nla IE ha actualizado los datos utilizados en ese momento de la primera\naplicación tarifaria.\n\nEn este sentido, aun cuando la metodología es omisa\nen cuanto a la antigüedad permitida de los datos a considerar como parte de la\nmuestra para el cálculo de los costos de explotación, en el mismo compendio\nmetodológico se establece:\n\n\"Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados\nhidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología\ntarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera\nauditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá disponer de mejor\ninformación para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Para estos efectos se\ndeberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.\"\n\nPor lo tanto, debido a que no se dispone de un dato\nreal auditado para el último año fiscal de P.H. El Ángel S.A. y no se adjunta\ncomo parte de la oposición, la IE no puede modificar el dato del año 2011\nutilizado en la presente fijación tarifaria.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\nf) Se\nle indica al petente que se han realizado las valoraciones correspondientes, y\nse procederá a corregir la placa nominal de Toro III en cuanto a su\naplicabilidad en congruencia con los montos consignados en la cejilla \"HIDRO ICE\n2015\", los cuales corresponden con la mitad de la totalidad de los costos de\ngeneración de dicha planta, que forma parte para el cálculo de costos de\nexplotación para la banda tarifaria final.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger esta posición.\n\ng) Según\nla metodología RJD-162-2011, en el apartado de Costos de Explotación,\nestablece:\n\n\"El método de cálculo fue el siguiente: a) Se toman\nlos datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas\nque operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.\" Con respecto a\nlos costos de explotación propiamente, la metodología RJD-162-2011 establece\nque \"incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta en\ncondiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos\nfinancieros, impuestos asociados a las utilidades, o ganancias.\"\n\nY, según la modificación RJD-027-2014 a la\nmetodología RJD-162- 2011, establece:\n\n\"El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones\ntarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados\nque produzcan con plantas\nhidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece\nel Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica\nprovenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones\nsimilares a las que\n\nestablece\nla Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por\nARESEP (.).\"\n\nAhora bien, siguiendo la posición del opositor, del\nPlan de Expansión de Generación Eléctrica 2014 - 2035 se han identificado datos\nque, si bien corresponden con datos de plantas hidroeléctricas, no es posible\nagregarlas como parte de la muestra de datos para el cálculo de costos de\nexplotación, considerando que: 1 dato corresponde con la planta Doña Julia -la\ncual por su naturaleza de planta hidroeléctrica privada existente, no refleja\nla naturaleza de planta hidroeléctrica privada nueva-, 3 datos corresponden a\ndatos agregados no identificables de plantas específicas hidroeléctricas\nprivadas nuevas (\"Gen Priv Hidro1\", \"Gen Priv Hidro2\" y \"Gen Priv Hidro3\"), y\nlos demás datos corresponden con datos de plantas hidroeléctricas públicas (o\nde cooperativas) que tampoco corresponden con la naturaleza de planta\nhidroeléctrica privada nueva. Por tanto, a la IE se le imposibilita su\ninclusión como parte de la muestra para el cálculo de los costos de\nexplotación, tal y como lo establece la metodología y modificación referidas.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\nh) Se\nprocedió a corregir el nombre del beta utilizado, ya que, en el archivo Excel\nutilizado para los cálculos respectivos, se estaba vinculando con el nombre de\notro beta que no corresponde con el establecido en la metodología tarifaria\nvigente, siendo este el \"Utility (General)\" con un valor de 0,2496. Por tanto,\nla IE procederá a corregir el nombre del beta utilizado y el anexo\ncorrespondiente.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger esta posición.\n\ni) Según\nla modificación realizada mediante la resolución RJD-017-2016 a la metodología\ntarifaria vigente según la resolución RJD-162-2011, en el apartado de Costos de\nInversión, establece: \"El cálculo de este valor se efectuará a partir de los\ndatos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas\niguales o menores que 20MW, de los cuales se excluirán los valores extremos,\nprovenientes de cuatro fuentes de información: (.) c) Información auditada sobre costos de\ninversión de nuevas plantas hidroeléctricas que\nen el futuro vendan energía al ICE u otras empresas, en el marco de la Ley Nº\n7200 y la Ley Nº 8345.\"\n\nDebido a que el dato actualizado y mencionado por\nel opositor no es un dato auditado, el mismo no cumple con lo dispuesto en la\nmetodología referida, por lo cual no puede ser validado y mucho menos\nincorporado como parte de la muestra para el cálculo del monto de inversión.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger esta\nposición.\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo señalado en los\nresultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo\nprocedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados\nhidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto\nCostarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y\ncomo se dispone;\n\nPOR TANTO\n\nEL\nINTENDENTE DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la\nventa al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la\nLey 7200, en una banda inferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una\ntarifa promedio en 0,1016 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de\n0,1142 US$ por kW.\n\nII. Fijar la siguiente estructura tarifaria para\ntodos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato\npara la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo\nI de la Ley 7200, tal y como se detalla:\n\nIII. Para todas aquellas compraventas de energía\nproveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para\nlas cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad\nReguladora se les aplicará la banda y la estructura tarifaria propuesta para la\ngeneración con plantas hidroeléctricas nuevas.\n\nIV. Indicar a los generadores privados\nhidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante\nesta metodología tarifaria RJD-152-2011, que están en la obligación de presentar\nanualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de\ngeneración que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como\nel costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la\ndebida justificación que los relacione con la prestación del servicio público\nde suministro de energía eléctrica en su etapa de generación. Para estos\nefectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados financieros\nauditados de la empresa.\n\nV. Indicar a los generadores privados que le\nvendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley 7200, que de no cumplir con\nlo establecido en la resolución RJD-152-2011, específicamente en el apartado \"Otras\nconsideraciones. (.) Para estos efectos se deberá presentar al menos\nanualmente, los estados financieros auditados de la empresa.\", se remitirá a la\nDirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva,\ncon el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos\nadministrativos correspondientes.