{ "id": "norm-88625", "citation": "Resolución 0033", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Tarifas de referencia para plantas solares fotovoltaicas nuevas bajo Ley 7200", "title_en": "Reference tariffs for new solar photovoltaic plants under Law 7200", "summary_es": "Esta resolución de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aplica de oficio la metodología tarifaria para determinar los precios de venta de energía eléctrica de nuevos generadores privados solares fotovoltaicos al amparo del Capítulo I de la Ley 7200. Se calculan el factor de planta (21,89%), los costos de explotación (US$13,50/kW), el costo fijo por capital, y el monto de inversión (US$1323,24/kW). Con base en estos insumos, se fija un precio promedio de $0,08549 por kWh y una banda tarifaria con límite inferior de $0,06103/kWh y superior de $0,09365/kWh. Además, se rechazan los argumentos de un opositor sobre la afectación a plantas sin contrato con el ICE, la amplitud de la banda, la exclusión de valores extremos y el uso de fuentes de datos. Se reiteran obligaciones de información financiera auditada y contabilidad regulatoria para los generadores.", "summary_en": "This resolution by the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) applies the tariff methodology to determine the sale prices of electricity from new private solar photovoltaic generators under Chapter I of Law 7200. It calculates the plant factor (21.89%), operating costs (US$13.50/kW), fixed capital cost, and investment amount (US$1323.24/kW). Based on these inputs, it sets an average price of $0.08549 per kWh and a tariff band with a lower limit of $0.06103/kWh and an upper limit of $0.09365/kWh. Additionally, it rejects arguments from an opponent regarding impacts on plants without ICE contracts, band width, exclusion of extreme values, and use of data sources. It reiterates obligations for audited financial information and regulatory accounting for generators.", "court_or_agency": "", "date": "10/04/2019", "year": "2019", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "Ley 7200", "ARESEP", "banda tarifaria", "CAPM", "NREL", "factor de planta", "apalancamiento" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 4", "law": "Ley 7593" }, { "law": "Ley General de la Administración Pública" } ], "keywords_es": [ "generación solar fotovoltaica", "tarifas de referencia", "Ley 7200", "ARESEP", "banda tarifaria", "CAPM", "NREL", "factor de planta" ], "keywords_en": [ "solar photovoltaic generation", "reference tariffs", "Law 7200", "ARESEP", "tariff band", "CAPM", "NREL", "plant factor" ], "excerpt_es": "RESUELVE:\n\nI. Fijar para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, un precio promedio de $0,08549, así como una banda tarifaria compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,06103 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,09365 por kWh.", "excerpt_en": "RESOLVES:\n\nI. Set for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, an average price of $0.08549, as well as a tariff band composed of a lower tariff (lower limit) of $0.06103 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.09365 per kWh.", "outcome": { "label_en": "Tariff setting", "label_es": "Fijación tarifaria", "summary_en": "Sets an average price of $0.08549/kWh and a tariff band of $0.06103/kWh to $0.09365/kWh for new private solar photovoltaic generators under Law 7200, rejecting objections.", "summary_es": "Se fija un precio promedio de $0,08549/kWh y una banda tarifaria entre $0,06103/kWh y $0,09365/kWh para nuevos generadores privados solares fotovoltaicos bajo la Ley 7200, rechazando las objeciones presentadas." }, "pull_quotes": [ { "context": "Conclusión I", "quote_en": "Applying the approved tariff methodology for new private solar photovoltaic generators yields a plant factor of 21.89%; an operating cost of $13.50 per kW; an average financial leverage of 68.40%; a profitability level of 8.19%; and an average unit investment cost of $1,323.24 per kW.", "quote_es": "Al aplicar la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 21,89%; un costo de explotación de $13,50 por kW; un valor promedio del apalancamiento financiero de 68,40%; un nivel de rentabilidad del 8,19% y un costo de inversión promedio unitario es de $1 323,24 por kW." }, { "context": "Conclusión II", "quote_en": "the average tariff per kWh for electricity generation from solar sources is $0.08549", "quote_es": "la tarifa promedio por kWh para la generación de energía eléctrica mediante la fuente solar, es de $0,08549" }, { "context": "Conclusión III", "quote_en": "the tariff band for electricity generation from solar sources was determined, with the lower band (lower limit) of $0.06103 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.09365 per kWh.", "quote_es": "se procedió a determinar la banda tarifaria para la generación de energía eléctrica mediante fuente solar, siendo la banda inferior (límite inferior) de $0,06103 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,09365 por kWh." } ], "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. 4" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=88625&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 0033\n\n Aplicación de oficio de la \"Metodología para la determinación de las tarifas\nde referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas\"\n\nTexto Completo acta: 12BF57\n\nAUTORIDAD REGULADORA\nDE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0033-IE-2019 del 10 de abril de 2019\n\nAPLICACIÓN DE OFICIO DE LA \"METODOLOGÍA PARA LA\n\nDETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE\n\nGENERACIÓN PRIVADA SOLARES FOTOVOLTAICAS NUEVAS\"\n\nET-009-2019\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 16 de marzo de 2015, mediante la resolución RJD-034-2015, se\naprobó la \"Metodología para la\ndeterminación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada\nsolares fotovoltaicas nuevas\", la cual fue publicada en La Gaceta Nº 60 del 26\nde marzo de 2015.\n\nII. Que el 19 de febrero de 2018, mediante resolución DGT-R-012-2018 de la\nDirección General de Tributación del Área de Ingresos del Ministerio de\nHacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas\ndefinidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma\ndependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar\ncompuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.\n\nIII. Que el 12 de abril de 2018, mediante la resolución RIE-035-2018, se fijó\nla banda tarifaria vigente para los generadores privados para plantas solares\nfotovoltaicas.\n\nIV. Que el 14 de febrero de 2019, se publicó la convocatoria a la audiencia\npública en La Gaceta No. 32 así como también en los diarios de circulación\nnacional La Extra y La Teja, siendo el 13 de marzo de 2019 la fecha programada\npara llevar a cabo dicha audiencia pública.\n\nV. Que el 13 de marzo de 2019, se llevó acabo la audiencia pública para la\naplicación anual de la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada\nhidroeléctrica nuevas\", durante la cual se presentó 1 posición, de\nconformidad con el informe de posiciones IN-0068-DGAU-2019 y el acta de\naudiencia AC-0070-DGAU-2019.