{ "id": "norm-90069", "citation": "Resolución 0089", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Fijación de banda tarifaria para generación eólica privada nueva", "title_en": "Setting of reference price band for new private wind generation", "summary_es": "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) realiza la aplicación anual de oficio de la metodología 'Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas'. A partir de la actualización de variables como el factor de planta (47,54%), el apalancamiento financiero (70,15%), la rentabilidad (10,78%), los costos de explotación (92,65 US$/kW) y los costos de inversión (1.999,27 US$/kW), se fija una banda tarifaria con un límite inferior de US$ 0,05114/kWh y un límite superior de US$ 0,09190/kWh, así como una estructura tarifaria horaria estacional para todos los generadores privados eólicos nuevos que vendan energía al ICE bajo el Capítulo I de la Ley N.° 7200 u otros compradores autorizados. La resolución también atiende las oposiciones presentadas durante la audiencia pública, acogiendo parcial o totalmente algunas de ellas y detallando los ajustes realizados en los costos de explotación e inversión.", "summary_en": "The Public Services Regulatory Authority (ARESEP) conducts the annual ex officio application of the methodology 'Model for the Determination of Reference Prices for New Private Wind Generation Plants'. After updating variables such as plant factor (47.54%), financial leverage (70.15%), profitability (10.78%), operating costs (92.65 US$/kW) and investment costs (1,999.27 US$/kW), it sets a reference price band with a lower limit of US$0.05114/kWh and an upper limit of US$0.09190/kWh, along with a seasonal time-of-use rate structure for all new private wind generators selling energy to ICE under Chapter I of Law No. 7200 or other authorized buyers. The resolution also addresses the objections raised during the public hearing, partially or fully accepting some of them and detailing the adjustments made to operating and investment costs.", "court_or_agency": "", "date": "14/11/2019", "year": "2019", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "generación privada", "Capítulo I Ley 7200", "factor de planta", "apalancamiento financiero", "costo de explotación", "costo de inversión", "audiencia pública", "contabilidad regulatoria" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 32", "law": "Ley 7593" } ], "keywords_es": [ "ARESEP", "tarifas de energía", "eólica", "generación privada", "Ley 7200", "banda tarifaria", "metodología tarifaria", "ICE", "audiencia pública", "factor de planta", "costo de inversión", "contabilidad regulatoria", "Intendencia de Energía" ], "keywords_en": [ "ARESEP", "energy tariffs", "wind power", "private generation", "Law 7200", "price band", "tariff methodology", "ICE", "public hearing", "plant factor", "investment cost", "regulatory accounting", "Energy Intendency" ], "excerpt_es": "I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de US$ 0,05114 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,09190 por kW.", "excerpt_en": "I. To set the reference price band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200 or other buyers duly authorized by law, consisting of a lower rate (lower limit) of US$0.05114 per kWh and an upper band (upper limit) of US$0.09190 per kW.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "Sets the reference price band for new private wind generation sold to ICE or other authorized buyers under Chapter I of Law No. 7200, with limits of US$0.05114/kWh and US$0.09190/kWh, and establishes the corresponding rate structure.", "summary_es": "Se fija la banda tarifaria de referencia para la generación privada eólica nueva que venda energía al ICE o a otros compradores autorizados bajo el Capítulo I de la Ley N.° 7200, con límites de US$ 0,05114/kWh y US$ 0,09190/kWh, y se establece la estructura tarifaria correspondiente." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando II, sección 2.d)", "quote_en": "At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be higher than the upper limit of the current price band, nor lower than the lower limit of that band, as established in Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law No. 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 No. 7200." }, { "context": "Considerando II, sección 2.f) Alcance", "quote_en": "The model presented is applicable to the tariff settings for the sales of energy to ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework established by Chapter 1 of Law No. 7200...", "quote_es": "El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200..." } ], "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" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=90069&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 0089\n\n Aplicación de oficio de la metodología \"Modelo para la determinación de\ntarifas de referencias para plantas de generación privado eólicas nuevas\"\n\nTexto Completo acta: 1323D2\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS\nPÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0089-IE-2019\ndel 14 de noviembre de 2019 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA METODOLOGÍA \"MODELO\nPARA LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN\nPRIVADA EÓLICAS NUEVAS\"\n\nET-067-2019\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la\nResolución RJD-163-2011, la Junta Directiva de la Aresep aprobó el \"Modelo para\nla Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada\nEólicas Nuevas\", el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre\nde 2011, y modificada mediante resolución RJD-027-2014 publicada en el Alcance\nNo. 10 de La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014 y mediante resolución\nRJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de\nfebrero de 2016.\n\nII. Que el 25 de mayo de 2016, mediante correo\nelectrónico, se le solicitó al ICE acerca de la actualización de la estructura\ntarifaria para las metodologías aplicables de generación privada.\n\nIII. Que el 22 de diciembre de 2017, mediante la\nresolución RIE-132-2017, la Intendencia de Energía resolvió la implementación\nde la Contabilidad Regulatoria para el servicio público suministro de\nelectricidad en su etapa de Generación, prestado por generadores amparados en\nel capítulo I de la Ley No.7200, consorcios de las empresas públicas,\nmunicipales y cooperativas que se dediquen a la generación de electricidad y\notros similares que el marco legal autorice.\n\nIV. Que el 19 de febrero de 2018, mediante la\nresolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de Tributación del Área de\nIngresos del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, resolvió la\nobligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con\nlas especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución\nDGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el\nprecio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5\ndecimales.\n\nV. Que el 23 de agosto de 2018, mediante la\nresolución RE-IE-0079-2018, el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria\nvigente para todos los generadores privados eólicos nuevos, la cual fue\npublicada en el Alcance 158 a La Gaceta No. 165 del 10 de septiembre de 2018.\n\nVI. Que el 21 de enero de 2019, mediante el\noficio OF-0078-IE-2019, se le solicitó nuevamente al ICE la actualización de\nlos nuevos valores adimensionales de la citada estructura tarifaria. Sin\nembargo, a la fecha de formalización del presente informe la Intendencia de\nEnergía no ha recibido la información solicitada.\n\nVII. Que el 19 de septiembre de 2019, se publicó\nla convocatoria a la audiencia pública y nota explicativa en La Gaceta No. 177,\nasí como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja,\nsiendo el 23 de septiembre de 2019 la fecha programada para llevar a cabo la\nnota explicativa, y el 15 de octubre de 2019 la fecha programada para la\naudiencia pública.\n\nVIII. Que el 15 de octubre de 2019, se llevó a\ncabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología \"Modelo\npara la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación\nPrivada Eólicas Nuevas\", durante la cual se presentaron 9 posiciones, de\nconformidad con el informe de posiciones IN-0575-DGAU-2019 y el acta de\naudiencia AC- 0378-DGAU-2019.\n\nIX. Que el 14 de noviembre de 2019, mediante el\noficio IN-0134-IE-2019, la Intendencia de Energía (IE) emitió el informe\ntécnico, donde se recomendó, entre otras cosas, fijar a banda tarifaria para\ntodos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la\nventa al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la\nLey No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe técnico IN-0134-IE-2019,\ncitado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo\nsiguiente:\n\n[.]\n\nII.\nANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1.\nAplicación anual de oficio de la metodología\n\nEn este\napartado se presenta el detalle de la aplicación del \"Modelo para la Determinación de Tarifas de\nReferencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas\" según la resolución RJD-163-2011 y sus\nreformas aprobadas RJD-027-2014 y RJD-017-2016.\n\nLa fórmula\ngeneral del modelo se puede expresar mediante la siguiente ecuación económica\ndesde la perspectiva del generador privado:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nCE = Costos de\nExplotación\n\nCFC = Costo\nFijo por Capital\n\nP = Precio de\nla Energía (variable de interés)\n\nE =\nExpectativas de ventas anuales (cantidad de energía)\n\nPor lo tanto, despejando el precio, tenemos:\n\n \n\n \n\nCabe destacar que\nel cálculo de la banda se determina a partir de los datos de inversión,\nresultando en un límite superior y un límite inferior.\n\nEl siguiente\ncuadro resume la actualización de las principales variables de esta aplicación\nanual de oficio:\n\n \n\n \n\nA continuación,\nse detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.\n\n2. Cálculo\nde las variables del modelo\n\na.\nExpectativas de venta (E)\n\nPara estimar\nla variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad\nde  energía a vender durante el año, se\nconsidera la siguiente ecuación:\n\n \n\n \n\nDonde:\n\nE =\nExpectativa de ventas anuales (cantidad de energía) 8760 = Cantidad de horas de\nun año (24 horas * 365 días)\n\nfp = factor de\nplanta aplicable según fuente C = 1 (capacidad unitaria, simplificación del\ncálculo del modelo)\n\nSegún la\nmetodología aprobada en la resolución RJD-163-2011, el valor del factor de\nplanta (fp) que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos que\ndisponga la Aresep de plantas eólicas privadas costarricenses con capacidades\ninstaladas menores que 20 MW, los cuales generaron energía durante 10 o más\nmeses del respectivo año.\n\nAdemás, se\nincluyó la información de factores de planta proveniente de los concursos\nrealizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real\nutilizada. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio\nsobre el cual Aresep posea información real más los datos de las convocatorias.