\n\nEn cumplimiento\nde lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la\nAdministración Pública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos\nordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de\nrevocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a quien\ncorresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse\nante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad\ncon el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación\ndeberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día\nhábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro\nde los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.\n\nNOTIFÍQUESE Y\nPUBLÍQUESE", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Full Text of Standard 067\n\n Establishes the tariff band for all new private hydroelectric generators\nthat sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA\nDE ENERGÍA\n\nRIE-067-2017\nat 1:58 p.m. on July 14, 2017\n\nANNUAL\nAPPLICATION OF THE \"REFERENCE TARIFF\nMETHODOLOGY\n\nFOR\nNEW PRIVATE HYDROELECTRIC\n\nGENERATION\nPLANTS\"\n\nET-025-2017\n\nWHEREAS:\n\nI. That on August 10, 2011, through\nresolution RJD-152-2011, the Board of Directors of Aresep approved the \"Reference\ntariff methodology for new private hydroelectric generation\nplants,\" which was\npublished in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and amended\nthrough resolutions RJD-161-2011 published in La Gaceta No. 230 of November\n30, 2011, RJD-013-2012 published in La Gaceta No. 74 of April 17,\n2012, RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 of April\n2, 2014, and RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 to La Gaceta\nNo. 31 of February 15, 2016.\n\nII. That on May 9, 2016, through\nresolution RIE-055-2015, the current tariff band was set for all\nprivate generators with new hydroelectric plants, which was published\nin Alcance No. 73 to La Gaceta No. 88 of May 9, 2016.\n\nIII. That on April 24, 2017, through\nofficial communication 470-IE-2017, the IE requested the Department of Document Management to\nopen this proceeding, and (in the same communication) requested the\nDirectorate General of User Services (DGAU) to prepare the respective explanatory note and\ncall for a public hearing for the ex officio application of the \"Reference\ntariff methodology for new private hydroelectric generation\nplants.\"\n\nIV. That on May 8, 2017, through\nAlcance 98 to La Gaceta No. 85, the call for the explanatory note\nand the public hearing was published.\n\nV. That on May 11, 2017, the call\nfor the explanatory note and the public hearing was published in the nationally circulated\nnewspapers La Extra and La Teja, with May 23, 2017, and June\n14, 2017, being the scheduled dates to carry out both activities.\n\nVI. That on June 14, 2017, the\npublic hearing for the annual application of the methodology \"Reference\ntariff methodology for new private hydroelectric generation\nplants\" was held, during which\n3 positions were presented, in accordance with the position report 1955-DGAU-2017\n(folios 183 to 184) and according to the hearing minutes (folios 171 to 182).\n\nVII. That on July 13, 2017, through technical\nreport 0992-IE-2017, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding and\nrecommended, among other matters, setting the tariff band for all\nnew private hydroelectric generators that sign a contract for\nsale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of\nLaw 7200 (added to the record).\n\nWHEREAS:\n\nI. That from official communication 0992-IE-2017, cited and which\nserves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\nII.\nANALYSIS OF THE MATTER\n\n1.\nApplication of the methodology\n\nThis section presents the detail of the\napplication of the \"Reference tariff methodology for new\nprivate hydroelectric generation plants\" according to resolution RJD-152-2011 and\nits approved amendments.\n\nThe general formula of the model can be expressed\nthrough the following economic equation from the perspective of the private generator:\n\nCE +\nCFC = p * E\n\nWhere:\n\nCE =\nOperating Costs\n\nCFC\n= Fixed Cost of Capital\n\nP =\nEnergy Price (variable of interest)\n\nE =\nAnnual sales expectations (quantity of energy)\n\nTherefore,\nsolving for price, we have:\n\np =\n(CE + CFC) / E\n\nThe\nenergy sale price by private generators to\nICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, shall be regulated through a tariff\nband.\n\nBelow,\nthe manner in which each of the model variables was calculated is detailed.\n\na. Sales expectations (E)\n\nTo\nestimate the variable called sales expectations, which corresponds to the\nquantity of energy to be sold during the year, the following\nequation was considered:\n\nE =\nC * 8760 * fp\n\nWhere:\n\nE =\nAnnual sales expectation (quantity of energy)\n\n8760\n= Number of hours in a year (24 hours * 365 days)\n\nfp =\nApplicable plant factor according to source\n\nC =\n1 (unitary capacity, simplification of the model calculation)\n\nAccording\nto the RJD-152-2011 methodology, the plant factor (fp) value used in\nthis model shall be obtained from data from Costa Rican private\nhydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW that\nAresep has for the last five years. Only data from plants of the aforementioned group that generated energy for 10 or\n\nmore\nmonths of the respective year shall be used. Additionally, the plant factors\ncoming from the tenders conducted by ICE to acquire energy are included.\n\nFor\nthe 2012 - 2015 period, the information from resolution RIE-055-\n2016 was used; for the year 2016, the nominal capacity information\n(supplied by CENCE) and annual production (supplied by the Markets\nArea of the IE) were used.\n\nIn\naccordance with what is established, the plant factor value was calculated in the\nfollowing manner: for each of the five years, an\narithmetic average of the values of each individual plant was estimated; then, the\narithmetic average of the five resulting values is obtained, thus determining\nthe plant factor data to be used in the tariff setting.\n\nThe\nplant factor resulting from the procedure described above for a\nnew hydroelectric plant is 56.44% (see Annex No. 1).\n\nb. Operating costs (CE)\n\nOperating\ncosts consider the variable and fixed operating costs that\nare necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for\nour country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and\ntaxes associated with utilities or profits.\n\nThe\ncurrent tariff methodology indicates that the calculation of this variable\nshall be obtained by determining a sample of the operating costs\nof hydroelectric plants operating in the country, with different installed\ncapacities.\n\nFor\ndetermining the sample for this study, a limit of\nplants up to 50 MW was taken; although the methodology does not establish a\ncapacity limit to use, this criterion was defined based on the principles of\nscience and technology set forth in Articles 15 to 17 of the LGAP, since\nit results from verifying the databases available to the IE and\ndetermining the projects with capacities closest to or most similar to those for which the tariff is to be set\non this occasion, these being those under 50 MW; being\nconsistent with tariff settings carried out in the past by this\nIntendancy, such as, for example, the tariff settings for generators of\nexisting plants that sign a new contract with ICE.\n\nIn\nthis context, the sample used for the calculation of operating costs\nconsists of 13 plants, as indicated: data for the Echandi, La\nGarita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I, and Toro III plants were taken from the ICE’s 2015 Generation System Cost\nReport; the information for the\nCubujuquí, El Ángel, and Sigifredo Solís plants was taken from the tariff\nsettings for private generators carried out by the Regulatory Authority in\nrecent years (data considered as the 2011 average, except for\nCubujuquí, which is data from January 2013); and information for Suerkata and Vara\nBlanca from 2016, which was taken from the Audited Financial Statements provided\nby the same companies to Aresep. Additionally, the operating costs obtained through compliance with Board of Directors Agreement 06-06-2017 for\nthe Platanar and La Rebeca plants (OT-082-20151) were incorporated.