{ "id": "norm-93048", "citation": "Resolución 0119", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Aplicación anual de oficio de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas privadas nuevas", "title_en": "Annual ex officio application of the reference tariff methodology for new private hydroelectric plants", "summary_es": "La Intendencia de Energía de ARESEP actualiza y fija de oficio la banda tarifaria aplicable a la venta de energía eléctrica que los generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas realicen al ICE, conforme al Capítulo I de la Ley 7200. La resolución detalla el cálculo técnico de los componentes tarifarios: factor de planta (53,83%), apalancamiento financiero (73,98%), rentabilidad (10,55%), costo de explotación (US$89,62 por kW) y costo de inversión promedio (US$3,980.51 por kW). Los precios resultantes son una banda inferior de US$0,04468/kWh, tarifa promedio de US$0,11803/kWh y banda superior de US$0,14248/kWh. Se aprueba una estructura horario-estacional que diferencia períodos punta, valle y nocturno en épocas seca y lluviosa. La banda también se aplica a plantas nuevas con fuentes no convencionales que carezcan de metodología específica, pero sin estructura estacional. Se establecen obligaciones de información financiera y contabilidad regulatoria para los generadores.", "summary_en": "The Energy Intendancy of ARESEP updates and ex officio sets the tariff band applicable to the sale of electricity by private generators with new hydroelectric plants to ICE, under Chapter I of Law 7200. The resolution details the technical calculation of tariff components: plant factor (53.83%), financial leverage (73.98%), profitability (10.55%), operating cost (US$89.62 per kW), and average investment cost (US$3,980.51 per kW). The resulting prices are a lower band of US$0.04468/kWh, average tariff of US$0.11803/kWh, and upper band of US$0.14248/kWh. A time-of-use seasonal tariff structure is approved, differentiating peak, valley, and night periods in dry and rainy seasons. The band also applies to new plants using non-conventional sources lacking a specific methodology, though without the seasonal structure. Obligations regarding financial reporting and regulatory accounting are imposed on generators.", "court_or_agency": "", "date": "24/11/2020", "year": "2020", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "ARESEP", "Intendencia de Energía", "Ley 7200 Capítulo I", "banda tarifaria", "generadores privados", "plantas hidroeléctricas nuevas", "estructura horario-estacional" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 32", "law": "Ley 7593" } ], "keywords_es": [ "tarifa energía hidroeléctrica", "ARESEP", "Intendencia de Energía", "generación privada", "Ley 7200", "banda tarifaria", "plantas hidroeléctricas nuevas", "metodología tarifaria", "costo de explotación", "costo de inversión", "estructura horario-estacional", "ICE", "apalancamiento financiero", "CAPM", "contabilidad regulatoria" ], "keywords_en": [ "hydroelectric tariff", "ARESEP", "Energy Intendancy", "private generation", "Law 7200", "tariff band", "new hydroelectric plants", "tariff methodology", "operating cost", "investment cost", "time-of-use seasonal structure", "ICE", "financial leverage", "CAPM", "regulatory accounting" ], "excerpt_es": "I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 (...) en: una banda inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,14248 US$ por kW. II. Aprobar la siguiente estructura tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 (...) III. Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la banda tarifaria propuesta sin considerar la estructura estacional.", "excerpt_en": "I. Set the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200 (...) at: a lower band (lower limit) of 0.04468 US$ per kWh, an average tariff of 0.11803 US$ per kW, and an upper band (upper limit) of 0.14248 US$ per kW. II. Approve the following tariff structure for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200 (...) III. For all purchases/sales of energy from plants that produce with non-conventional sources for which no specific tariff methodology has yet been approved by the Regulatory Authority, the proposed tariff band shall be applied without considering the seasonal structure.", "outcome": { "label_en": "Tariff setting", "label_es": "Fijación tarifaria", "summary_en": "ARESEP sets the tariff band for electricity sales from new private hydroelectric generators to ICE, with prices from US$0.04468 to US$0.14248/kWh and an average tariff of US$0.11803/kWh.", "summary_es": "ARESEP fija la banda tarifaria para la venta de energía de nuevos generadores privados hidroeléctricos al ICE, con precios de US$0,04468 a US$0,14248/kWh y una tarifa promedio de US$0,11803/kWh." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando II.1", "quote_en": "The sale price of energy from private generators to ICE will be regulated, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, through a tariff band.", "quote_es": "Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria." }, { "context": "Considerando II.1.i", "quote_en": "The model result is applicable to tariff settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework established by Chapter 1 of Law No. 7200.", "quote_es": "El resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200." }, { "context": "Considerando II.1.d", "quote_en": "At no time may the prices paid for the purchase of electricity be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band, as established by Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law 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.1.i", "quote_en": "The tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which no specific methodology exists is the tariff band estimated through this methodology, without considering the seasonal structure.", "quote_es": "La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para las que no exista una metodología específica es la banda tarifaria que se estime mediante esta metodología, sin considerar estructura estacional." } ], "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=93048&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": true, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 0119\n\n Aplicación anual de oficio de la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\"\n\nTexto Completo acta: 13D6F3\n\nAUTORIDAD REGULADORA\nDE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0119-IE-2020 DEL 24 DE NOVIEMBRE DE 2020\n\nAPLICACIÓN ANUAL DE OFICIO DE LA \"METODOLOGÍA TARIFARIA\n\nDE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA\n\nHIDROELÉCTRICAS NUEVAS\"\n\nET-023-2020\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 10 de agosto de 2011 mediante la resolución RJD-152-2011, la\nJunta Directiva de la ARESEP aprobó la \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica\nnuevas\", la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de\n2011, y modificada mediante las resoluciones RJD-161-2011 publicada en La\nGaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta\nNo. 74 del 17 de abril de 2012, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de\nLa Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014, y, RJD-017-2016 publicada en el\nAlcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016.