\n\nPara los años\n2014 a 2017 se utilizó la información de la resolución RE-IE-0079- 2018\n(informes mensuales1 para 2016 y 2017 e informes anuales2\nCENCE para 2014 y 2015 para la capacidad instalada), mientras que para el año\n2018 se utilizó la información de potencia nominal (publicada en los informes\nmensuales3 del CENCE) y la producción anual (suministrada por el\nÁrea de Información y Mercado de la IE, que a su vez es remitida por el CENCE\nsegún lo definido para tales efectos por medio de la resolución RIE-089-2016),\nhabiendo hecho un ajuste para aquellas plantas en donde hubo un cambio de placa\ndurante el año para reflejar de mejor manera el factor de planta\ncorrespondiente.\n\n1\nhttps://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co\ndigoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante\n\n2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi\nvo=3008\n\n3\nhttps://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co\ndigoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante\n\nDe acuerdo con\nlo establecido, el valor del factor de planta se calculó de la siguiente\nmanera. Una vez que se obtiene el factor de planta de la muestra de plantas\neólicas nacionales de cada año, se calculó para cada año el promedio ponderado\nutilizando la capacidad instalada de cada planta como ponderador.\n\nPor último, se\ncalculó para el total de los cinco años, el promedio ponderado utilizando la\ncapacidad instalada total de cada año como ponderador.\n\nEl factor de\nplanta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta\neólica nueva es de 47,54% (ver Anexo No. 1).\n\nPor lo tanto,\nlas expectativas de energía, siguiendo la fórmula de arriba es de 4 164,69\nhoras-año.\n\nb. Costos\nde Explotación (CE)\n\nLos costos de\nexplotación consideran los costos de operación variables y fijos que son\nnecesarios 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 metodología\naprobada en la resolución RJD-163-2011 indica que el cálculo de esta variable\nse obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de\nexplotación de plantas eólicas que operan en el país, de diferentes capacidades\ninstaladas, en la medida similares a las que se pretende tarifar.\n\nPara la\ndeterminación de los costos de explotación, en el presente estudio se utilizó\nla información presentada por los generadores privados de plantas eólicas\nnuevas, en el marco del proceso de Contabilidad Regulatoria4 que\nimpulsa la Autoridad Reguladora, de conformidad con lo dispuesto en la\nRIE-132-2017. Lo anterior implicó el análisis y seguimiento de la información\npresentada con sus justificaciones trazables. Cabe destacar que la información\nincluida en la Contabilidad Regulatoria es pública y consta en el expediente\nOT-238-2017.\n\n 4 Expediente OT-238-2017.\n\nDe esta\nmanera, se recolectaron datos de las Contabilidades Regulatorias mencionadas a\npartir de los cuales se calcularon los costos de explotación de las 7 plantas\nque conforman la totalidad del sector de plantas privadas eólicas nuevas de\nCosta Rica.\n\nCabe indicar\nque, en la etapa de audiencia pública, las empresas dueñas de dichas plantas\njustificaron cuentas contables que a la hora de emisión de la propuesta\ntarifaria no era posible relacionar con el suministro del servicio público.\n\nPosteriormente,\nsiendo que dichos datos se encuentran en colones, se procedió a indexarlos a la\nfecha de interés (septiembre 2019) mediante el uso del Índice de Precios a la\nManufactura del BCCR. Luego, se convirtieron a dólares utilizando el promedio\ndel tipo de cambio de venta a septiembre 2019, y por último se calculó el\npromedio ponderado.\n\nPor tanto, el\ncosto de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente\npara una planta privada eólica nueva es de 92,66 US$ por kW (ver Anexo No. 2).\n\nc. Costo\nFijo del Capital (CFC)\n\nMediante el\ncomponente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los\nque 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 CFC depende\ndel monto de la inversión inicial (M) y de las condiciones de dicha inversión\n(FC), entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, las\ncondiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida útil, entre\notros.\n\nEl factor FC\n(explicado abajo) se calculó mediante la ecuación que permite determinar la\ncuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que\nrequiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una\nrentabilidad razonable.\n\nEl CFC depende\nde las siguientes variables:\n\n. Apalancamiento\n\nEl\napalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio.\n\nPara esta\nmuestra, se calculó el promedio ponderado por capacidad instalada de cada\nplanta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de financiamiento de\nproyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la Aresep.\n\nAsí las cosas,\nse cuenta con información de 28 proyectos eólicos provenientes de los datos de\nla 1era y 2da Convocatorias del ICE.\n\nEl promedio\nponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se\ndisponen de información es del 70,15% (ver Anexo No. 3).\n\n. Rentabilidad sobre\naportes al capital (ρ)\n\nEl nivel de\nrentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de\nActivos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas\nen la resolución RJD-027-2014, siendo estas:\n\no La Tasa\nlibre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de\nlos Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período\nde maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en\nla página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la\ndirección de internet:\n\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nPor lo tanto,\nel promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,35%\n(ver Anexo No. 4).\n\no Prima por\nriesgo (PR): se empleará la variable denominada \"Implied\nPremium (FCFE)\", la cual\nestá disponible en la página de internet de:\n\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nPor lo tanto,\nel promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,73%\n(ver Anexo No. 5).\n\no Riesgo país\n(RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de\nlos datos denominados \"Risk Premiums for the other markets\" en donde el riesgo\npaís se denomina \"Country Risk Premium\". Los valores de esta variable y el beta\ndesapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de internet:\n\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/c\ntryprem.html\n\nPor lo tanto,\nel promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 4,19% (ver Anexo\nNo. 6).\n\no Relación\nentre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y),\ndonde Y es el apalancamiento financiero.\n\nPara este\ncálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado\napalancamiento (RJD-027-2014).\n\nEn este caso\nse utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como\nresultado 70,15%.\n\no Beta\ndesapalancada: Para el valor de la beta desapalancada (βd), se toman los\nvalores de \"Utility General\" dispuestos en las fijaciones tarifarias pasadas, y para el\ndato del 2018, se toma el valor de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran en:\n\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/\nBetas.html\n\nPor tanto, el\nvalor obtenido del beta es de 0,2799 (ver Anexo No. 7). Al apalancarlo, de\nacuerdo con la reforma a la metodología RJD-027-2016, da como resultado un\nnivel de beta de 0,7403.\n\nEs importante\nacotar que en esta ocasión se utilizó la beta desapalancada marginal del\narchivo de Excel de la página web de Damodaran, que contempla el impuesto a las\nsociedades escalonado, más apegado a la realidad de las empresas cuya tasa\nimpositiva de renta es escalonada en nuestro país también y que contempla una\nserie de gastos deducibles que hacen que no se termine pagando la tasa total\ndel mismo. Además, ante consulta al autor de la fuente de información se nos\naclaró que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses es\ndeducible del impuesto (ahorra impuestos) (ver Anexo No. 8).\n\no Tasa de\nimpuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa\nde impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la\nRenta, Ley No. 7092.\n\nPor tanto, el\nnivel de rentabilidad para las plantas eólicas nuevas es de 10,78% (ver Anexo\nNo. 8).\n\n. Tasa de interés\n\nSe utilizó el\npromedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa\npublicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector\nindustrial en dólares, de los bancos privados.\n\nAl respecto,\nvale la pena indicar la nota al pie de página de la página web del Banco\nCentral de Costa Rica, la cual indica lo siguiente: \"n4/ A partir del 16 de abril del 2019, esta\ninformación de tasas de ventanilla por grupo de intermediario se dejó de\ncalcular y publicar. Como mejora en la gestión de indicadores por parte del BCCR,\nse publica información de tasas activas negociadas semanalmente, contando con\nuna mayor disponibilidad de intermediarios y de actividades, la misma se\nencuentra disponible desde el 16 de enero 2019 en adelante.\"\n\nAsimismo, al\ninvestigar la nueva variable propuesta del BCCR, es posible ver que existen\ndiferencias entre ambas tasas de interés, por lo que esta intendencia considera\nque no es recomendable utilizar ambas tasas de interés en un mismo cálculo de\npromedio.\n\nPor lo tanto,\nesta observación será integrada como parte de las oportunidades de mejora que\nla intendencia le remitirá al Centro de Desarrollo de la Regulación para lo que\ncorresponda.\n\nEl promedio\naritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de mayo 2014 a abril 2019,\nla tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 9,00%\n\n(ver Anexo No.\n9).\n\n. Vida económica del\nproyecto (v)\n\nSegún lo\nestablecido en la resolución RJD-163-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de\neste modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del\ncontrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida\neconómica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.\n\n. Plazo de la deuda\n(d) y plazo del contrato Según lo establece la resolución RJD-163-2011 y la\nRJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa\nduración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra venta de\nenergía, que es el máximo permitido por la ley.\n\n. Edad de la planta\n\nDado que, en\nla presente metodologías, las plantas son nuevas, a esa variable se le asigna\nel valor de cero.\n\nPor lo tanto,\naplicando la fórmula del Factor de Inversiones (FC), se obtiene un valor de\n0,1239 (ver Anexo no. 10).\n\n. Monto de la\ninversión unitaria (M)\n\nEl costo de\ninversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nEn esta\naplicación de la metodología se utilizó la primera opción de cálculo incluida\nen la resolución RJD-163-2011, considerando que existen datos para ello, lo\ncual indica la conformación de una muestra de al menos 20 plantas eólicas con\ncapacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes confiables.\n\nEl monto de\ninversión se calcula de la siguiente manera:\n\no De la\ninformación disponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en\nla fijación actual, se incluyen los datos de los proyectos eólicos\nparticipantes de las convocatorias del ICE No. 01-2012 y 02-2014, 6 proyectos\nlatinos (Chile, Argentina, Panamá) y los costos originales de las 7 plantas\neólicas nuevas a partir de los datos de las Contabilidades Regulatorias. Con la\ninformación anterior se tiene una muestra de 35 plantas eólicas de capacidades\niguales o menores a 20 MW.