\n\n1 Note:\nA process to create a new case file is currently underway\nto store all the information gathered through compliance with the\ncited Board of Directors Agreement 06-06-2017; therefore, both proceedings\nwill be appropriately cross-referenced. The new case file is OT-080-2017.\n\nThe\nToro III plant was included in accordance with agreement 07-27-2015 from the minutes of the\nextraordinary session of the Board of Directors held on June 22, 2015,\nin which the Board of Directors of Aresep requested the IE to \"assess the\ninclusion of the Toro III Plant in determining said cost in the tariff setting\nfor existing private generators (Law 7200) that sign a\nnew electricity purchase-sale contract with ICE.\" The inclusion of Toro III is considered\npertinent, as it is a national plant with\na capacity of less than 50 MW; however, half of its\nnameplate rating is considered, since the generation cost data appearing in the \"2015 Generation System Cost\nReport\" correspond to half of the total\ncosts of said plant.\n\nThe\ndata were indexed with the Manufacturing Producer Price Index\n(IPP-MAN)2 to February 2017, and converted to current period dollars using the average selling exchange rate for February 2017, this\nbecause the tariff is expressed in this currency.\n\n2 As of\nJanuary 2015, the Banco Central de Costa Rica suspended the calculation of the Industrial\nProducer Price Index (IPPI) and publishes a producer price index\nwith a more recent base, the IPPMAN; this new indicator provides\ncontinuity to the IPPI series. The IPP-MAN is available from January 2012 and\nthe levels for months prior to that date are calculated through a\nlink with the IPPI variations.\n\nWith\nthis data, the operating cost was calculated as follows:\n\ni.\nData on operating costs from the sample of\nhydroelectric plants operating in the country, with different installed\ncapacities, were taken.\n\nii.\nA regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates\nthe function relating installed capacity and operating cost.\n\niii.\nThe function of the estimated curve was used, and a 10 MW plant was evaluated,\nwhich is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.\n\niv.\nIn each tariff setting, new operating cost data\nthat becomes available and corresponds to\n\nhydroelectric plants operating in the country are incorporated.\n\nThe\noperating cost (CE) resulting from the procedure described above\nfor a new hydroelectric plant is 159.88 US$/kW (see Annex No. 2 and\n3).\n\nc. Fixed cost of capital (CFC)\n\nThrough\nthe CFC component, investors are guaranteed returns comparable to\nthose they could obtain in other investments with a similar risk level,\nto make the alternative of participating in the plant's development\nattractive.\n\nThe\nCFC depends on the following variables:\n\ni.\nLeverage\n\nLeverage\nis used to estimate the relationship between debt and equity.\n\nThe\ncalculation shall be performed by determining a sample of the leverage of\nelectric plants, as far as possible similar to the plants for which the tariff is\nintended.\n\nFor\nthis sample, a weighted average by installed capacity of each\nplant was calculated. To perform the calculation, information from 2\nhydroelectric projects coming directly from the Aresep database and 22\ndata points from ICE's 1st and 2nd Calls for Tenders were used, according to the database\navailable to Aresep.\n\nThe\nweighted average financial leverage of the projects for\nwhich information is available is 73.98% (see Annex No. 4).\n\nii.\nReturn on equity contributions (ρ)\n\nThe\nlevel of return shall be determined by applying the Capital\nAsset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information\nsources indicated in resolution RJD-027-2014, which are:\n\n. The\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury\nBonds. The rate with the same\nmaturity period as the risk premium calculation shall be used, which is\navailable on the United States Federal Reserve\nwebsite, at the internet\naddress: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nTherefore,\nthe global average risk-free rate for the last 5 years\n\nis\n2.13% (see Annex No. 5).\n\n. Risk premium (PR): The variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used, which is\navailable on the website: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nTherefore, the simple average risk\npremium for the last 5 years is 5.67% (see Annex No. 6).\n\n. Country risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called \"Risk\nPremiums for the other markets,\" where the country risk is called \"Country Risk Premium.\" The\nvalues for this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr.\nAswath Damodaran, at the internet address:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\nTherefore, the simple average country risk for\nthe last 5 years is 3.42% (see Annex No. 7).\n\nAs indicated by RJD-027-2014, the source of\ninformation chosen for the variables described above shall be used\nconsistently, regarding the extent of the historical series (5 years), the\nfrequency of observations (one observation per year, corresponding to the\npublished average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5\nobservations corresponding to the 5 most recent years for which\ninformation is available).\n\n. Relationship\nbetween debt and equity (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp=Y/(1-Y),\nwhere Y is the financial leverage. For this calculation, what is\nindicated in section 6.1.1 under the section called leverage\n(RJD-027-2014) shall be used.\n\nIn this case, the leverage calculated\nin point i. above is used, which results in 73.98%.\n\n. Unlevered\nbeta: The value of the unlevered beta (βd) is obtained from the\ninformation published by Dr. Aswath Damodaran, but it is not possible to use\nan average of the last 60 months because the information source does not\nhave monthly data, as it only calculates a beta using 5 years of data.\n\nFor this reason, the unlevered beta is obtained as the data published on the reference page\nfor the unlevered beta for the electricity service of the \"Utility General\" industry in the United\nStates of America, available on the website:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html\n\nThe use of said indicator has already been analyzed in\nprevious reports by this Intendancy, considering that it is the most\nrepresentative for the national electricity sector.\n\nTherefore, the beta value obtained is 0.2496\n(see Annex No. 8). When levering it, in accordance with what is indicated in the\nleverage section, it results in a beta level of 0.7464.\n\n. Income\ntax rate: It is defined based on current legislation. The\ncurrent income tax rate is 30%, according to the Income Tax\nLaw, Law No. 7092.\n\nTherefore, the return level for\nnew hydroelectric plants is 9.78% (see Annex No. 9).\n\niii. Interest rate\n\nThe monthly average of the values for\nthe last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa\nRica for loans to the industrial sector in dollars, from private\nbanks, was used.\n\nThe arithmetic average for the last sixty\nmonths, that is, from February 2011 to January 2016, for the interest rate mentioned\nabove obtained is 9.00% (see Annex No. 10).\n\niv. Economic life of the project (v)\n\nAs established in resolutions RJD-152-2011\nand RJD-027-2014, for the purposes of this model, the economic life of the project\nis 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model for\ndefining the tariff. It is assumed that the economic life is half of the useful life\nof the project, estimated at 40 years.\n\nv. Debt term (d) and contract term\n\nAs established in resolutions RJD-152-2011 and\nRJD-027-2014, the debt term is 20 years. This duration has been assigned\nso that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which\nis the maximum permitted by law.