\n\nVI. Que el 10 de abril de 2019, mediante el informe técnico IN-0042-IE-2019,\nla Intendencia de Energía (IE) emitió el informe técnico, donde se\nrecomendó fijar un precio promedio así como una banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para\nla venta al ICE al amparo del capítulo I de la Ley 7200.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe técnico IN-0042-IE-2019, citado y que sirve de base para\nla presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nII. ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1. Aplicación de la metodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la\n\"Metodología para la determinación de las\ntarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas\nnuevas\" según la resolución RJD-034-2015.\n\nDe acuerdo con la metodología tarifaria, la banda tarifaria se calcula a\npartir de la siguiente ecuación económica:\n\nCE + CFC = p ∗ E\n\nEn donde despejando para p, se obtiene:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nCE = Costos de\nexplotación\n\nCFC = Costo fijo por\ncapital\n\np = Tarifa de venta\n\nE = Expectativas de\nventa (cantidad de energía)\n\nPor lo tanto, para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las\nexpectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el\ncosto fijo del capital. En consecuencia, para la determinación de la tarifa de\nventa de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos se requiere\nla estimación de estas variables.\n\nA continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada\nuna de las variables de dicha ecuación.\n\n2. Expectativas de Energía (E)\n\nSegún la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, para\nestimar la cantidad de energía a utilizar, se debe de aplicar la siguiente\necuación:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nE = Expectativa de\nventas anuales (cantidad de energía).\n\nC = Capacidad\nInstalada de la planta (se asume C=1 kW) 8760 = Cantidad de horas de un año\n(24*365).\n\nfp = factor de\nplanta aplicable según fuente.\n\nPara calcular el factor de planta (fp), se aplicaron los siguientes\ncriterios:\n\n. Se escoge los valores del\nfactor de planta reportados en el \"Cuadro N°5 - Verificación de\ncondiciones mínimas - Convocatoria N°3-2015\" (Anexo 4) del informe técnico \"Informe de\nEvaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015\n\"Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de electricidad al\namparo del capítulo I de la Ley N° 7200\"\" (ver\nAnexo No. 1).\n\n. Se calculó el valor promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en\ncuenta una degradación de los paneles solares del 0,5% anual, según se estableció en el estudio\n\"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica\", realizado por\nECLAREON/BSW (2014) (ver Anexo No. 2).\n\nAl aplicar dichos criterios, el factor de planta para una planta solar\nfotovoltaica es de 21,89% (ver Anexo No. 2).\n\nEn este contexto, haciendo uso del resultado anterior y de la ecuación\ncorrespondiente, el valor de las expectativas de energía (E) es de 1 917,73\nkWh.\n\n3. Costos de Explotación (CE)\n\nEntre los costos de explotación se consideran los costos variables y\nfijos, que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones\nnormales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros o impuestos\nasociados a las utilidades o a las ganancias.\n\nLa metodología seguidamente estableció lo siguiente:\n\n\"Los criterios mencionados\nanteriormente para determinar los valores de costo de explotación se mantendrán\nvigentes mientras no sea sustituida la fuente de información asociada con esos\ncriterios, por otras más actualizadas que cumplan con requisitos adecuados de\nconfiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de sus datos La adopción de\nnuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante\nun informe técnico, el cual se propone que sea elaborado en un plazo no mayor a\nlos cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\"\n\nDe acuerdo con lo anterior, la IE procede a realizar la actualización de\nlos criterios antes mencionados para determinar los nuevos valores de costo de\nexplotación para plantas privadas solares fotovoltaicas nuevas al amparo de la\nLey 7200.\n\nAsí, hecha la revisión de las fuentes de información disponibles, esta intendencia determinó valores\nactualizados del costo de explotación asociados a la operación y mantenimiento de plantas de\ngeneración de energía eléctrica a partir de paneles solares fotovoltaicos, de tipo eje fijo, así\ncomo también de tipo eje con seguidor, a partir del informe \"U.S. Solar Photovoltaic System Cost\nBenchmark: Q1 2018\" de NREL (\"National Renewable Energy Laboratory\"1) publicado en Noviembre de\n2018.\n\n1 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf\n\nLos pasos efectuados para calcular el costo de explotación son los\nsiguientes:\n\n. Todos los datos utilizados se encuentran en unidades de US$ por kW\naño, por lo que no es necesario alguna conversión de unidades, ya que la\nmetodología necesita las unidades de US$ por kW año.\n\n. Se utilizan los datos de\n\"O&M\" más actuales (2018) para los sistemas empresa pública eje fijo y eje con\nseguidor (100MW ambos en pág. 38 nota al pie 8). De la fuente de información\nconsultada resulta importante extraer que del año 2010 al 2018 se ha notado una\ndisminución en los costos de operación y mantenimiento para el sector de\nservicios públicos de alrededor un 49%.\n\n. Debido a la ausencia de datos para sistemas de empresa pública regulada de 20MW (al amparo de la\nLey 7200), se utiliza el promedio de los datos de \"O&M\" para los sistemas de 100WM con eje fijo y\ncon eje con seguidor.\n\nEl costo de explotación para una planta privada solar fotovoltaica nueva\nresultante es de US$ 13,50 por kW (ver Anexo No. 3).\n\n4. Costo fijo por capital (CFC)\n\nSegún la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015,\nmediante este componente CFC se pretende garantizar a los inversionistas\nretornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con un\nnivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de\nparticipar en el desarrollo de la planta.\n\nPara estimar el CFC, se utilizó la siguiente\necuación:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nCFC = Costo Fijo del\nCapital\n\nM = Monto de la\ninversión unitaria\n\nFC = Factor de\ninversiones\n\nA continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada\nuna de las variables de dicha ecuación.\n\n4.1. Factor de Inversiones (FC)\n\nEl FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento\ny de la edad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nψ = Apalancamiento (relación de deuda) (%)\n\nρ = Rentabilidad sobre aportes de capital (%)\n\nt = Tasa de impuesto\nsobre la renta (%)\n\ni = Tasa de interés\n(%)\n\ne = Edad de la\nplanta (años)\n\nd = Plazo de la\ndeuda (años)\n\nv = Vida económica del proyecto (años)\n\n \n\nA continuación, se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada\nuna de las variables de dicha ecuación\n\na) Apalancamiento (ψ)\n\nEl apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y\ncapital propio. El cálculo se hace mediante la determinación de una muestra de\napalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las\nplantas que se pretende tarifar.