\n\no Para cada\nuna de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó\nel costo de inversión, y luego se indexan al mes de septiembre de 2019 con el\nÍndice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión\n(PCU33361-33361).\n\no Posteriormente,\npara esta muestra de datos de costos de inversión unitarios indexados, se\ncalcula el promedio ponderado por capacidad instalada para obtener el valor del\ncosto de inversión promedio de la muestra, el cual es de US$ 1 999,27 por kW.\n\no Finalmente,\nse calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se\nobtiene un valor de US$ 342,63 por kW. Con la información anterior, se calcula\nel límite superior e inferior del rango de tarifas, según se detalla más\nadelante.\n\nPor lo tanto,\nse obtiene un valor promedio ponderado de US$ 1 999,27 kW (ver Anexo No. 11).\n\nPor último,\nuna vez calculados el factor de inversiones (FC) y el monto de la inversión\n(M), se procede a calcular el Costo Fijo del Capital (CFC), el cual es US$ 1\n999,27 por kW * 0,1239, cuyo resultado es US$ 247,63 por kW.\n\nd.\nDefinición de la desviación para la banda tarifaria\n\nSegún la\nmetodología vigente (RJD-163-2011) y sus modificaciones, para establecer la\nbanda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\n. Se calculó la\ndesviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar\nel costo de inversión promedio, lo que da como resultado US$ 1.999,27 por kW\n(ver Anexo No. 11).\n\n. El límite superior\nse establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación\nestándar del punto i anterior, es decir, US$ 1 999,27 + US$ 342,63 por kW = US$\n2 341,90 por kW (ver Anexo No. 11).\n\n. El límite inferior\nse establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3\ndesviaciones estándar del punto i anterior, es decir, US$ 1.999,27 - 3 * US$\n342,63 por kW = US$ 971,36 por kW (ver Anexo No. 11).\n\nEn ningún\nmomento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser\nmayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el\nlímite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento\nal Capítulo I de la Ley No. 7200.\n\ne. Cálculo\nde la Banda Tarifaria y Estructura Tarifaria\n\nA\ncontinuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas en esta\naplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones técnicas\ndefinidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas, en donde\nse resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de\nconformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí definidas, en\ndonde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un\nnúmero con 13 enteros y 5 decimales:\n\n \n\n \n\nLa estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-163- 2011. La  estructura\ntarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad eólica nuevas según los\nparámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:\n\n \n\n \n\nf. Otras\nConsideraciones\n\no Moneda en\nque se expresará la tarifa\n\nSegún lo\nestablece la resolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes de la metodología\ndetallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de\nAmérica (US$ o $).\n\nLas\ncondiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que\nlas partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.\n\no Ajuste de\nlos valores de la banda tarifaria\n\nLos valores de\nla banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo\nque establece la Ley Nº 7593.\n\no Obligación\nde presentar información\n\nOtras\nconsideraciones. Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que\nlos generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas\nestablecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de\npresentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo\ngastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión\nindividual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá\ndisponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones\noperativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente,\nlos estados financieros auditados de la empresa.\n\no Aplicación\nde la metodología\n\nAlcance. El\nmodelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas\nde energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas\neólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No.\n7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas\neólicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo\n1 de la Ley No. 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser\nreguladas por Aresep. Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en\ncapital físico no ha sido utilizada aún en ningún proceso de producción de\nelectricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no podrían\nhaber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de\ncompraventa de electricidad o para fines de autoconsumo.\n\no Contabilidad\nRegulatoria\n\nIndicar a los\ngeneradores privados eólicos nuevos que brindan el servicio público de\nelectricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley No.\n7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017\n\"Implementación de La\nContabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en\nsu Etapa de Generación, prestado por Generadores privados amparados en el\nCapítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales\ny Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad\ny otros similares que el marco legal autorice\" del 22 de diciembre de 2017.\n\n[.]\n\nIV.\nCONCLUSIONES:\n\n1. De la aplicación de la metodología tarifaria\naprobada para los generadores privados eólicos nuevos, se obtiene que el factor\nde planta promedio es de 47,54%; el valor promedio del apalancamiento\nfinanciero es de 70,15%; la rentabilidad es del 10,78%; el costo de explotación\npromedio es de 92,65 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 1 999,27\nUS$ por kW.\n\n2. A partir de la actualización de las\nvariables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación\nprivada eólicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior)\nde US$ 0,05114 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,09190\npor kW.\n\n3. La estructura tarifaria propuesta para la\ngeneración privada con planta eólicas nuevas es la siguiente:\n\n \n\n \n\nII. Que en cuanto a la audiencia pública, del\noficio IN-0134-IE-2019 citado, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1.\nOposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número\n4-000-042139, representada por el señor Javier Orosco Canossa, cédula de\nidentidad número 1-0508-0457, en su condición de apoderado generalísimo sin\nlímite de suma.\n\nObservaciones:\nPresenta escrito\noficio N°0610-121-2019 (visible a folio 63), no hace uso de la palabra en la\naudiencia pública.\n\na) Para el año 2018 corrija la energía\nproveniente de la planta Vientos del Este, de tal manera que para dicho año\nconsidere los 12 meses de operación real de esta planta y no solamente 11 meses\ncomo lo realizó y; por lo tanto, utilice un valor de 56 410 269.21 kWh en lugar\nde 50 744 733.5 kWh.\n\nAl respecto,\nse le indica que, de acuerdo con la resolución RIE-089- 2016, las empresas eléctricas\n(incluido el ICE) deben remitir a la Intendencia de Energía cada mes la\ninformación estadística del mercado de los sistemas de distribución,\ngeneración, transmisión y alumbrado público, correspondiente al mes inmediato\nanterior, así como cualquier ajuste en la información estadística remitida en\nmeses anteriores. Al respecto, según la verificación de la información remitida\npor el ICE sobre la operación de la planta Vientos del Este, esta corresponde a\n11 meses y no de 12 meses como lo indican en esta oposición.\n\nEn función de\nlo anterior, se reitera que es responsabilidad de las empresas cumplir con lo\nestablecido en la resolución RIE-089-2016, que es el mecanismo establecido para\ngarantizar la confiabilidad de la información regulatoria utilizada.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda no acoger esta posición.\n\nb) Para el cálculo del factor de planta\npromedio considere la energía vendida por los generadores privados al ICE, y la\npotencia máxima contratada, de forma tal que el factor promedio resultante\nobedezca a la legislación y los marcos contractuales con los cuales operan los\ngeneradores privados del país.\n\nAnte esta posición, se le indica que la metodología referida establece en la sección \"iv.\nExpectativas de venta (E)\" que para el cálculo del factor de planta promedio se hará con base en la\ncapacidad instalada de cada proyecto: \"(.) La ponderación de cada año se hará con base en la\ncapacidad instalada de cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años se hará\ncon base en la capacidad instalada de cada uno de los años.\"\n\nPor lo tanto,\nse recomienda no acoger este argumento.\n\nc) Actúe conforme establece al artículo N°3 del\nReglamento de Organización y Funciones de la ARESEP en cuanto a su obligación\nde contribuir para que lo reglamentos, metodologías, proceso y procedimientos\nestablecidos sean actualizados oportunamente, solicitando a quien corresponda\nla modificación de las metodologías para que se consideren la potencia\ncontratada y la no nominal en todos los casos que aplique.\n\nEn atención a\nlo indicado, se le indica que mediante el oficio 2074-IE- 2017 del 22 de\ndiciembre de 2017, se le comunicó a la Dirección General Centro de Desarrollo\nde la Regulación (CDR) una serie de oportunidades de mejora relacionadas con la\nmetodología referida así como de otras metodologías de generación privada. En\neste contexto, se conformó una Fuerza de Tarea el 8 de octubre de 2019 mediante\noficio OF-0476-CDR-2018 para analizar posibles modificaciones a la metodología\ntarifaria para plantas de generación privada eólicas nuevas.\n\n2. Oposición: Fila de Mogote DCR, S.R.L. cédula jurídica 3-102-155950, representada por el señor\nEnrique Alberto Morales González., cédula de identidad 1-0606-0457, en su condición de apoderado\ngeneralísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones:\nPresenta escrito, no\nhace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 64).\n\na) Sobre la\ninformación de contabilidad regulatoria: en cuanto a los costos de\nmantenimiento de la planta, presentados en la contabilidad regulatoria, éstos\nno reflejan los costos reales en los que se incurren para mantener una planta\ncomo referida ya que, debido al esquema del contrato de suministro de los\nequipos de generación, en los últimos dos años (2016-2018) se encontraban en\ngarantía y todo lo relacionado con mantenimiento de los equipos era cubierto\npor el fabricante de los aerogeneradores. En otras palabras, esta situación\nestaría desvirtuando la realidad y afectando a la baja del costo de\nexplotación, el peso relativo y en consecuencia la definición de la tarifa promedio\ny sus bandas.