\n\nvi. Plant age\n\nGiven that, in this methodology, the plants\nare new, this variable is assigned the value of zero.\n\nvii. Unit investment amount (M)\n\nThe investment cost represents the total costs\nnecessary to build a generation plant under normal conditions for\nour country.\n\nThe calculation is performed using data on\ninvestment costs of hydroelectric plants with installed capacities\nequal to or less than 20 MW, coming from four information sources:\n\na. The most recent version of the \"Regional Indicative\nGeneration Expansion Plan,\" published by the Central American Electrification Council-Regional Indicative Planning Working Group\n(GTPIR).\n\nb. Reports prepared by the Regulatory\nAuthority on price settings for the sale of energy to ICE from\nprivate hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200. During\nrecent years, the individual tariff settings requested that can be\nused in this sample are those for El Ángel (ET-169-2010) and Vara Blanca\n(ET-185-2010).\n\nFor this data, interest during\nthe grace period was calculated so that it is comparable with the CEPIR data.\n\nFor the P.H. El Ángel, a total\ninvestment of $10,324,715 was considered, as recorded on folio 882 of ET-169-2010, with a\nnominal capacity of 3.85 MW. The investment recognized by Aresep for the P.H.\nVara Blanca was $7,196,016, as recorded on folio 325 of ET-185-2010, and its\ncapacity is 2.65 MW. These amounts do not include interest for the grace\nperiod; for this reason, it was estimated as the equivalent of two years of interest\non the average calculated investment value (the interest rate\nobtained from calculating the average rate published by the Banco\nCentral de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from\nprivate banks, for 2011 was used).\n\nc. Audited information on investment costs\nof new hydroelectric plants that in the future sell energy to ICE, within the\nframework of Law No. 7200.\n\nd. The tenders conducted by ICE to\nacquire energy from private generators.\n\nExclusion\nof extreme values:\n\nThe investment costs (indexed to February 2017)\npresent an average of 3,017.4 US$/kW. According to the empirical rule of Chebyshev's Theorem,\nit is possible to determine extreme outliers using the limits\nestablished by the standard deviation of the data series. In a range\nformed by two standard deviations above and below the\naverage, there are 4 elements outside these limits, which are\nconsidered outliers and their exclusion from future analyses is recommended\n(see Annex No. 11).\n\nFrom the sample obtained with information from the\nsources above, the following was performed in accordance with the methodology:\n\na. The sample is separated by installed capacity\nranges, into five groups, each corresponding to a range of 4\nMW of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8\nMW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.\n\nb. The investment cost for each of the projects\nincluded in the sample was updated with the United States Industrial Producer\nIndex (IPP), specifically that for new constructions, series\nWPUIP2310001 from the Bureau of Labor Statistics. This index was used for two\nmain reasons: its suitability in taking into account all parts of a\nhydroelectric plant and for consistency with previous tariff settings.\n\nThe average investment cost of the\nplants included in each of the groups is obtained.\n\nTherefore, the unit investment\namount is obtained as the arithmetic average of the average values of each of the\nplant groups, which is 2,895.4 US$/kW (see Annex No. 12).\n\nLikewise, the Investment Factor is obtained, whose\nvalue is 0.1183 (see Annex No. 13).\n\nFinally, the value of the Fixed Cost of\nCapital (CFC) is obtained by multiplying the two previous values, which is 342.54\nUS$/kW.\n\nd.\nDefinition of the band\n\nTo establish the tariff band, the following\nsteps are performed:\n\ni. The standard deviation\ncorresponding to all the data used to estimate the average investment\ncost was calculated, resulting in 526.2 US$/kW.\n\nii. The upper limit is established as the\nupdated average investment cost plus the standard deviation from point i\nabove, i.e., 2,895.4 US$/kW + 526.2 US$/kW = 3,421.6 US$/kW.\n\niii. The lower limit is established as the\nupdated average investment cost minus 3 standard deviations from point i\nabove, in other words, 2,895.4 US$/kW - 3* 526.2 US$/kW = 1,316.9\nUS$/kW.\n\nAt no time may the prices paid for the purchase\nof electric energy be greater than the upper limit of the current tariff\nband, nor less than the lower limit of that band, as\nestablished in Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law 7200.\n\ne. Calculation\nof the tariff\n\nOnce all the variables have been calculated, they\nare entered into the sale tariff calculation formula, and the result is 0.1016\nUS$/kW, with a maximum of 0.1142 US$/kW and a minimum of 0.0639 US$/kW\n(see Annex No. 14).\n\nf.\nTime-of-use structure:\n\nThe time-of-use structure used is\nthat approved by RJD-152-2011. The reference tariff structure for a\nnew hydroelectric electricity generation\nplant, according to the dimensionless\nparameters approved in resolution RJD-163-2011, is:\n\ng. Currency\nin which the tariff shall be expressed\n\nAs established by resolution RJD-152-2011, the\ntariffs resulting from the current tariff methodology shall be expressed and\nbilled in United States dollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made shall\nbe defined in accordance with what the parties establish contractually,\nand based on applicable regulations.\n\nh. Adjustment\nof the tariff band values\n\nThe tariff band values shall be reviewed at\nleast once a year, in accordance with the provisions of Law No. 7593.\n\ni. Obligation\nto present information\n\nAs established by RJD-152-2011, the\nnew private hydroelectric generators to whom the tariffs\nestablished through this methodology apply are obliged to present\nannually to Aresep the Audited Financial Statements of the generation\nservice they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as\nthe total cost of the investment made. The foregoing must be accompanied by the\ndue justification linking them to the provision of the public service\nof electricity supply in its generation stage.\n\nj.\nApplication of the methodology\n\nThe result of the model is applicable to\ntariff settings for energy sales to ICE by\nprivate generators producing with new hydroelectric plants, within the\nframework of Chapter 1 of Law No. 7200, for those\nelectric energy purchase-sales from new private\nhydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, that\nare legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those\nenergy purchase-sales from new plants producing with\nunconventional sources for which a specific methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist. The tariff band applicable to\nprivate generation with unconventional energy sources for which\nno specific methodology exists is the tariff band estimated through\nthis methodology, without considering the time-of-use structure.\n\n[.]\n\nIV.\nCONCLUSIONS\n\n1. Applying\nthe approved tariff methodology for new private hydroelectric\ngenerators, the plant factor obtained is 56.44%; the average financial leverage\nvalue is 73.98%; the return is 9.78%; the operating cost\nis 159.88 US$/kW; and the average investment cost is 2,895.4 US$/\nkW.\n\n2. With\nthe update of the variables comprising the tariff methodology for\nnew private hydroelectric generation plants, the result is a lower\nband (lower limit) of 0.0639 US$/kWh, an average tariff of 0.1016\nUS$/kW, and an upper band (upper limit) of 0.1142 US$/kW.\n\n3. The\ntariff structure for hydroelectric generation is:\n\n [.]