\n\nPara realizar el cálculo se utilizó un promedio simple de la información\nde financiamiento de proyectos eléctricos disponibles en la Aresep, la cual\ncorresponde con la información de la estructura (columna) de aportes y crédito\nque se muestra en la Convocatoria No. 03-2015.\n\nPor lo tanto, el valor promedio del apalancamiento financiero es del\n68,40% (ver Anexo. 1).\n\nb) Rentabilidad sobre aportes\nal capital (ρ)\n\nSegún la metodología aprobada mediante la resolución RJD-034-2015, el\nnivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de\nValoración de Activos de Capital (CAPM), el cual se base en considerar que los\ncambios en el retorno de un activo están relacionados con el riesgo asociado a\néste, el cual su vez se puede separar en: riesgo sistémico y riesgo específico.\n\nSimilar a lo resuelto en la resolución anterior, se utilizó la fuente de\ninformación Bloomberg L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las\nempresas de generación eléctrica con fuente solar para el sector público, según\nse detalla a continuación:\n\ni. Paso 1: Definición de la clasificación industrial a utilizar: Se escogió\naquella clasificación que permitió obtener la agrupación de empresas cuya\nconformación es lo más cercana posible al conjunto de empresas que forman parte\nde la industria considerada en el alcance de la metodología tarifaria. En este\ncaso se usó la clasificación Bloomberg Industry Classification Standard (siglas\nde \"ICS\" dentro del terminal\nde Bloomberg, ver Anexo No. 4).\n\nii. Paso 2: Selección del grupo de empresas de referencia: Se escogió el\ngrupo de empresas cuya conformación y descripción se ajuste al sector regulado\nde generación eléctrica solar. La categoría industrial seleccionada se desglosa\nde la siguiente manera:\n\nServicios Públicos, Generación Eléctrica, Generación de Energía\nRenovable, Generación de Energía Solar, Energía Solar - Regulada. Tomando en cuenta la clasificación\ndescrita, se tiene un total de 17 empresas de generación solar reguladas\ndisponibles, información tomada de Bloomberg el día 2216 de enero de 2018 a las\n2:00pm am (ver Anexo No. 4).\n\niii. Paso 3: Cálculo del valor del CAPM: Se obtuvo el CAPM para cada empresa\nindividual para los últimos 12 meses anteriores disponibles a la fecha de\ndesarrollo del presente informe técnico, y, luego se calculó la media\naritmética simple de la información de todas las empresas.\n\niv. Posteriormente, se excluyen los valores extremos en un rango\nconfeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y dos desviaciones\nestándar por debajo del promedio, lo cual da como resultado la exclusión de 6\nempresas. (ver Anexo No. 5)\n\nEn función de lo anterior y siguiendo el procedimiento indicado, el\npromedio del CAPM de los valores resultantes es de 8,19% (ver Anexo No. 5).\n\nc) Tasa de interés (i)\n\nSe utilizó el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta\nmeses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al\nsector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de enero\n2014 a diciembre 2018, de la tasa de interés mencionada es de 9,08% (ver Anexo\nNo. 6).\n\nd) Vida económica del proyecto (v)\n\nSegún lo establecido en la resolución RJD-034-2015, para los efectos del\nmodelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del\ncontrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida\neconómica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.\n\ne) Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nSegún lo estableció la resolución RJD-034-2015, que el plazo de la deuda\nes de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo\nmáximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por\nla ley.\n\nf) Edad de la planta (e)\n\nDado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asignó un\nvalor de cero.\n\nPor lo tanto, considerando todos los datos calculados en este apartado,\nda como resultado un Factor de inversiones (FC) de 11,37% (ver Anexo No. 7).\n\n4.2. Monto de la Inversión (M)\n\nEl costo de inversión (M) representa los costos totales necesarios para\nconstruir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.\n\nLa metodología seguidamente estableció lo siguiente:\n\n\"Los criterios mencionados\nanteriormente para determinar los valores de costo de explotación\nse mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información\nasociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con\nrequisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de\nsus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se\ndeberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea\nelaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la\neficacia de la presente metodología.\"\n\nDe acuerdo con lo anterior, esta intendencia procede a realizar la\nactualización los criterios antes mencionados para determinar los nuevos\nvalores del monto de la inversión para plantas privadas solares fotovoltaicas\nnuevas al amparo de la Ley 7200.\n\nAsí, hecha la revisión de las fuentes de información disponibles, esta\nintendencia determinó valores actualizados del costo de explotación asociados a\nla operación y mantenimiento de plantas de generación de energía eléctrica a\npartir de paneles solares fotovoltaicos, de tipo eje fijo, así como también de\ntipo eje con seguidor, a partir del\ninforme \"U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018\" de NREL\n(\"National Renewable Energy Laboratory\"2) publicado en Noviembre de 2018.\n\nLos pasos efectuados para calcular el costo de explotación son los\nsiguientes:\n\n. Todos los datos utilizados se encuentran en unidades de US$ por kW\naño, por lo que no es necesario alguna conversión de unidades, ya que la\nmetodología necesita las unidades de US$ por kW año.\n\n. Se utilizan los datos de la figura 28 (pág. 36) para los sistemas\nde empresas públicas con eje fijo y con eje seguidor.\n\n. Como los datos no están disponibles para un sistema de 20MW, se\nrealiza un ajuste de regresión utilizando los datos de costo como variable Y y\nlos datos de capacidad del sistema como variable X.\n\nAsimismo, estos datos se utilizan para calcular la desviación estándar\nque es requerimiento del cálculo de la banda tarifaria.\n\n2 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf\n\n. La curva de regresión que mejor ajusta se evalúa en 10MW (promedio\nde lo que establece como máximo de la Ley 7200).\n\nPor lo tanto, el costo de inversión unitario promedio para una planta\nsolar fotovoltaica nueva es de US$1 323,24 por kW (ver Anexo No. 8).\n\n5. Definición de la banda\n\nSe propone regular el precio de la energía por parte de generadores\nprivados al ICE, en el marco de la Ley No. 7200, mediante el establecimiento de\nuna banda tarifaria. Ese precio de venta servirá para regular aquellas\ncompraventas de energía eléctrica provenientes de plantas solares fotovoltaicas\nprivadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley\nNo. 7200.\n\nLas bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:\n\n. Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de\ninversión, más una desviación estándar. Es decir, 1 323,24 + 137,52 = US$ 1\n460,76 por kW.\n\n. Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario\npromedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar. Es\ndecir, 1 323,24 - 3 * 137,52 = US$\n910,67 por kW.