\n\nAl respecto,\nse le indica que el costo de explotación solicitado a incluir en la presente\nfijación tarifaria, relacionado con el mantenimiento del equipo de generación,\nno es un costo en el que haya incurrido la empresa para la prestación del\nservicio público, debido a que al estar en garantía los equipos tal y como lo\nmencionan, el que incurrió en el gasto fue la empresa proveedora del equipo de\ngeneración, no siendo imputables al operador ni a los usuarios del servicio.\nAdemás, se aclara que el petente, al momento de presentar su posición, no\naportó los\n\ndatos de\ncostos a los cuales hace referencia, por lo que resulta materialmente imposible\nrealizar la correspondiente valoración técnica.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda no acoger este argumento.\n\n3. Oposición: Vientos del Volcán S.A., cédula de persona jurídica número 3-101-512404, representada\npor el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de\napoderado generalísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones: Presenta escrito, no hace uso de la\npalabra en la audiencia pública (folio 67-68)\n\na) Con base en el argumento A y las\nconsideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta\nen el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como\nparte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.\n\n \n\n \n\nAl respecto,\nse le indica que con base en la información aportada, previa valoración\ntécnica, se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados,\nutilizando como respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo,\ncon las siguientes salvedades:\n\n. El reconocimiento\nde los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01\nPersonal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las\ncargas sociales.\n\n. El reconocimiento\nde los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta\n5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente\nindica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de\nconformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que\nni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de\naudiencia pública el petente justificó dichos datos.\n\n. Los siguientes\ncostos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del\nservicio público, según el artículo 32 de la Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03\nServicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 520 372.50\n\n→ 5.3.1.01.01\nPersonal - Bonos incurridos por un monto de ¢ 8 900.33\n\n→ 5.3.1.01.03\nServicios contratados - Ernest & Young S.A. por un monto de ¢ 207 944.15 y servicios legales\nexternos por un monto de ¢361 397 673.10\n\n→ 5.3.1.01.06\nMercadeo/Material Publicitario - ¢357 976.00 Por lo tanto, se recomienda acoger\nparcialmente la posición, según lo expuesto anteriormente.\n\nb) Con base en el argumento B, solicita a la ARESEP\nincluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de la banda\ntarifaria, los cuales consideran \"costos de inversión de obra civil para\npermitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto\".\n\nSe le indica\nal petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido\ndichos datos como parte del costo de inversión.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger lo argumentado en esta posición.\n\n4.\nOposición: Costa Rica Energy Holding S.A., cédula de persona jurídica número\n3-101-457242, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de\nidentidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin\nlímite de suma.\n\nObservaciones:\nPresenta escrito, no\nhace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 67-68)\n\na) Con base en el argumento A y las\nconsideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta\nen el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como\nparte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.\n\n \n\n \n\nAnte posición,\nse le indica que, con base en la información aportada, se han ajustado los\ncostos de explotación en los términos solicitados, considerando como respaldo\nlas justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes\nsalvedades:\n\n. El reconocimiento\nde los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01\nPersonal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las\ncargas sociales.\n\n. El reconocimiento\nde los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta\n5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente\nindica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de\nconformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que\nni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de\naudiencia pública el petente justificó dichos datos.\n\n. Los siguientes\ncostos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del\nservicio público por, según el artículo 32 de la Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03\nServicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 520 372.50\n\n→ 5.3.1.01.01\nPersonal - Bonos incurridos por un monto de ¢ 8 867.39, provisión de bonos por un\nmonto de ¢170 587.97\n\n→ 5.3.1.01.03\nServicios contratados - Otras consultorías por un monto de ¢ 207 484.25 y servicios legales\nexternos por un monto de ¢361 221 725.93\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger parcialmente lo argumentado en esta posición, según lo\nexpuesto anteriormente.\n\nb) Con base en el argumento B, solicita a la\nARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de\nla banda tarifaria, los cuales consideran \"costos de inversión de obra civil para\npermitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto\".\n\nSe le indica\nal petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido\ndichos datos como parte del costo de inversión.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger este argumento de la posición.\n\n5.\nOposición: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A., cédula de persona jurídica número\n3-101-644281, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de\nidentidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin\nlímite de suma.\n\na) Con base en el argumento A y las\nconsideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta\nen el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como\nparte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.\n\n \n\nAnte posición,\nse le indica que, con base en la información aportada, se han ajustado los\ncostos de explotación en los términos solicitados, considerando como respaldo\nlas justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes\nsalvedades:\n\n. El reconocimiento de los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y\nAguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01 Personal fue ajustado por cuanto difiere de\nlos porcentajes vigentes de las cargas sociales.\n\n. El reconocimiento de los registros Tiquetes aéreos, Gasolina,\nHospedaje y Comidas de la cuenta 5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria,\na pesar de que el petente indica que son costos necesarios para el suministro\ndel servicio público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos\nfueron ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad\nregulatoria ni en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos\ndatos.\n\n. Los siguientes costos no fueron aceptados por no estar justificados\ncon la prestación del servicio público por, según el artículo 32 de la Ley\n7593:\n\n→ 5.2.2.03.03 Servicios contratados - Servicios\nprofesionales seguros por un monto de ¢ 1 626 836.25\n\n→ 5.3.1.01.01 Personal - Bonos\nestimación por un monto de ¢ 132 370.50, bonos carga estimada por un monto de\n¢37 751 .73\n\n→ 5.3.1.01.03 Servicios contratados - Otras\nconsultorías por un monto de ¢ 354 556.25 y servicios legales externos por un\nmonto de ¢2 541 995.35\n\n→ 5.3.1.01.06 Otros - mercadeo material publicitario por un\nmonto de ¢380 684.51\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger parcialmente\neste argumento de la posición.\n\nb) Con base en el argumento B, solicita a la\nARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de\nla banda tarifaria, los cuales consideran \"costos de\ninversión de obra civil para permitir los accesos a los terrenos y\naerogeneradores del proyecto\".\n\nSe le indica al petente que, una vez hechas las\nvaloraciones respectivas, se ha incluido dichos datos como parte del costo de\ninversión.\n\nPor lo tanto, se recomienda acoger este argumento\nde la posición.\n\n6. Oposición: Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., cédula de\npersona jurídica número 3-101-512403, representado por el señor Allan Broide\nWohlstein, portadora de la cédula de identidad número 1-1110-0069, en su\ncondición de apoderado generalísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones: Presenta\nescrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 67-68).\n\na) Con base en el argumento A y las\nconsideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta\nen el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como\nparte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.\n\n \n\nAnte posición,\nse le indica que, previa valoración técnica de la información aportada, se han\najustado los costos de explotación en los términos solicitados, considerando\ncomo respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las\nsiguientes salvedades:\n\n. El reconocimiento\nde los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01\nPersonal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las\ncargas sociales.\n\n. El reconocimiento\nde los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta\n5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente\nindica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de\nconformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que\nni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de\naudiencia pública el petente justificó dichos datos.\n\n. Los siguientes\ncostos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del\nservicio público por, según el artículo 32 de la Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03\nServicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 627 623.75\n\n→ 5.3.1.01.01\nPersonal - Bonos por un monto de ¢154 736.44\n\n→ 5.3.1.01.03\nServicios contratados -servicios legales externos por un monto de ¢3 969 053.74\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger parcialmente lo argumentado en esta posición, según lo\nexpuesto anteriormente.\n\nb) Con base en el argumento B, solicita a la\nARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de\nla banda tarifaria, los cuales consideran \"costos de inversión de obra civil para\npermitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto\".\n\nSe le indica\nal petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido\ndichos datos como parte del costo de inversión.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger este argumento de la posición.\n\n7. Oposición: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de personería\njurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora, cédula de identidad\nnúmero 4-129-640, en su condición de apoderado generalísimo con límite de suma Observaciones:\nPresenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 69-82)\n\na) Se solicita que el resultado de la aplicación de la \"metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada eólicas nuevas\", con relación a la determinación del factor de planta,\nincluya los cambios indicados en esta posición técnica, ampliando la lista de plantas provenientes\nde la Convocatoria No. 2-2014 consideradas en el cálculo.