\n\nII. That regarding the oppositions presented\nat the public hearing, from the technical study 0992-IE-2017, which serves as the basis\nfor this resolution, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\n1. Central\nHidroeléctrica Vara Blanca S.A., legal identification number 3-\n101-141401, represented by Mr. Esteban José Lara Erramouspe, identity\ndocument number 1-0785-0994, in his capacity as general attorney-in-fact (folios\n137 to 146).\n\na) Plant\nFactor. The introduction of plants participating in tenders has\nno rationale, as estimated average data is mixed into a calculation that\nhas actual operating values from private plants participating in the\nmarket. The introduction of these values is not correct and should be eliminated\nfrom the calculation.\n\nb) Plant\nFactor. If the previous observation is not addressed, the correct approach is\nto take the data available in the same spreadsheet for the projects\nfrom ICE's Convocatoria I-2012 and include them.\n\nc) Regarding\nsample management used for determining Operating Cost and Investment\nValue. Regarding operating costs, a correction\nis made to the sample size, which changes from a mean sample value of 18.12\nMW to 10 MW by correction. It is suggested that Aresep make the effort to perform\nthe respective regression to determine the mean investment value of 10\nMW. Furthermore, for investment costs, the sample average is 7.10\nMW, and no type of regression is used for consistency in the\napplied data.\n\nBelow, the response to the position\nraised during the public hearing process:\n\na) According\nto amendment RJD-017-2016 to methodology RJD-162-2011, for calculating the\nplant factor as part of the energy expectations, it is established that:\n\n\"The plant factor value used in\nthis model shall be obtained from data from Costa Rican private\nhydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW, on\nwhich ARESEP possesses such information. (.) Information on\nplant factors coming from tenders conducted to acquire energy shall be included,\nas an additional data point to the actual information used.\"\n\nThus, the IE is unable to exclude\nthe mentioned data as part of the sample for calculating the plant\nfactor.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this\nposition.\n\nb) According\nto what is mentioned in the previous paragraph about calculating the plant factor\n(according to amendment RJD-017-2016 to methodology RJD-162-2011), given that\nthe data from ICE's Convocatoria I-2012 consists of 15 data points from\nhydroelectric plants, but only 6 data points were included in the present ex officio\napplication (representing the 6 projects selected by ICE), the IE\nproceeds, in accordance with the amendment to the mentioned methodology, to\ninclude all the data as part of the sample\nfor calculating the plant factor.\n\nTherefore, it is recommended to accept this position.\n\nc) According\nto the amendment made through resolution RJD-027-2014 to the\ntariff methodology contained in resolution RJD-162-2011, for calculating\noperating costs:\n\n\"b) A regression exercise is performed to estimate\nthe curve that best approximates the function relating installed capacity and\noperating cost.\" Subsequently, methodology RJD-162-2011 states: \"c)\nThe value of the mentioned function, corresponding to a 10 MW plant,\nwhich is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Law No.\n7200, is used.\"\n\nIn this regard, despite the mean value of the\nsample selected for calculating operating costs being 18.21\nMW, the IE performs the calculation in accordance with what is established in the mentioned methodology and amendments, using the 10 MW value to evaluate said\nregression function to calculate the operating cost.\n\nOn the other hand, regarding the calculation of\ninvestment costs, the methodology and its amendments establish a\ncompletely different calculation procedure from the calculation of operating\ncosts, which in general terms consists of the average investment\ncosts of a group of hydroelectric plants with installed capacities\nequal to or less than 20 MW, as shown in the Excel file attached\nto this report. Therefore, the IE is unable to perform the\nregression procedure for investment costs in the terms\nsuggested, considering that it departs from what is established in said section of the\nmethodology and mentioned amendments.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\n2. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Alan Alvarado, identity card number 601720455, in his capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 147 to 156).\n\na) Regarding the samples for calculating the plant factor. It is the technical criterion of ICE that the plant factors each bidder submitted in Convocatoria I-2012 and Convocatoria I-2014 are average plant factors, because:\n\na) the annual energy produced is obtained from the hourly behavior over an average year of operation (historical), which, in turn, behaves according to the average flows obtained from a hydrological study;\n\nb) for hydropower projects, the plant factor is structured in the planning and optimization of the project, taking into account the statistical distribution of the energy flow (flows) and the market demand characteristics for energy;\n\nc) the average annual energy is estimated according to the average flows obtained in the hydrological studies; d) the availability of the resource and the flow regime greatly affect annual energy production; with the average annual energy produced and the estimated theoretical energy, the plant factor parameter is obtained.\n\nThe objector continues to argue that bidders use, for their financial estimates, average plant factors during the useful life of the plant, that is, they do not use specific plant factors for each year of operation. It is assumed that, in the future, a similar hydrological series could repeat itself and, therefore, a plant factor that could repeat itself for the analysis period is simulated.\n\nIn that sense, it is the criterion of ICE that the IE must include, for the years 2013, 2014, 2015, and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria I-2012 and, additionally, for the years 2015 and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria 2-2014.\n\nb) Regarding the indexing of operating costs (costos de explotación). For some plants in the sample, the IE takes an \"Ib\" (indexation factor) that does not coincide with the date on which the cost is recorded. This error is present in the indexing of the ICE plants: the IE uses an average indexation factor for 2016, when the plant information is updated to 2015, so the indexation factor to be used is the average for 2015.\n\nc) Regarding the operating costs (costos de explotación) used by the IE. It is imperative that the regulatory body apply to private generators the same criterion and procedure applied to ICE in ordinary requests for setting electricity sales tariffs, regarding the exhaustive scrutiny of the items that comply with the principle of cost-of-service (servicio al costo), excluding those items that, by their nature, should not be incorporated in the tariff recognition, either because they correspond to \"unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service\" (Art. 32, subsection b, Ley 7593), or to \"disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities\" (Art. 32, subsection b, Ley 7593).\n\nIn this same direction, the financial analysis of the cost and expense structure from the information provided by the private generation plants, carried out by the IE of Aresep, must identify items whose variation is disproportionate or for which no justification for their growth is provided; just as it does permanently with ICE.\n\nLikewise, it should exclude those expenses that have not been recognized for ICE in the electricity sales tariffs and eliminate them from the expenses of the ICE plants considered in the calculation of tariffs for private generators. Continuing to do it in the current way is totally discriminatory, since the totality of the private generators' expenses are included without any analysis in the tariff calculation, which clearly violates the Principle of Equality.