\n\nA continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas\nen esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones\ntécnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas,\nen donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí\ndefinidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar\ncompuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:\n\n \n\n \n\n6. Estructura tarifaria\n\nEl propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como\nobjetivo maximizar su generación en los periodos en que el valor de la energía\nes mayor para el SEN. Sin embargo, en lo que respecta a la generación solar, el\npatrón solar es similar en todo el país, además no permite regular su\nproducción como para trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por\nmantenimiento es poco significativa. En este caso, la fijación de una\nestructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la\nplanta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de\naplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla y\ncon un solo valor.\n\nPor las razones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se\nincluye una estructura tarifaria.\n\n7. Moneda en que se expresará la tarifa\n\nSegún lo establece la resolución RJD-034-2015, las tarifas resultantes\nde la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los\nEstados Unidos de América (US$ o $). Las condiciones en que se realicen los\npagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía\ncontractual, y con base en la normativa aplicable.\n\n8. Obligaciones de los generadores privados\n\nTal y como se establece mediante la resolución RJD-034-2015, los\ngeneradores privados solares fotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las\ntarifas establecidas mediante esta aplicación tarifaria, están en la obligación\nde presentar anualmente a la Aresep la información financiera auditada,\n(incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de\ninversión individual) así como su debida justificación.\n\nAdemás de lo anterior, mediante la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, se\nestableció la \"Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de\nElectricidad en su Etapa ge Generación, Prestado por Generadores Amparados en el Capítulo I De La\nLey 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la\nGeneración de\n\nElectricidad y otros\nsimilares que el Marco Legal Autorice\", por lo que los generadores solares\nfotovoltaicos nuevos a los que les aplica esta tarifa deben remitir la\ninformación ahí solicitada, con los formularios y en la periodicidad\nestablecidos.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONES\n\n1. Al aplicar la metodología tarifaria aprobada para los generadores\nprivados solares fotovoltaicos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de\n21,89%; un costo de explotación de $13,50 por kW; un valor promedio del\napalancamiento financiero de 68,40%; un nivel de rentabilidad del 8,19% y un\ncosto de inversión promedio unitario es de $1 323,24 por kW.\n\n2. De conformidad con la metodología tarifaria para plantas de generación\nprivada solares fotovoltaicas nuevas, la tarifa promedio por kWh para la\ngeneración de energía eléctrica mediante la fuente solar, es de $0,08549\n\n3. De la misma manera, se procedió a determinar la banda tarifaria para la\ngeneración de energía eléctrica mediante fuente solar, siendo la banda inferior\n(límite inferior) de $0,06103 por kWh y una banda superior (límite superior) de\n$0,09365 por kWh.\n\n[.]\n\nII. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0042-IE-2019 citado,\nconviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1. Oposición: Natural Partners S.A. cédula jurídica número\n3-101-615223, representada por Jan Borchgrevink Danielson, cédula de residencia\nnúmero 157800002725 en calidad de apoderado especial.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia, presenta\nescrito (visible a folios del 34 al 52 y del 53 al 67).\n\nNotificaciones: Al fax: 2232-8546, correo: janb@refeel.eu\n\na) Que el resultado de la aplicación tarifaria afecte solo a generadores\nque no hayan firmado contrato con el ICE. La inversión ocurre una sola vez al inicio\ndel proyecto, de manera que el generador no puede regresar en el tiempo y\ndecirle al proveedor que como los precios de los materiales bajaron le devuelva\nlo correspondiente a la diferencia entre los precios de los materiales de este\naño respecto al año pasado, para así poder ajustar los ingresos incluidos en el\nestudio de factibilidad y con el cual calculó su rentabilidad y además con base\nen el cual fue donde un banco a endeudarse para ejecutar el proyecto.\n\nEn respuesta al argumento expuesto, se le indica al opositor que el Reglamento de la Ley 7200\nindica, en su artículo 21, que: \"El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en\nel proceso en que resultó seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los\nrangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de\npresentar su propuesta. (.) El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la\nfórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre\ndentro de los límites establecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.\" Se desprende del\nartículo anterior, que el mismo no hace distinción entre plantas con y sin contrato con el ICE.\n\nAdemás, la metodología tarifaria establece que la fijación de la banda\nse realiza una vez al año, de manera que la Intendencia de Energía, como\naplicador, debe actuar en estricto apego a la metodología en los términos en\nque fue aprobada por la Junta Directiva. Así las cosas, por tratarse de asuntos\nde carácter metodológico, se le indica al oponente que la Intendencia remitirá\nsu posición al Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), como insumo para\nretroalimentar la toma de decisiones, considerando que es el órgano responsable\nde realizar la revisión, actualización y desarrollo de los instrumentos\nregulatorios.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.\n\nb) Que el límite superior de la banda de precios se amplíe a 3 desviaciones\nestándar. Según el artículo 4 de la Ley 7593 de Aresep, debe de armonizar los\nintereses de los consumidores, usuarios y prestadores, por lo que sesgar una de\nlas bandas (la superior más cerca del promedio) con respecto a la otra (la\ninferior más lejos del promedio),\n\nAl respecto, se le indica al opositor que la metodología es explícita cuando indica que: \"Definición\nde la banda tarifaria. (.) Las bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera: ▪ Límite\nsuperior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una desviación estándar. ▪\nLímite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor\nde tres desviaciones estándar.\"\n\nAsí las cosas, al estar este argumento relacionado con la metodología y\nno con un tema de aplicación, de igual manera que en el caso anterior, el mismo\nserá enviado para valoración del CDR, que es el órgano interno responsable de\nrealizar la revisión, actualización y desarrollo de los instrumentos\nregulatorios.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.\n\nc) Solicita que se utilice solamente una desviación para calcular la\nexclusión de valores extremos, así como también que se utilice el procedimiento\nde cálculo de rentabilidad a partir de los datos de Damodaran, ya que no es\nposible ingresar a Bloomberg ya que ese una fuente de datos paga.