\n\nAl respecto,\nse le indica que al oponente que de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado\nlos datos de insumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos\nsolicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo\nestablecido por la metodología vigente.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger esta posición.\n\n8.\nOposición: Aeroenergía S.A, cédula de persona jurídica 3-101-155347, representada por el señor\nSalomón Lechtman Koslowski, cédula de identidad número 1-0527-0594, en su\ncondición de apoderado generalísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones:\nPresenta escrito, no\nhace uso de la palabra en la audiencia pública (folios 83 al 91).\n\na) Que la información de Contabilidad\nRegulatoria de nuestra planta eólica Vientos del Este sea tomada en cuenta para\nel cálculo de la variable Costo de Explotación (CE), dentro de la fórmula para\nla\n\ndeterminación\nde la tarifa de referencia.\n\nSe le indica a\nla empresa Aeroenergía S.A., luego de las valoraciones respectiva, se han\nincluido las cuentas de la planta Vientos del Este en consideración de sus\nmontos y justificaciones, con las siguientes salvedades: las cuentas\n5.2.1.03.03 Servicios contratados por un monto de ¢16 709 483.03, 5.2.1.03.06\nOtros por un monto de ¢12 666 023.16 y 1.2.3.02.03.06 Mejoras incluidas dentro\nde la contabilidad regulatoria, no fueron aceptadas ya que no se encontraban\njustificadas en relación con el suministro del servicio público, de conformidad\ncon el artículo 32 de la Ley 7593 de Aresep.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger parcialmente este argumento de la posición.\n\nb) Que para el cálculo de la variable Factor de\nPlanta (FP), se considere la totalidad de los proyectos participantes en la convocatoria\n2-2014 y no solamente los proyectos que resultaron elegidos. Tal como se hizo\nen los procesos de ajuste tarifario RIE-0079-2018 y RIE-053-2017 anteriores.\n\nAnte posición,\nse le indica que, de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado los datos de\ninsumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos\nsolicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo\nestablecido por la metodología vigente.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger este argumento de la posición.\n\n9.\nOposición: Mario Alvarado Mora, portador de la cédula de identidad número 4-129-640\n\nObservaciones:\nPresenta escrito, no\nhace uso de la palabra en la audiencia pública (folios 96 al 107).\n\na) Se solicita que el resultado de la aplicación de la \"metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada eólicas nuevas\", con relación a la determinación del factor de planta,\nincluya los cambios indicados en esta posición técnica, ampliando la lista de plantas provenientes\nde la Convocatoria No. 2-2014 consideradas en el cálculo.\n\nAnte posición,\nse le indica que, de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado los datos de\ninsumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos\nsolicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo establecido\npor la metodología vigente.\n\nPor lo tanto,\nse recomienda acoger esta posición.\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo establecido en los\nresultandos y considerandos anteriores, lo procedente es fijar, entre otras\ncosas, la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos\nque firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad\nal amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente\nautorizados por la Ley, tal y como se dispone:\n\nPOR TANTO\n\nEL\nINTENDENTE DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria para todos los\ngeneradores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al\nInstituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No.\n7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la\ntarifa inferior (límite inferior) de US$ 0,05114 por kWh y una banda superior\n(límite superior) de US$ 0,09190 por kW.\n\nII. Fijar la siguiente estructura tarifaria para\ntodos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la\nventa al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la\nLey No. 7200, tal y como se detalla:\n\n \n\n \n\nIII. Indicar a los generadores privados eólicos\nnuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología\ntarifaria RJD-163- 2011, que están en la obligación de presentar anualmente a\nla Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que\nprestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total\nde la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida\njustificación que los relacione con la prestación del servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en su etapa de generación.\n\nIV. Indicar a los generadores privados eólicos\nnuevos que brindan el servicio público de electricidad en su etapa de\ngeneración amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, que deben cumplir con\nla resolución RIE- 132-2017 \"Implementación de La Contabilidad Regulatoria para\nel Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de Generación,\nprestado por Generadores amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200,\nConsorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen\na la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice\"\ndel 22 de diciembre de 2017.\n\nV. Indicar a los generadores privados que le\nvendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir\ncon las dos disposiciones anteriores (Por Tantos III y IV), se remitirá a la\nDirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva,\ncon el propósito de que se apertura los procedimientos administrativos\ncorrespondiente.\n\nVI. Tener como respuesta a las oposiciones lo\nexternado en el Considerando II de esta resolución.\n\nVII. Rige a partir\nde su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.\n\nEn cumplimiento\nde lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración\nPública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse\nlos recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de\nrevisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a\nquien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán\ninterponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad\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.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Full Text of Norm 0089\n\n Ex officio application of the methodology \"Model for the determination of\nreference tariffs for new private wind generation plants\"\n\nFull Text of minute: 1323D2\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS\nPÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0089-IE-2019\nof November 14, 2019 EX OFFICIO APPLICATION OF THE METHODOLOGY \"MODEL\nFOR THE DETERMINATION OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND\nGENERATION PLANTS\"\n\nET-067-2019\n\nWHEREAS:\n\nI. That on November 30, 2011, through\nResolution RJD-163-2011, the Board of Directors of Aresep approved the \"Model for\nthe Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants\", which was published in La Gaceta No. 245 of December 21,\n2011, and amended through resolution RJD-027-2014 published in Alcance\nNo. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014 and through resolution\nRJD-017-2016 published in Alcance No. 17 of La Gaceta No. 31 of February 15,\n2016.\n\nII. That on May 25, 2016, via electronic\nmail, ICE was requested to update the tariff structure for the applicable private generation methodologies.\n\nIII. That on December 22, 2017, through\nresolution RIE-132-2017, the Intendencia de Energía resolved the implementation\nof Regulatory Accounting for the public electricity supply service in its Generation stage, provided by generators covered under\nChapter I of Law No. 7200, consortia of public, municipal, and cooperative companies engaged in electricity generation\nand other similar entities authorized by the legal framework.\n\nIV. That on February 19, 2018, through\nresolution DGT-R-012-2018 by the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the\nmandatory use of the electronic invoicing system, in accordance with\nthe technical and normative specifications defined through resolution\nDGT-R-48-2016 issued by that same department, where it is worth mentioning that the\nunit price must be composed of a number with 13 integer digits and 5\ndecimal places.\n\nV. That on August 23, 2018, through\nresolution RE-IE-0079-2018, the Intendente de Energía set the current tariff band\nfor all new private wind generators, which was\npublished in Alcance 158 of La Gaceta No. 165 of September 10, 2018.\n\nVI. That on January 21, 2019, through\nofficial letter OF-0078-IE-2019, ICE was again requested to update\nthe new dimensionless values of the aforementioned tariff structure. However,\nas of the formalization date of this report, the Intendencia de\nEnergía has not received the requested information.\n\nVII. That on September 19, 2019, the call for\nthe public hearing and explanatory note was published in La Gaceta No. 177,\nas well as in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja,\nwith September 23, 2019 being the scheduled date to hold the\nexplanatory note, and October 15, 2019 the scheduled date for the\npublic hearing.\n\nVIII. That on October 15, 2019, the\npublic hearing for the annual application of the methodology \"Model\nfor the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants\" was held, during which 9 position papers were presented, in\naccordance with position paper report IN-0575-DGAU-2019 and hearing\nminutes AC- 0378-DGAU-2019.\n\nIX. That on November 14, 2019, through\nofficial letter IN-0134-IE-2019, the Intendencia de Energía (IE) issued the technical\nreport, where it was recommended, among other things, to set the tariff band for\nall new private wind generators that sign a contract for\nsale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of\nLaw No. 7200 or other buyers duly authorized by Law.\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from the technical report IN-0134-IE-2019,\ncited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the\nfollowing:\n\n[.]\n\nII.\nANALYSIS OF THE ISSUE\n\n1.\nAnnual ex officio application of the methodology\n\nThis\nsection presents the details of the application of the \"Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants\" according to resolution RJD-163-2011 and its\napproved reforms RJD-027-2014 and RJD-017-2016.\n\nThe general\nformula of the model can be expressed by the following economic equation\nfrom the perspective of the private generator:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nCE = Operating Costs (Costos de Explotación)\n\nCFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital)\n\nP = Price of\nEnergy (variable of interest)\n\nE =\nAnnual sales expectations (amount of energy)\n\nTherefore, solving for the price, we have:\n\n \n\n \n\nIt should be noted that\nthe calculation of the band is determined from the investment data,\nresulting in an upper limit and a lower limit.