\n\nIt is necessary for the regulatory body to fulfill its obligation to monitor and verify that the figures, even if they are audited data, comply with the principles of cost-of-service (servicio al costo) to be considered within the tariff calculation, given that unjustified or disproportionate expenses increase the tariff paid by the end customer.\n\nBelow, the response to the position raised in the public hearing process:\n\na) According to the modification RJD-017-2016 to the methodology RJD-162-2011, for the calculation of the plant factor (factor de planta), it is established that:\n\n\"The value of the plant factor used in this model shall be obtained from the data of private Costa Rican hydropower plants with installed capacities less than 20 MW, for which Aresep has information available. Only data from plants in the aforementioned group that generated energy for 10 or more months of the respective year shall be used. This value shall be updated in each tariff setting (fijación tarifaria). Information on plant factors from tenders carried out to acquire energy shall be included as additional data to the real information used. For this purpose, data from the last five-year period for which Aresep possesses real information shall be used, plus the data from the tenders (convocatorias). The value of the plant factor shall be calculated as follows: for each of the years in the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated; then the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor data to be used in the tariff setting.\" (the underlining is not part of the original).\n\nFrom what is mentioned in the preceding paragraph, it is interpreted that the tender data must be included according to the year in which they were generated, as is done in the present tariff application proposal.\n\nRecording the ICE tender data for the following years—as requested by the petitioner when mentioning that \"the IE must include, for the years 2013, 2014, 2015, and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria I-2012 and, additionally, for the years 2015 and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria 2-2014\"—does not contribute to the dynamic basis of the modification RJD-017-2016 regarding the methodology contained in resolution RJD-162-2011 corresponding to new hydropower plants, when it establishes in Por Tanto III the following:\n\n\"3.2. Of the Tenders to acquire energy blocks. (.) A band that incorporates new information revealed by the actors and the market has the advantage that companies in the industry reveal convergence in costs, given competition for lower prices, managing to take advantage of efficiency margins. (.) In this way, the Regulatory Authority is proposing a dynamic process that takes into account the nature of the market and/or market segment, seeking to ensure that the benefits guaranteeing cost-of-service (servicio al costo) and the continuity and quality of service are transferred to consumers, maintaining the balance between both actors.\" (the underlining is not part of the original).\n\nThe foregoing can be corroborated by observing the plant factor data of the same project, which was proposed by the same bidder in both Convocatoria 1-2012 and Convocatoria 2-2014; such is the case of the hydropower project P.H. Torito of Hidro Canalete S.A., which participated in both Tenders with the same hydropower project presenting almost identical capacities (4,991 kW for 2012 and 5,000 kW for 2014) and the same offered prices (US$ 0.1348 per kWh). However, it can be observed that the plant factors are not the same, namely: ~84 versus ~60, respectively.\n\nTherefore, it is impossible for the IE to accept this position.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\nb) The petitioner is informed that the corresponding assessments have been made, and the indexation factors of the mentioned plants were corrected, considering that they correspond to historical data from 2015, so the initial date had to use the average of the value corresponding to the year 2015 of the IPPMAN index.\n\nTherefore, it is recommended to accept this position.\n\nc) The objector is informed that the audited accounting data of the mentioned plants, La Rebeca and Platanar, have been reviewed regarding the accounts that the tariff methodology contained in resolution RJD-162-2011 allows to be recognized as part of the operating costs (costos de explotación) in the tariff setting. It is important to mention that, regarding operating costs, the referenced methodology RJD-162-2011 establishes: \"The operating cost includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, taxes associated with profits, or gains.\" As can be observed in the Excel file of this tariff application, those items that do not comply with what is established by the current tariff methodology have been excluded as operating costs.\n\nAdditionally, the objector is informed that progress has been made regarding the Regulatory Accounting project, as well as in the training sessions on the Regulatory Information System (SIR) that were carried out during the month of June. Currently, it is in the process of consultations and review of the chart of accounts (plan de cuentas), which will later allow it to go to the public consultation period and its resolution.\n\nAdditionally, regarding the real operating conditions of the sector, it is established: \"Other considerations. To improve this methodology in the future, it is established that new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied, are obligated to annually present to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification. In this way, ARESEP may have better information available for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually.\"\n\nTherefore, the inclusion of the audited financial data of the Rebeca and Platanar plants, to the extent permitted by the referenced methodology, is the product of the IE's recent efforts to comply with what is dictated by the methodology, which was approved by the Board of Directors, to adjust the model to the real operating conditions of the sector.\n\nFinally, the objector is informed that, in accordance with Strategy E.3.5. of Strategic Objective 3 of the Aresep Institutional Strategic Plan 2017 - 2022, which is transcribed below: \"E.3.5 Incorporate, in the design and implementation of tariff methodologies, the precise estimation of regulation costs,\" the IE plans to prepare a technical report incorporating all opportunities for improvement to the tariff methodologies, in such a way as to allow for updated methodological instruments consistent with what is intended to be regulated.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\n3. El Ángel S.A., legal identification number 3-101-032590, represented by Mr. Domingo Argentini Alfayate, identity card 8-0076-0703, in his capacity as Generalísimo Attorney-in-fact without limit of amount (folios 157 to 161, 163 to 170 (PowerPoint presentation), and 171 to 182 (hearing minutes)).\n\na) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"El Ángel has not requested a tariff study (.) but rather presents to the Regulatory Authority a request to restore the financial equilibrium of the contract for the Ampliación Hydropower Project that it has with ICE (.).