\n\nAnte este argumento, se le indica al opositor que el procedimiento\nseguido por la Intendencia para la exclusión de valores extremos es consistente\ncon lo actuado en fijaciones anteriores, criterio técnico igualmente utilizado\npara excluir valores extremos de las demás metodologías de generación privada.\n\nAsimismo, con respecto a los datos de Bloomberg, se le recuerda al\nopositor que en el informe técnico, el cual consta en el expediente público, se\nencuentra la totalidad de los datos extraídos de Bloomberg, razón por la cual\nlos usuarios e interesados, sin tener que contar con acceso a esta plataforma\nespecializada, pueden conocer de manera oportuna los datos utilizados, razón\npor la cual no genera el estado de indefensión que refiere el oponente.\n\nPor último, la metodología\nes explícita al indicar que: \"En el caso que la Aresep no cuente con acceso a\nfuentes de información financiera (privadas) especializadas y adquiridas por la\ninstitución con fines regulatorios que tengan el desglose requerido en el punto\na) anterior, se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por\nel Dr. Aswath Damodaran, de la\nUniversidad de New York.\" Al respecto, se le indica al oponente que la Autoridad\nReguladora cumple con lo establecido en la metodología, considerando que sí\ntiene a información financiera especializada y adquirida, disposición que en\ntodo caso está dirigida a la Intendencia como responsable de realizar su\naplicación.\n\nPor lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo establecido en los resultandos y considerandos\nanteriores, lo procedente es fijar un precio promedio así como una banda\ntarifaria para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que\nfirmen un contrato para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley\n7200, tal y como se dispone:\n\nPOR TANTO\n\nEL INTENDENTE DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos\nque firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad\nal amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente\nautorizados por la Ley, un precio promedio de $0,08549, así como una banda\ntarifaria compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,06103 por\nkWh y una banda superior (límite superior) de $0,09365 por kWh.\n\nII. De conformidad con la resolución RJD-034-2015, los generadores privados\nsolares fotovoltaicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas\nmediante esta metodología tarifaria, 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, a más tardar el 31 de mayo de cada año, para lo cual\nse habilita el expediente OT-399-2017.\n\nIII. Indicar a los generadores eólicos nuevos que brindan el servicio público\nde electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley\n7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017 \"Implementación de la\nContabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en\nsu Etapa ge Generación, Prestado por Generadores Amparados en el Capítulo I De\nLa Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas\nque se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el Marco\nLegal Autorice\" del 22 de diciembre de 2017.\n\nIV. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE\nal amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con lo establecido en la\nresolución RJD-009-2010 y sus reformas (información financiera auditada), la\nresolución RIE-132-2017 (contabilidad regulatoria) y lo dispuesto en esta\nresolución, se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la\ndocumentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de\niniciar los procedimientos administrativos correspondientes.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley\nGeneral de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta\nresolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de\napelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse\nante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de\napelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que\ncorresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de\nrevocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días\nhábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el\nextraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354\nde dicha ley.\n\nPUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE", "body_en_text": ".. in the entirety of the text\n\n -\n\n Full Text of Norm 0033\n\n Ex officio application of the \"Methodology for the determination of reference rates for new private solar photovoltaic generation plants\"\n\nFull Text of record: 12BF57\n\nREGULATORY AUTHORITY\nOF PUBLIC SERVICES\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRE-0033-IE-2019 of April 10, 2019\n\nEX OFFICIO APPLICATION OF THE \"METHODOLOGY FOR THE\n\nDETERMINATION OF REFERENCE RATES FOR NEW PRIVATE\n\nSOLAR PHOTOVOLTAIC GENERATION PLANTS\"\n\nET-009-2019\n\nWHEREAS:\n\nI. On March 16, 2015, through resolution RJD-034-2015, the \"Methodology for the\ndetermination of reference rates for new private solar photovoltaic generation\nplants\" was approved, which was published in La Gaceta No. 60 of March 26,\n2015.\n\nII. On February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and normative specifications defined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same unit, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals.\n\nIII. On April 12, 2018, through resolution RIE-035-2018, the current rate band for private generators for solar photovoltaic plants was set.\n\nIV. On February 14, 2019, the call for the public hearing was published in La Gaceta No. 32 as well as in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with March 13, 2019, being the scheduled date to hold said public hearing.\n\nV. On March 13, 2019, the public hearing was held for the annual application of the \"Reference rate methodology\nfor new private hydroelectric generation\nplants,\" during which 1 position was presented, in accordance with the position report IN-0068-DGAU-2019 and the hearing record AC-0070-DGAU-2019.\n\nVI. On April 10, 2019, through technical report IN-0042-IE-2019, the Intendencia de Energía (IE) issued the technical report, where it recommended setting an average price as well as a rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to ICE under chapter I of Law 7200.\n\nCONSIDERING:\n\nI. From the cited technical report IN-0042-IE-2019, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\nII. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Application of the methodology\n\nThis section presents the detail of the ex officio application of the\n\"Methodology for the determination of reference rates for new private solar photovoltaic generation\nplants\" according to resolution RJD-034-2015.\n\nAccording to the rate methodology, the rate band is calculated from the following economic equation:\n\nCE + CFC = p ∗ E\n\nWhere, solving for p, we obtain:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nCE = Operating Costs\n(Costos de explotación)\n\nCFC = Fixed Cost of Capital\n(Costo fijo por capital)\n\np = Sale Rate\n\nE = Sales Expectations\n(amount of energy)\n\nTherefore, for the purposes of this model, the rate depends both on the sales expectations of electricity and on the operating costs and the fixed cost of capital. Consequently, to determine the sale rate of electric energy by new private generators, the estimation of these variables is required.