\n\nThe following\ntable summarizes the update of the main variables of this annual\nex officio application:\n\n \n\n \n\nBelow,\nthe way in which each of the model's variables was calculated is detailed.\n\n2. Calculation\nof the model variables\n\na.\nSales expectations (E)\n\nTo estimate\nthe variable called sales expectations, which corresponds to the amount\nof energy to be sold during the year, the following equation is considered:\n\n \n\n \n\nWhere:\n\nE =\nAnnual sales expectations (amount of energy) 8760 = Number of hours in\na year (24 hours * 365 days)\n\nfp = plant\nfactor applicable by source C = 1 (unit capacity, simplification of the\nmodel calculation)\n\nAccording to the\nmethodology approved in resolution RJD-163-2011, the value of the plant\nfactor (fp) used in this model will be obtained from the data that\nAresep has on private Costa Rican wind plants with installed\ncapacities less than 20 MW, which generated energy for 10 or\nmore months of the respective year.\n\nAdditionally,\ninformation on plant factors from the\npublic tenders held to acquire energy was included, as an additional data point to the real\ninformation used. For this purpose, data from the last five years\non which Aresep has real information plus data from the calls for tenders will be used.\n\nFor the years\n2014 to 2017, information from resolution RE-IE-0079-2018 was used\n(monthly reports1 for 2016 and 2017 and annual reports2\nCENCE for 2014 and 2015 for installed capacity), while for the year\n2018, information on nominal power (published in the monthly\nreports3 of CENCE) and annual production (provided by the\nÁrea de Información y Mercado of the IE, which in turn is submitted by CENCE\nas defined for such purposes through resolution RIE-089-2016) was used,\nhaving made an adjustment for those plants where there was a nameplate change\nduring the year to better reflect the corresponding plant\nfactor.\n\n1\nhttps://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co\ndigoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante\n\n2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi\nvo=3008\n\n3\nhttps://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co\ndigoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante\n\nIn accordance with\nwhat is established, the plant factor value was calculated as follows.\nOnce the plant factor for the national wind plants sample is obtained for each year, the weighted average was calculated for each year\nusing the installed capacity of each plant as the weight.\n\nFinally,\nthe weighted average was calculated for the total of the five years, using the\ntotal installed capacity of each year as the weight.\n\nThe plant\nfactor resulting from the procedure described above for a new\nwind plant is 47.54% (see Anexo 1).\n\nTherefore,\nthe energy expectations, following the formula above, is 4,164.69\nhours-year.\n\nb. Operating Costs (Costos de Explotación, CE)\n\nOperating costs\nconsider the variable and fixed operating costs that are\nnecessary to maintain and operate a plant under normal conditions for\nour country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and\ntaxes associated with profits or gains.\n\nThe methodology\napproved in resolution RJD-163-2011 indicates that the calculation of this variable\nwill be obtained by determining a sample of the operating costs\nof wind plants operating in the country, with different installed\ncapacities, insofar as they are similar to those intended to be tariffed.\n\nFor the\ndetermination of operating costs, in this study, the\ninformation presented by private generators of new wind plants\nwas used, within the framework of the Regulatory Accounting4 process\npromoted by the Autoridad Reguladora, in accordance with the provisions of\nRIE-132-2017. The above implied the analysis and monitoring of the information\npresented with its traceable justifications. It should be noted that the information\nincluded in the Regulatory Accounting is public and is contained in file\nOT-238-2017.\n\n 4 File OT-238-2017.\n\nIn this\nway, data were collected from the aforementioned Regulatory Accountings, from\nwhich the operating costs of the 7 plants that make up the entirety of Costa Rica's new private wind plant\nsector were calculated.\n\nIt should be noted\nthat, during the public hearing stage, the companies owning these plants\njustified accounting accounts that, at the time of issuing the tariff proposal,\ncould not be linked to the provision of the public service.\n\nSubsequently,\nsince said data are in colones, they were indexed to the\ndate of interest (September 2019) using the BCCR Manufacturing Price Index. Then, they were converted to dollars using the average\nof the selling exchange rate as of September 2019, and finally, the\nweighted average was calculated.\n\nTherefore, the\noperating cost (CE) resulting from the procedure described above\nfor a new private wind plant is US$92.66 per kW (see Anexo 2).\n\nc. Fixed Capital Cost (Costo Fijo del Capital, CFC)\n\nThe\nCFC component guarantees investors returns comparable to those they\ncould obtain in other investments with a similar level of risk, in\norder to make the alternative of participating in the development of the\nplant attractive.\n\nThe CFC depends\non the amount of the initial investment (M) and the conditions of said investment\n(FC), among which are the debt-to-equity ratio, the\nfinancing conditions, the age of the plant and its useful life, among\nothers.\n\nThe FC factor\n(explained below) was calculated using the equation that determines the\namount of the uniform installment, applicable during the entire economic life, that\nthe plant owner requires to recover their investment and obtain a\nreasonable return.\n\nThe CFC depends\non the following variables:\n\n. Leverage\n\nLeverage\nis used to estimate the relationship between debt and equity.\n\nFor this\nsample, the weighted average by installed capacity of each\nplant was calculated. To perform the calculation, information on the financing of\nelectrical projects available in Aresep's databases was used.\n\nThus,\ninformation is available from 28 wind projects from the data of\nthe 1st and 2nd ICE Tenders.\n\nThe weighted\naverage of the financial leverage of the projects for which\ninformation is available is 70.15% (see Anexo 3).\n\n. Return on\nequity (ρ)\n\nThe level of\nreturn will be determined by applying the Capital Asset Pricing\nModel (CAPM), in accordance with the information sources indicated\nin resolution RJD-027-2014, these being:\n\no The risk-free\nrate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity\nperiod used to calculate the risk premium will be used, which is available on\nthe U.S. Federal Reserve web page, at the internet address:\n\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15\n\nTherefore,\nthe overall average of the risk-free rate for the last 5 years is 2.35%\n(see Anexo 4).\n\no Risk\npremium (PR): the variable called \"Implied\nPremium (FCFE)\" will be used, which\nis available on the internet page of:\n\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nTherefore,\nthe simple average of the risk premium for the last 5 years is 5.73%\n(see Anexo 5).\n\no Country risk\n(RP): the published value for Costa Rica is considered, from\nthe data called \"Risk Premiums for the other markets\" where the country\nrisk is called \"Country Risk Premium\". The values of this variable and the unlevered\nbeta will be obtained from the information published by Dr. Aswath\nDamodaran, at the internet address:\n\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/c\ntryprem.html\n\nTherefore,\nthe simple average of the country risk for the last 5 years is 4.19% (see Anexo\n6).\n\no Relationship\nbetween debt and equity (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y),\nwhere Y is the financial leverage.\n\nFor this\ncalculation, what is indicated in section 6.1.1 in the section called\nleverage (RJD-027-2014) will be used.\n\nIn this case,\nthe leverage calculated in point i. above is used, which yields\n70.15%.\n\no Unlevered\nBeta: For the value of the unlevered beta (βd), the\nvalues of \"Utility General\" provided in past tariff settings are taken, and for the\ndata for 2018, the value from the information published by Dr. Aswath\nDamodaran in:\n\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/\nBetas.html\n\nTherefore, the\nvalue obtained for beta is 0.2799 (see Anexo 7). When levered, in accordance\nwith the reform to the methodology RJD-027-2016, it results in a\nbeta level of 0.7403.\n\nIt is important\nto note that on this occasion, the marginal unlevered beta from\nDamodaran's website Excel file was used, which contemplates the staggered corporate\ntax, more aligned with the reality of companies whose\nincome tax rate is also staggered in our country and which contemplates a\nseries of deductible expenses that mean the total rate\nis not ultimately paid. Furthermore, upon inquiry to the author of the information source, it was\nclarified that the marginal rate must be used since the payment of interest is\ntax-deductible (saves taxes) (see Anexo 8).\n\no Income\ntax rate: it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law,\nLey del Impuesto sobre la Renta, Law No. 7092.\n\nTherefore, the\nrate of return for new wind plants is 10.78% (see Anexo\n8).\n\n. Interest rate\n\nThe monthly average of the values for the last sixty months of the rate\npublished by the Banco Central de Costa Rica was used for loans to the industrial\nsector in dollars, from private banks.\n\nIn this regard,\nit is worth noting the footnote on the Banco Central de Costa Rica\nweb page, which indicates the following: \"n4/ As of April 16, 2019, this\ncounter rate information by intermediary group has ceased to be\ncalculated and published. As an improvement in indicator management by the BCCR,\ninformation on weekly negotiated lending rates is published, with\ngreater availability of intermediaries and activities; it is\navailable from January 16, 2019 onward.\"\n\nLikewise, upon\ninvestigating the new variable proposed by the BCCR, it is possible to see that there are\ndifferences between the two interest rates, so this intendencia considers\nthat it is not advisable to use both interest rates in the same average\ncalculation.\n\nTherefore,\nthis observation will be integrated as part of the improvement opportunities that\nthe intendencia will refer to the Centro de Desarrollo de la Regulación for\nappropriate action.\n\nThe arithmetic\naverage of the last sixty months, that is, from May 2014 to April 2019,\nfor the previously mentioned interest rate obtained is 9.00%\n\n(see Anexo\n9).\n\n. Economic life of the\nproject (v)\n\nAccording to what\nis established in resolution RJD-163-2011 and RJD-027-2014, for the purposes of\nthis model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the\ncontract considered in the model to define the tariff. It is assumed that the economic\nlife is half of the useful life of the project, estimated at 40 years.\n\n. Debt term\n(d) and contract term According to resolution RJD-163-2011 and\nRJD-027-2014, the debt term is 20 years. That duration has been assigned,\nso that it is equal to the maximum term of the energy purchase and sale\ncontract, which is the maximum allowed by law.