\"\n\nb) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes): \"(.) The other observation we have to make is that the annual application does not incorporate the studies and information that El Ángel presented (.) in reality there is no, or we do not find, a procedure (.). So, a study called 'Impact on the Financial Equilibrium of the El Ángel Ampliación Hydropower Project' is presented as support for the arguments. (.) The study itself does an analysis of this information and calculates the net present value of the project, which turns out to be negative (.). In this way, now, and if you look closely at the annual application, despite stating in its background that it is incorporating El Ángel's request into this procedure, the truth is that there is no reference, nor are the data used refreshed with the information that El Ángel is presenting, much less does it make an express reference to what El Ángel is requesting. And we have not been told, even separately, that we must present information in one way or another, nor if the impact study needs to be reinforced in one sense or another.\"\n\nc) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"(.) we have called this part Methodological Differences because, in one way or another, we do not see in the methodology that it adapts to projects that are already operating, as is the case of El Ángel, but that are considered new by the methodology. And, let's say, there is an essential issue, let's say that the investment is already made and this methodology starts from a modification to the investment item.\"\n\nd) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"(.) if you look, it is highlighted; El Ángel says it is 3.4 megas, in the left column we will find plants that were taken into account to calculate the operating cost (costo de explotación) and if you observe the installed capacity, the data on the installed capacity for calculating the plant factor differs (.) the same happens in the case of Vara Blanca.\"\n\ne) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"Regarding the information for the operating cost (costo de explotación), we basically have three observations; the first is that within the universe of data ARESEP is taking for this setting, it is considering the individual settings from the year 2011. We consider this is not technically correct, because these are values that are well over 5 years old; they were evidently hypothetical data, about projections and expectations of how the project would operate. And, well, ARESEP has more recent and real data that it could be using. Therefore, these do not turn out to be representative.\"\n\nf) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"A second observation is that ARESEP indicates on page 6 that it has an order, I believe, from the Board of Directors to use the Toro III project and says: 'the inclusion of Toro III is considered pertinent because it is a national plant with a capacity of less than 50 megawatts; however, half of its nameplate capacity is considered, since the generation cost data appearing in the 2015 Generation System cost report correspond to half of the total costs of said plant.' However, in the Excel file, observe that the nameplate capacity incorporated is the total one and not the half that the annual application says should be taken.\"\n\ng) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"(.) the third observation related to the calculations in operating costs (costos de explotación) is related to the universe of existing plants that ARESEP takes versus the universe of plants that are reported in the Plan de Expansión de Generación Eléctrica. In the left column, you can see that there are items—plants that are not taken into account by ARESEP, which is the right column—even 9 and 10 come grouped data from hydroelectric generators and well, we consider that the sample taken, shown in the right column, is less than 50% of all those plants and that we could take that sample.\"\n\nh) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"Regarding the unlevered beta, we observe that in Anexo 8, it is mentioned—we don't know why—that the industry index taken is that of, in the water one. So, that is an aspect we also invite to review.\"\n\ni) El Ángel S.A. mentions that: (according to the hearing minutes) \"the hydro project itself has undergone a series of situations, which has led to the investment amount being higher by 13.6%, and additionally, there have been other related costs that initially, let's say, are foreseen, they have been recognized in the adjustment formula established in the contract approved by ARESEP, which, to date, applying the established formula, would give a current amount of 0.1196. (.) the hydro project itself has undergone a series of situations, which has led to the investment amount being higher by 13.6%. (.) Finally, regarding the information related to the unit investment amount, we consider the same here; the data universe takes into account the individual tariff settings from 2010-2011 and they have investment amounts that, let's say, are updated, so that investment amount should not be taken from the setting, but rather the updated one. And then, this is an interesting topic, it also takes into account investment data from projects that submitted an offer to ICE for a tender, but at that time, a series of costs related to regulatory modifications did not exist, which in the case of El Ángel was proven to have made the project substantially more expensive. So, we invite that those costs also be considered, because generators are obligated to incur them and they have a significant cost. Therefore, likewise, the investment amount of the tender projects must be updated to the new regulatory requirements.\"\n\nBelow, the response to the position raised in the public hearing process:\n\na) The objector is informed that, after the corresponding assessments, the background of the report will be adjusted in accordance with what was clarified in this position.\n\nRegarding the request to restore the financial equilibrium of the contract between the El Ángel Hydropower Project (Ampliación) and ICE, it is indicated that this tariff setting (fijación tarifaria) is by industry, according to the tariff methodology in force in resolution RJD-162-2011 and its modifications, which is why it is not appropriate to conduct an analysis of particular cases.\n\nb) The objector is informed that, in accordance with the methodology established in resolution RJD-162-2011 and its modifications, as well as Ley 7593, the public hearing stage is the opportune moment to present their position before the tariff petition in progress. So that it may be considered in the resolution stage of the reference tariff for new hydropower generators.\n\nAdditionally, it is recalled that, for the present tariff application, Aresep held an explanatory session on May 23, 2017—which was communicated to the general public together with the call for the public hearing—whose objective is: \"This activity is an Aresep initiative aimed at clarifying doubts and queries regarding said proposal, so that you can present positions at the public hearing duly informed and having clarified any doubt or query you might have about the proposal.\n\nThis is a stage different from the public hearing; it is merely informative and serves to resolve any doubts you may have. Therefore, you are reminded that if you wish to present a position, this is not the space for it; rather, you must present your positions through the means indicated in the call published in the Gazette and/or at the public hearing on June 14, 2017.\"\n\nSaid explanatory note is available for public consultation on the institutional website of Aresep.\n\nc) This tariff study is based on the application of the tariff methodology in force for new private hydropower generators. In this sense, any proposal to modify the current tariff methodology must be presented and processed through the Centro de Desarrollo de la Regulación of Aresep, which is the competent body.