\n\nBelow, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed.\n\n2. Energy Expectations (E)\n\nAccording to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, to estimate the amount of energy to be used, the following equation must be applied:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nE = Annual sales expectations (amount of energy).\n\nC = Installed Capacity of the plant (C=1 kW is assumed) 8760 = Number of hours in a year (24*365).\n\nfp = applicable plant factor according to source.\n\nTo calculate the plant factor (fp), the following criteria were applied:\n\n. The plant factor values reported in \"Table No. 5 - Verification of minimum conditions - Call No. 3-2015\" (Annex 4) of the technical report \"Proposal Evaluation Report, Call No. 3-2015 'Selection of a solar photovoltaic project for electricity generation under chapter I of Law No. 7200'\" are chosen (see Annex No. 1).\n\n. The average value of the plant factor during the twenty years of the contract was calculated, taking into account an annual degradation of the solar panels of 0.5%, as established in the study \"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica,\" conducted by ECLAREON/BSW (2014) (see Annex No. 2).\n\nApplying these criteria, the plant factor for a solar photovoltaic plant is 21.89% (see Annex No. 2).\n\nIn this context, using the previous result and the corresponding equation, the value of the energy expectations (E) is 1,917.73 kWh.\n\n3. Operating Costs (Costos de Explotación, CE)\n\nAmong the operating costs, variable and fixed costs are considered, which are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.\n\nThe methodology subsequently established the following:\n\n\"The aforementioned criteria for determining the operating cost values will remain valid as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by more up-to-date sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and public availability of their data. The adoption of new sources of information for that purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years from the effective date of this methodology.\"\n\nIn accordance with the above, the IE proceeds to update the aforementioned criteria to determine the new operating cost values for new private solar photovoltaic plants under Law 7200.\n\nThus, having reviewed the available sources of information, this Intendency determined updated operating cost values associated with the operation and maintenance of electric energy generation plants from solar photovoltaic panels, of the fixed-axis type, as well as the tracking-axis type, based on the report \"U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018\" by NREL (\"National Renewable Energy Laboratory\"1) published in November 2018.\n\n1 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf\n\nThe steps taken to calculate the operating cost are as follows:\n\n. All data used are in units of US$ per kW per year, so no unit conversion is necessary, as the methodology requires units of US$ per kW per year.\n\n. The most current \"O&M\" data (2018) for public utility systems, fixed-axis and tracking-axis (100MW both on page 38, footnote 8), are used. From the consulted source of information, it is important to extract that from 2010 to 2018, a decrease in operation and maintenance costs for the public service sector has been noted, of around 49%.\n\n. Due to the absence of data for regulated public utility systems of 20MW (under Law 7200), the average of the \"O&M\" data for the 100MW systems with fixed axis and with tracking axis is used.\n\nThe resulting operating cost for a new private solar photovoltaic plant is US$ 13.50 per kW (see Annex No. 3).\n\n4. Fixed Cost of Capital (Costo fijo por capital, CFC)\n\nAccording to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, this CFC component is intended to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the development of the plant attractive.\n\nTo estimate the CFC, the following equation was used:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nCFC = Fixed Cost of Capital\n\nM = Amount of the unit investment\n\nFC = Investment Factor\n\nBelow, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed.\n\n4.1. Investment Factor (FC)\n\nThe FC depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant. It is determined using the following equation:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nψ = Leverage (debt ratio) (%)\n\nρ = Return (rentabilidad) on capital contributions (%)\n\nt = Income tax rate (%)\n\ni = Interest rate (%)\n\ne = Age of the plant (years)\n\nd = Term of the debt (years)\n\nv = Economic life of the project (years)\n\n \n\nBelow, the manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed\n\na) Leverage (ψ)\n\nLeverage is used to estimate the relationship between debt and equity. The calculation is done by determining a sample of leverage from electric plants, to the extent possible, similar to the plants intended to be rated.\n\nTo perform the calculation, a simple average was used of the financing information for electric projects available at the Aresep, which corresponds to the information on the structure (column) of contributions and credit shown in Call No. 03-2015.\n\nTherefore, the average value of the financial leverage is 68.40% (see Annex 1).\n\nb) Return on capital contributions (ρ)\n\nAccording to the methodology approved through resolution RJD-034-2015, the level of return (rentabilidad) will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), which is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it, which in turn can be separated into: systemic risk and specific risk.\n\nSimilar to what was resolved in the previous resolution, the source of information Bloomberg L.P. was used, from which the CAPM values of electric generation companies with a solar source for the public sector are obtained, as detailed below:\n\ni. Step 1: Definition of the industrial classification to use: That classification was chosen that allowed obtaining the grouping of companies whose composition is as close as possible to the group of companies that are part of the industry considered in the scope of the rate methodology. In this case, the Bloomberg Industry Classification Standard (acronym \"ICS\" within the Bloomberg terminal, see Annex No. 4) was used.\n\nii. Step 2: Selection of the reference group of companies: The group of companies whose composition and description match the regulated solar electric generation sector was chosen. The selected industrial category is broken down as follows:\n\nPublic Services, Electric Generation, Renewable Energy Generation, Solar Energy Generation, Solar Energy - Regulated. Taking into account the described classification, there is a total of 17 regulated solar generation companies available, information taken from Bloomberg on the 22nd day of January 2018 at 2:00 pm (see Annex No. 4).\n\niii. Step 3: Calculation of the CAPM value: The CAPM was obtained for each individual company for the last 12 preceding months available as of the date of development of this technical report, and then the simple arithmetic mean of the information from all the companies was calculated.