\n\n. Age of the plant\n\nGiven that, in\nthis methodology, the plants are new, this variable is assigned\nthe value of zero.\n\nTherefore,\napplying the Investment Factor (FC) formula, a value of\n0.1239 is obtained (see Anexo 10).\n\n. Amount of the\nunitary investment (M)\n\nThe investment\ncost represents the total costs necessary to build a generation\nplant under normal conditions for our country.\n\nIn this\napplication of the methodology, the first calculation option included\nin resolution RJD-163-2011 was used, considering that data exists for it, which\nindicates the formation of a sample of at least 20 wind plants with\ncapacities equal to or less than 20 MW, coming from reliable sources.\n\nThe investment\namount is calculated as follows:\n\no From the\ninformation available at the Autoridad Reguladora on wind plants in the\ncurrent tariff setting, data from wind projects\nparticipating in ICE Tenders No. 01-2012 and 02-2014, 6 Latin\nprojects (Chile, Argentina, Panama) and the original costs of the 7 new\nwind plants from the Regulatory Accounting data are included. With the\nprevious information, there is a sample of 35 wind plants with capacities\nequal to or less than 20 MW.\n\no For each\nof the wind plants in the sample, the year in which the\ninvestment cost was estimated is identified, and then they are indexed to the month of September 2019 using the\nTurbine and Transmission Equipment Industry Price Index\n(PCU33361-33361).\n\no Subsequently,\nfor this sample of indexed unitary investment cost data, the\nweighted average by installed capacity is calculated to obtain the value of the\naverage investment cost of the sample, which is US$1,999.27 per kW.\n\no Finally,\nthe standard deviation of the investment costs of the sample is calculated and\na value of US$342.63 per kW is obtained. With the previous information,\nthe upper and lower limit of the tariff range are calculated, as detailed further\non.\n\nTherefore,\na weighted average value of US$1,999.27/kW is obtained (see Anexo 11).\n\nFinally,\nonce the investment factor (FC) and the investment amount\n(M) are calculated, the Fixed Capital Cost (CFC) is calculated, which is US$1,999.27 per kW * 0.1239, resulting in US$247.63 per kW.\n\nd.\nDefinition of the deviation for the tariff band\n\nAccording to\nthe current methodology (RJD-163-2011) and its modifications, to establish the\ntariff band, the following steps are taken:\n\n. The standard\ndeviation corresponding to all the data used to estimate\nthe average investment cost was calculated, resulting in US$1,999.27 per kW\n(see Anexo 11).\n\n. The upper limit\nis established as the updated average investment cost plus the standard\ndeviation from point i above, i.e., US$1,999.27 + US$342.63 per kW = US$2,341.90 per kW (see Anexo 11).\n\n. The lower limit\nis established as the updated average investment cost minus 3\nstandard deviations from point i above, i.e., US$1,999.27 - 3 * US$342.63 per kW = US$971.36 per kW (see Anexo 11).\n\nUnder no\ncircumstances may the prices paid for the purchase of electrical energy be\ngreater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the\nlower limit of that band, as established in Article 21 of the Regulation\nto Chapter I of Law No. 7200.\n\ne. Calculation\nof the Tariff Band and Tariff Structure\n\nBelow,\na summary of all the variables calculated in this\ntariff application is presented, where the price respects the technical specifications\ndefined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, where\nthe mandatory use of the electronic invoicing system was resolved, in\naccordance with the technical and normative specifications defined therein, where\nit is worth mentioning that the unit price must be composed of a\nnumber with 13 integer digits and 5 decimal places:\n\n \n\n \n\nThe seasonal hourly structure used is the one approved by RJD-163-2011. The\nreference tariff structure for a new wind\nelectricity generation plant, according to the\ndimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:\n\n \n\n \n\nf. Other\nConsiderations\n\no Currency in\nwhich the tariff will be expressed\n\nAccording to\nresolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the methodology\ndetailed will be expressed and invoiced in United States of America dollars\n(US$ or $).\n\nThe\nconditions under which payments are made will be defined in accordance with what\nthe parties establish contractually, and based on the applicable regulations.\n\no Adjustment of\nthe tariff band values\n\nThe values of\nthe tariff band will be reviewed at least once a year, in accordance with\nLaw No. 7593.\n\no Obligation\nto present information\n\nOther\nconsiderations. To improve this methodology in the future, it is established that\nthe new private wind generators to which the tariffs\nestablished through this tariff methodology are applied, are obligated to\nannually present to ARESEP audited financial information (including\noperating and maintenance, administrative expenses, and individual investment\nexpenses) as well as their due justification. In this way, ARESEP may\nhave better information for adjusting the model to real operational\nconditions. For these purposes, the company's audited\nfinancial statements must be submitted at least annually.\n\no Application\nof the methodology\n\nScope. The\nmodel presented is applicable to the tariff settings for energy sales\nto the ICE by private generators producing from new\nwind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Law No.\n7200, and for those purchases and sales of electrical energy from new\nprivate wind plants with conditions similar to those established in Chapter\n1 of Law No. 7200, that are legally feasible and that must be\nregulated by Aresep. A new plant is understood to be one whose investment in\nphysical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not\nhave generated energy that was sold under any electricity\npurchase-sale contract or for self-consumption purposes.\n\no Regulatory\nAccounting\n\nInstruct the\nnew private wind generators that provide the public electricity\nservice in its generation stage, covered under Chapter I of Law No.\n7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017\n\"Implementation of\nRegulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in\nits Generation Stage, provided by Private Generators covered under\nChapter I of Law No. 7200, Consortia of Public, Municipal\nand Cooperative Companies engaged in Electricity Generation\nand other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017.\n\n[.]\n\nIV.\nCONCLUSIONS:\n\n1. From the application of the approved tariff methodology\nfor new private wind generators, it is obtained that the average plant\nfactor is 47.54%; the average financial leverage value is\n70.15%; the return is 10.78%; the average operating cost is\nUS$92.65 per kW and the average investment cost is US$1,999.27\nper kW.\n\n2. From the update of the\nvariables that make up the tariff methodology for new private wind\ngeneration plants, the resulting lower band (lower limit) is\nUS$0.05114 per kWh and the upper band (upper limit) is US$0.09190\nper kW.\n\n3. The proposed tariff structure for\nprivate generation with new wind plants is the following:\n\n \n\n \n\nII. That regarding the public hearing, from\nthe cited official letter IN-0134-IE-2019, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\n1.\nOpposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal entity identification number\n4-000-042139, represented by Mr. Javier Orosco Canossa, identity card number 1-0508-0457, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations:\nSubmits written\nbrief No. 0610-121-2019 (visible on folio 63), does not speak at the\npublic hearing.\n\na) For the year 2018, correct the energy\nfrom the Vientos del Este plant, so that for said year you\nconsider the 12 months of actual operation of this plant and not only 11\nmonths as done; and therefore, use a value of 56,410,269.21 kWh instead\nof 50,744,733.5 kWh.\n\nIn this regard,\nit is indicated that, in accordance with resolution RIE-089-2016, the electrical companies\n(including the ICE) must submit to the Intendencia de Energía each month the\nstatistical market information for the distribution,\ngeneration, transmission, and public lighting systems, corresponding to the immediately preceding month, as well as any adjustment to the statistical information submitted in\nprevious months. In this regard, according to the verification of the information submitted\nby the ICE on the operation of the Vientos del Este plant, this corresponds to\n11 months and not 12 months as indicated in this opposition.\n\nBased on\nthe above, it is reiterated that it is the responsibility of the companies to comply with\nthe provisions of resolution RIE-089-2016, which is the mechanism established to\nguarantee the reliability of the regulatory information used.\n\nTherefore,\nit is recommended not to accept this position.\n\nb) For the calculation of the average plant\nfactor, consider the energy sold by private generators to the ICE, and the\nmaximum contracted power, so that the resulting average factor\nconforms to the legislation and the contractual frameworks under which the\ncountry's private generators operate.\n\nIn response to this position, it is indicated that the referenced methodology establishes in section \"iv.\nSales expectations (E)\" that for the calculation of the average plant factor, it will be based on the\ninstalled capacity of each project: \"(.) The weighting for each year will be based on the\ninstalled capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years will be\nbased on the installed capacity of each year.\"\n\nTherefore,\nit is recommended not to accept this argument.\n\nc) Act in accordance with Article No. 3 of the\nReglamento de Organización y Funciones of the ARESEP regarding its obligation\nto contribute so that the established regulations, methodologies, processes, and\nprocedures are updated in a timely manner, requesting from the responsible party\nthe modification of the methodologies to consider the\ncontracted power and not the nominal power in all applicable cases.\n\nIn response to\nwhat was indicated, it is stated that through official letter 2074-IE-2017 of December\n22, 2017, the Dirección General Centro de Desarrollo\nde la Regulación (CDR) was communicated a series of improvement opportunities related to the\nreferenced methodology as well as other private generation methodologies. In\nthis context, a Task Force was formed on October 8, 2019 through\nofficial letter OF-0476-CDR-2018 to analyze possible modifications to the tariff\nmethodology for new private wind generation plants.\n\n2. Opposition: Fila de Mogote DCR, S.R.L. legal identification 3-102-155950, represented by Mr.\nEnrique Alberto Morales González., identity card 1-0606-0457, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations:\nSubmits a written brief, does\nnot speak at the public hearing (folio 64).