\n\nd) The objector is informed that the data currently used to define the nameplate capacities of the plants that are part of the sample for calculating the plant factor are provided by the CENCE, which were attached to the Excel sheet of this tariff application in the \"FP\" cell. Now, given that the nameplate capacity data for P.H. El Ángel and P.H. Vara Blanca in the \"Costo de Explotación\" cell do not reflect the same value (recorded in the plant factor cell), both data are to be corrected based on what is established by the CENCE.\n\nTherefore, it is recommended to accept this position.\n\ne) According to the current tariff methodology, in the Operating Costs section, it establishes: \"The calculation of the value of the operating cost with the data available at the time this report was drafted is presented in Anexo 1. This value shall be updated in each tariff setting (fijación tarifaria).\" Thus, the IE has updated the data used at that time of the first tariff application.\n\nIn this sense, even though the methodology is silent on the permitted age of the data to be considered as part of the sample for calculating operating costs, the same methodological compendium establishes:\n\n\"To improve this methodology in the future, it is established that new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied, are obligated to annually present to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification. In this way, ARESEP may have better information available for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually.\"\n\nTherefore, because an actual audited data item for the last fiscal year of P.H. El Ángel S.A. is not available and is not attached as part of the objection, the IE cannot modify the 2011 data used in the present tariff setting (fijación tarifaria).\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\nf) The petitioner is informed that the corresponding assessments have been made, and the nameplate capacity of Toro III will be corrected regarding its applicability in congruence with the amounts recorded in the \"HIDRO ICE 2015\" cell, which correspond to half of the total generation costs of said plant, which is part of the calculation of operating costs for the final tariff band.\n\nTherefore, it is recommended to accept this position.\n\ng) According to the methodology RJD-162-2011, in the Operating Costs section, it establishes:\n\n\"The calculation method was as follows: a) The operating cost data from a sample of hydropower plants operating in the country, of different installed capacities, are taken.\" Regarding the operating costs themselves, the methodology RJD-162-2011 establishes that it \"includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, taxes associated with profits, or gains.\"\n\nAnd, according to the modification RJD-027-2014 to the methodology RJD-162-2011, it establishes:\n\n\"The model presented is applicable to the tariff settings (fijaciones tarifarias) of energy sales to ICE by private generators that produce with new hydropower plants, within the framework established by Chapter 1 of Ley 7200, for those electric energy purchase-sales from new private hydropower plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and that must be regulated by ARESEP (.).\"\n\nNow, following the objector's position, data have been identified from the Plan de Expansión de Generación Eléctrica 2014 - 2035 that, although they correspond to data from hydropower plants, cannot be added as part of the data sample for calculating operating costs, considering that: 1 data item corresponds to the Doña Julia plant—which, by its nature as an existing private hydropower plant, does not reflect the nature of a new private hydropower plant—3 data items correspond to aggregated, unidentifiable data of specific new private hydropower plants (\"Gen Priv Hidro1\", \"Gen Priv Hidro2\", and \"Gen Priv Hidro3\"), and the remaining data correspond to data from public (or cooperative) hydropower plants that also do not correspond to the nature of a new private hydropower plant. Therefore, it is impossible for the IE to include them as part of the sample for calculating operating costs, as established by the referenced methodology and modification.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\nh) The name of the beta used was corrected, since, in the Excel file used for the respective calculations, it was being linked to the name of another beta that does not correspond to the one established in the current tariff methodology, this being the \"Utility (General)\" with a value of 0.2496. Therefore, the IE will correct the name of the beta used and the corresponding annex.\n\nTherefore, it is recommended to accept this position.\n\ni) According to the modification made through resolution RJD-017-2016 to the current tariff methodology per resolution RJD-162-2011, in the Investment Costs section, it establishes: \"The calculation of this value shall be made from the data on investment costs of hydropower plants with installed capacities equal to or less than 20MW, from which extreme values will be excluded, coming from four sources of information: (.) c) Audited information on investment costs of new hydropower plants that in the future sell energy to ICE or other companies, within the framework of Ley Nº 7200 and Ley Nº 8345.\"\n\nBecause the updated data mentioned by the objector is not audited data, it does not comply with the provisions of the referenced methodology, and therefore it cannot be validated, much less incorporated as part of the sample for calculating the investment amount.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this position.\n\n[.]\n\nIII. That, in accordance with the findings and reasoning set forth in the preceding resultandos and considerandos, and on the merits of the case record, it is appropriate to set the tariff band for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, as hereby ordered;\n\nPOR TANTO\n\nEL INTENDENTE DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. To set the tariff band for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, at a lower band (lower limit) of 0.0639 US$ per kWh, an average tariff of 0.1016 US$ per kW, and an upper band (upper limit) of 0.1142 US$ per kW.\n\nII. To set the following tariff structure for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, as detailed:\n\nIII. For all those purchases-sales of energy from new plants that produce with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, the band and tariff structure proposed for generation with new hydropower plants shall be applied.\n\nIV. To indicate to the new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology RJD-152-2011 are applied, that they are obligated to present annually to Aresep the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made; the foregoing must be accompanied by the due justification relating them to the provision of the public service of electric energy supply in its generation stage. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.\n\nV. To indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Ley 7200, that if they fail to comply with the provisions of resolution RJD-152-2011, specifically in the section \"Other considerations. (.) For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.\", the respective documentation shall be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública, LGAP), you are hereby informed that the ordinary remedies of motion to reconsider (revocatoria) and appeal (apelación), as well as the extraordinary remedy of review (revisión), may be filed against this resolution. The motion to reconsider may be filed before the Energy Superintendent (Intendente de Energía), who is responsible for resolving it, and the appeal and review may be filed before the Board of Directors (Junta Directiva), which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGAP, the motion to reconsider and the appeal must be filed within a period of three business days, counted from the business day following notification, and the extraordinary review must be filed within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nNOTIFY AND PUBLISH" }