\n\niv. Subsequently, extreme values are excluded within a range constructed by two standard deviations above and two standard deviations below the average, which results in the exclusion of 6 companies. (see Annex No. 5)\n\nBased on the above and following the indicated procedure, the average CAPM of the resulting values is 8.19% (see Annex No. 5).\n\nc) Interest rate (i)\n\nThe monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used.\n\nThe arithmetic average of the last sixty months, that is, from January 2014 to December 2018, of the mentioned interest rate is 9.08% (see Annex No. 6).\n\nd) Economic life of the project (v)\n\nAs established in resolution RJD-034-2015, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the rate. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.\n\ne) Term of the debt (d) and term of the contract\n\nAs established by resolution RJD-034-2015, the term of the debt is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum allowed by law.\n\nf) Age of the plant (e)\n\nGiven that these are new plants, this variable was assigned a value of zero.\n\nTherefore, considering all the data calculated in this section, the result is an Investment Factor (FC) of 11.37% (see Annex No. 7).\n\n4.2. Amount of Investment (M)\n\nThe investment cost (M) represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe methodology subsequently established the following:\n\n\"The aforementioned criteria for determining the operating cost values will remain valid as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by more up-to-date sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and public availability of their data. The adoption of new sources of information for that purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years from the effective date of this methodology.\"\n\nIn accordance with the above, this Intendency proceeds to update the aforementioned criteria to determine the new values for the investment amount for new private solar photovoltaic plants under Law 7200.\n\nThus, having reviewed the available sources of information, this Intendency determined updated operating cost values associated with the operation and maintenance of electric energy generation plants from solar photovoltaic panels, of the fixed-axis type, as well as the tracking-axis type, based on the report \"U.S. Solar Photovoltaic System Cost Benchmark: Q1 2018\" by NREL (\"National Renewable Energy Laboratory\"2) published in November 2018.\n\nThe steps taken to calculate the operating cost are as follows:\n\n. All data used are in units of US$ per kW per year, so no unit conversion is necessary, as the methodology requires units of US$ per kW per year.\n\n. The data from figure 28 (page 36) for public utility systems with a fixed axis and with a tracking axis are used.\n\n. As data are not available for a 20MW system, a regression adjustment is performed using the cost data as variable Y and the system capacity data as variable X.\n\nLikewise, these data are used to calculate the standard deviation, which is a requirement for calculating the rate band.\n\n2 https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72399.pdf\n\n. The best-fitting regression curve is evaluated at 10MW (average of what is established as the maximum under Law 7200).\n\nTherefore, the average unit investment cost for a new solar photovoltaic plant is US$1,323.24 per kW (see Annex No. 8).\n\n5. Definition of the band\n\nIt is proposed to regulate the price of energy from private generators to ICE, within the framework of Law No. 7200, by establishing a rate band. This sale price will serve to regulate those purchases of electric energy coming from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law No. 7200.\n\nThe rate bands are estimated as follows:\n\n. Upper limit: is obtained as the average unit investment cost, plus one standard deviation. That is, 1,323.24 + 137.52 = US$ 1,460.76 per kW.\n\n. Lower limit: is calculated as the value of the average unit investment cost minus the value of three standard deviations. That is, 1,323.24 - 3 * 137.52 = US$ 910.67 per kW.\n\nBelow is a summary of all the variables calculated in this rate application, where the price respects the technical specifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, where the mandatory use of the electronic invoice system was resolved, in accordance with the technical and normative specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals:\n\n \n\n \n\n6. Rate structure\n\nThe purpose of the structure is for the generator to aim to maximize its generation in the periods when the value of the energy is highest for the SEN. However, regarding solar generation, the solar pattern is similar throughout the country, it does not allow regulating its production to shift energy between periods, and unavailability due to maintenance is negligible. In this case, setting a rate structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain that the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler, single-value rate.\n\nFor the above reasons, a rate structure is not included for solar photovoltaic generation.\n\n7. Currency in which the rate will be expressed\n\nAs established by resolution RJD-034-2015, the rates resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in United States of America dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.\n\n8. Obligations of private generators\n\nAs established through resolution RJD-034-2015, the new private solar photovoltaic generators to which the rates established through this rate application apply are obliged to annually submit audited financial information to Aresep (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification.\n\nIn addition to the above, through resolution RIE-132-2017 of December 22, 2017, the \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, Provided by Generators Covered by Chapter I of Law 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities that the Legal Framework Authorizes\" was established, therefore the new solar photovoltaic generators to which this rate applies must submit the information requested therein, with the forms and at the frequency established.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONS\n\n1. Applying the tariff methodology approved for new private solar photovoltaic generators, the obtained results are: a plant factor of 21.89%; an operating cost of $13.50 per kW; an average financial leverage value of 68.40%; a return level of 8.19%; and an average unit investment cost of $1,323.24 per kW.\n\n2. In accordance with the rate methodology for new private solar photovoltaic generation plants, the average rate per kWh for the generation of electric energy using the solar source is $0.08549\n\n3. In the same manner, the rate band for the generation of electric energy using the solar source was determined, with the lower band (lower limit) being $0.06103 per kWh and the upper band (upper limit) being $0.09365 per kWh.\n\n[.]\n\nII. Regarding the public hearing, from the cited official communication IN-0042-IE-2019, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\n1. Opposition: Natural Partners S.A., legal ID number 3-101-615223, represented by Jan Borchgrevink Danielson, residence ID number 157800002725, in the capacity of special attorney-in-fact.