\n\na) Regarding\nregulatory accounting information: as for the maintenance\ncosts of the plant, presented in the regulatory accounting, these\ndo not reflect the actual costs incurred to maintain a\nplant as referenced, since, due to the supply contract scheme for the\ngeneration equipment, in the last two years (2016-2018) they were under\nwarranty and everything related to equipment maintenance was covered\nby the wind turbine manufacturer. In other words, this situation\nwould be distorting reality and affecting the operating cost downwards, the\nrelative weight and consequently the definition of the average tariff\nand its bands.\n\nIn that regard, the petitioner is advised that the operating cost (costo de explotación) requested for inclusion in this tariff setting, related to the maintenance of the generation equipment, is not a cost that the company incurred for the provision of the public service, because, as the equipment is under warranty as mentioned, it was the generation equipment supplier that incurred the expense, which is not chargeable to the operator or to the service users. Furthermore, it is clarified that the petitioner, at the time of presenting its position, did not provide the\n\ncost data to which it refers, making it materially impossible to carry out the corresponding technical assessment.\n\nTherefore, it is recommended that this argument not be accepted.\n\n3. Opposition: Vientos del Volcán S.A., legal identification number 3-101-512404, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68)\n\na) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.\n\nIn that regard, the petitioner is advised that, based on the information provided, following a technical assessment, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, using the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:\n\n. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.\n\n. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.\n\n. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,520,372.50\n\n→ 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses incurred for an amount of ¢ 8,900.33\n\n→ 5.3.1.01.03 Contracted Services - Ernest & Young S.A. for an amount of ¢ 207,944.15 and external legal services for an amount of ¢361,397,673.10\n\n→ 5.3.1.01.06 Marketing/Advertising Material - ¢357,976.00\n\nTherefore, it is recommended that the position be partially accepted, as set forth above.\n\nb) Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider \"civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines.\"\n\nThe petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.\n\nTherefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be accepted.\n\n4. Opposition: Costa Rica Energy Holding S.A., legal identification number 3-101-457242, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68)\n\na) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.\n\nIn response to this position, the petitioner is advised that, based on the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:\n\n. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.\n\n. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.\n\n. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,520,372.50\n\n→ 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses incurred for an amount of ¢ 8,867.39, provision for bonuses for an amount of ¢170,587.97\n\n→ 5.3.1.01.03 Contracted Services - Other consultancies for an amount of ¢ 207,484.25 and external legal services for an amount of ¢361,221,725.93\n\nTherefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be partially accepted, as set forth above.\n\nb) Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider \"civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines.\"\n\nThe petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.\n\n5. Opposition: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A., legal identification number 3-101-644281, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\na) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.\n\nIn response to this position, the petitioner is advised that, based on the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:\n\n. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.\n\n. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.\n\n. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,626,836.25\n\n→ 5.3.1.01.01 Personnel - Estimated bonuses for an amount of ¢ 132,370.50, estimated bonus charges for an amount of ¢37,751.73\n\n→ 5.3.1.01.03 Contracted Services - Other consultancies for an amount of ¢ 354,556.25 and external legal services for an amount of ¢2,541,995.35\n\n→ 5.3.1.01.06 Other - marketing advertising material for an amount of ¢380,684.51\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be partially accepted.\n\nb) Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider \"civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines.\"\n\nThe petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.\n\n6. Opposition: Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., legal identification number 3-101-512403, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, bearer of identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68).\n\na) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.\n\nIn response to this position, the petitioner is advised that, following a technical assessment of the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:\n\n. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.\n\n. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.\n\n. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:\n\n→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,627,623.75\n\n→ 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses for an amount of ¢154,736.44\n\n→ 5.3.1.01.03 Contracted Services - external legal services for an amount of ¢3,969,053.74\n\nTherefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be partially accepted, as set forth above.\n\nb) Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider \"civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines.\"\n\nThe petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.\n\n7. Opposition: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identity number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 4-129-640, in his capacity as general attorney-in-fact with a sum limit. Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 69-82)\n\na) It requests that the result of the application of the \"reference tariff methodology for new private wind generation plants,\" in relation to the determination of the plant factor (factor de planta), include the changes indicated in this technical position, expanding the list of plants from Convocatoria No. 2-2014 considered in the calculation.\n\nIn that regard, the opponent is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.\n\nTherefore, it is recommended that this position be accepted.\n\n8. Opposition: Aeroenergía S.A, legal identification number 3-101-155347, represented by Mr. Salomón Lechtman Koslowski, identity card number 1-0527-0594, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.\n\nObservations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folios 83 to 91).\n\na) That the Regulatory Accounting information from our Vientos del Este wind plant be taken into account for the calculation of the Operating Cost (Costo de Explotación, CE) variable, within the formula for the\n\ndetermination of the reference tariff.\n\nThe company Aeroenergía S.A. is advised, after the respective assessments, the accounts of the Vientos del Este plant have been included in consideration of their amounts and justifications, with the following exceptions: accounts 5.2.1.03.03 Contracted Services for an amount of ¢16,709,483.03, 5.2.1.03.06 Other for an amount of ¢12,666,023.16, and 1.2.3.02.03.06 Improvements included in the regulatory accounting were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, in accordance with Article 32 of Aresep's Ley 7593.\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be partially accepted.\n\nb) That for the calculation of the Plant Factor (Factor de Planta, FP) variable, all the projects participating in the Convocatoria 2-2014 be considered, and not only the projects that were selected. As was done in the previous tariff adjustment processes RIE-0079-2018 and RIE-053-2017.\n\nIn response to this position, the petitioner is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.\n\nTherefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.\n\n9. Opposition: Mario Alvarado Mora, bearer of identity card number 4-129-640\n\nObservations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folios 96 to 107).\n\na) It requests that the result of the application of the \"reference tariff methodology for new private wind generation plants,\" in relation to the determination of the plant factor (factor de planta), include the changes indicated in this technical position, expanding the list of plants from Convocatoria No. 2-2014 considered in the calculation.\n\nIn response to this position, the petitioner is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.\n\nTherefore, it is recommended that this position be accepted.\n\n[.]\n\nIII. That in accordance with the provisions set forth in the preceding resultandos and considerandos, it is appropriate to set, among other things, the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200 or other buyers duly authorized by Law, as provided:\n\nPOR TANTO\n\nTHE ENERGY INTENDENT\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of a lower tariff (lower limit) of US$ 0.05114 per kWh and an upper band (upper limit) of US$ 0.09190 per kW.\n\nII. To set the following tariff structure for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200, as detailed below:\n\n| --- | --- |\n| Technology | Tariff Structure |\n| Wind | $0.05114 - $0.09190 |\n\nIII. To indicate to the new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology RJD-163-2011 apply, that they are obligated 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; the foregoing must be accompanied by the appropriate justification linking them to the provision of the public electricity supply service in its generation stage.\n\nIV. To indicate to the new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Ley No. 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Generators covered under Chapter I of Ley No. 7200, Consortia of Public, Municipal and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017.\n\nV. To indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Ley No. 7200, that if they fail to comply with the two preceding provisions (Por Tantos III and IV), the respective documentation shall be referred to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of initiating the corresponding administrative procedures.\n\nVI. To consider the statements made in Considerando II of this resolution as the response to the oppositions.\n\nVII. This resolution is effective as of its publication in the Official Gazette La Gaceta.\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 the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review may be filed against this resolution. The revocation remedy may be filed before the Energy Intendent, who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies 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 business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law." }