\n\nObservations: Does not take the floor at the hearing, submits a written statement (visible on folios 34 through 52 and 53 through 67).\n\nNotifications: To fax: 2232-8546, email: janb@refeel.eu\n\na) That the result of the rate application should only affect generators who have not yet signed a contract with ICE. The investment occurs only once at the beginning of the project, so the generator cannot go back in time and tell the supplier that because material prices have fallen, they should refund the difference between this year's material prices and last year's, in order to adjust the revenues included in the feasibility study, with which they calculated their profitability and on the basis of which they went to a bank to borrow money to execute the project.\n\nIn response to the argument presented, the opponent is informed that the Regulation to Law 7200 states, in Article 21, that: \"ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected. Said price shall be offered by the Producer, respecting the ranges established in the rate set by ARESEP and which is in force at the time of submitting its proposal. (.) The recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the rate in force at ARESEP.\" It follows from the preceding article that it does not distinguish between plants with and without a contract with ICE.\n\nFurthermore, the rate methodology establishes that the setting of the band is performed once a year, so the Intendencia de Energía, as the applier, must act in strict adherence to the methodology as it was approved by the Board of Directors. Thus, as this is a matter of a methodological nature, the opponent is informed that the Intendency will forward their position to the Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), as input to provide feedback for decision-making, considering that it is the body responsible for carrying out the review, updating, and development of regulatory instruments.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this argument.\n\nb) That the upper limit of the price band be extended to 3 standard deviations. According to Article 4 of the ARESEP Law, Ley 7593, it must harmonize the interests of consumers, users, and providers, so biasing one of the bands (the upper one closer to the average) with respect to the other (the lower one further from the average),\n\nIn this regard, the opponent is informed that the methodology is explicit when it indicates: \"Definition of the rate band. (.) The rate bands are estimated as follows: ▪ Upper limit: is obtained as the average unit cost of investment plus one standard deviation. ▪ Lower limit: is calculated as the value of the average unit cost of investment minus the value of three standard deviations.\"\n\nThus, as this argument is related to the methodology and not to an application issue, in the same way as in the previous case, it will be sent for evaluation by the CDR, which is the internal body responsible for carrying out the review, updating, and development of regulatory instruments.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this argument.\n\nc) It requests that only one standard deviation be used to calculate the exclusion of extreme values, and also that the procedure for calculating profitability be used based on Damodaran's data, as it is not possible to access Bloomberg since it is a paid data source.\n\nIn view of this argument, the opponent is informed that the procedure followed by the Intendency for the exclusion of extreme values is consistent with what was done in previous setting processes, a technical criterion also used to exclude extreme values in other private generation methodologies.\n\nLikewise, regarding the Bloomberg data, the opponent is reminded that in the technical report, which is contained in the public file (expediente), the entirety of the data extracted from Bloomberg is found, for which reason users and interested parties, without needing to have access to this specialized platform, can learn of the data used in a timely manner, which is why it does not generate the state of defenselessness the opponent refers to.\n\nFinally, the methodology is explicit in indicating that: \"In the event that ARESEP does not have access to specialized (private) financial information sources acquired by the institution for regulatory purposes that have the required breakdown in point a) above, the information published by Dr. Aswath Damodaran of New York University will be used for the CAPM calculation.\" In this regard, the opponent is informed that the Regulatory Authority complies with what is established in the methodology, considering that it does have specialized and acquired financial information, a provision that in any case is directed to the Intendency as the entity responsible for its application.\n\nTherefore, it is recommended not to accept this argument.\n\n[.]\n\nIII. That, in accordance with what is established in the preceding Whereas and Considering clauses, the proper course of action is to set an average price as well as a rate band for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to ICE under Chapter I of Law 7200, as provided below:\n\nTHEREFORE\n\nTHE ENERGY INTENDENT\n\nRESOLVES:\n\nI. To set, for all new private solar photovoltaic generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, an average price of $0.08549, as well as a rate band composed of a lower rate (lower limit) of $0.06103 per kWh and an upper band (upper limit) of $0.09365 per kWh.\n\nII. In accordance with resolution RJD-034-2015, the new private solar photovoltaic generators to which the rates established through this rate methodology apply are obliged to annually submit to Aresep the audited financial statements for 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 linking them to the provision of the public service of electrical energy supply in its generation stage. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually, no later than May 31 of each year, for which file OT-399-2017 is enabled.\n\nIII. To indicate to the new wind generators providing the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, Provided by Generators Covered by Chapter I of Law 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities that the Legal Framework Authorizes\" of December 22, 2017.\n\nIV. To indicate to private generators that sell electric energy to ICE under Law No. 7200, that failing to comply with the provisions of resolution RJD-009-2010 and its amendments (audited financial information), resolution RIE-132-2017 (regulatory accounting), and what is ordered in this resolution, the respective documentation will be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of evaluating the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby informed that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed. The remedy of revocation may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the remedies of appeal and review may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGAP, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three working days counted from the working day following the notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nPUBLISH AND NOTIFY" }