\n\nII. Que el 19 de febrero de 2018, mediante resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección\nGeneral de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos del Ministerio\nde Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas\ndefinidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma\ndependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar\ncompuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.\n\nIII. Que el 16 de julio de 2019, mediante la resolución RE-0049-IE-2019, el Intendente\nde Energía (IE) fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados con\nplantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 166 a\nLa Gaceta No. 137 del 22 de julio de 2019.\n\nIV. Que el 28 de febrero de 2020, mediante el oficio OF-0207-IE-2020, se\nsolicitó la apertura del expediente para tramitar la propuesta de fijación de\noficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas (folio 1).\n\nV. Que el 4 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0221-IE-2020, se le\nsolicitó al ICE la actualización de la estructura tarifaria para la metodología\ntarifaria de generación privada de plantas hidroeléctricas nuevas según lo\ndispuesto en la metodología tarifaria.\n\nVI. Que el 13 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0277-IE-2020, se\nsolicitó la convocatoria a audiencia pública para conocer la propuesta de\nfijación de oficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas,\ncontenida en el informe IN-0056-IE-2020 (folios 2 al 5).\n\nVII. Que el 24 de marzo de 2020, mediante la resolución RE-0113-DGAU-2020, la\nDirección General de Atención al Usuario dispuso no programar audiencias\npúblicas a la luz de la emergencia sanitaria por el COVID-19 y lo señalado en\nel decreto ejecutivo 42221-S del 10 de marzo de 2020.\n\nVIII. Que el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020, el Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE) remitió la \"Propuesta para la\nestructura horario-estacional en los precios de compra de energía a generadores\nindependientes\".\n\nIX. Que el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE solicitó\nal ICE una serie de justificaciones de algunos elementos de su propuesta de estructura\nhorario-estacional.\n\nX. Que el 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE\natendió la solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020.\n\nXI. Que el 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE\nsolicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar\ninsuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020.\n\nXII. Que el 5 de agosto de 2020, mediante la nota 5500-0759-2020, el ICE\nsolicitó una reunión con la IE para aclarar las dudas que persistían en torno a\nla propuesta de estructura horario-estacional.\n\nXIII. Que el 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión virtual con funcionarios\nde la IE y el Despacho del Regulador General para explicar su propuesta de\nestructura horario-estacional.\n\nXIV. Que el 9 de octubre de 2020, se publicó la convocatoria a audiencia\npública en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja,\nposteriormente se realizó en La Gaceta No. 248 del 12 de octubre de 2020. Dicha\naudiencia se celebraría el 4 de noviembre de 2020 (folio 13).\n\nXV. Que el 4 de noviembre de 2020 se llevó a cabo la audiencia pública, como\nconsta en el acta AC-0482-DGAU-2020 (folios 24 al 29).\n\nXVI. Que el 10 de noviembre de 2020, mediante el informe IN-0932-DGAU-2020, la\nDirección General de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de\noposiciones y coadyuvancias (folios 30 al 31).\n\nXVII. Que el 20 de noviembre de 2020, mediante el oficio IN-0199-IE-2020, la\nIE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó\nfijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos\nnuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del capítulo I de\nla Ley No. 7200.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del oficio IN-0199-IE-2020, citado y que sirve de base para la\npresente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nII. ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1. Aplicación de la metodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la \"Metodología tarifaria de referencia\npara plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\" según la resolución RJD-152-2011 y sus\nmodificaciones aprobadas.\n\nLa fórmula general del modelo se puede expresar mediante la siguiente\necuación económica desde la perspectiva del generador privado:\n\nCE + CFC = p ∗E\n\nDonde:\n\nCE = Costos de\nexplotación\n\nCFC = Costo fijo por\ncapital\n\nP = Precio de la\nenergía (variable de interés)\n\nE = Expectativas de\nventas anuales (cantidad de energía)\n\nPor lo tanto, despejando el precio, tenemos:\n\n        (CE + CFC)\n\np = --------------------\n\n              E\n\nSe regulará el precio de venta de energía por parte de generadores\nprivados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una\nbanda tarifaria.\n\nA continuación, se detalla la forma en que se calculó cada una de las\nvariables del modelo.\n\na. Expectativas de ventas (E)\n\nPara estimar la variable denominada expectativas de ventas, que\ncorresponde a la cantidad de energía a vender durante el año, se considera la\nsiguiente ecuación:\n\nE = C ∗ 8760 ∗ fp\n\nDonde:\n\nE = Expectativa de\nventas anuales (cantidad de energía)\n\n8760 = Cantidad de\nhoras de un año (24 horas * 365 días)\n\nfp = factor de\nplanta aplicable según fuente\n\nC = 1 (capacidad\nunitaria, simplificación del cálculo del modelo)\n\nSegún la metodología aprobada en la resolución RJD-152-2011 y sus\nreformas, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se\nobtendrá a partir de los datos que disponga la Aresep de plantas\nhidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que\n20 MW. Así, de manera consistente con lo establecido en la metodología\ntarifaria, se utilizó únicamente los datos de las plantas del grupo antes\nmencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Las\nplantas que no se consideraron en el cálculo por haber generado energía menos\nde 10 meses fueron Río Lajas en el 2015, Hidrovenecia en el 2017 y Don Pedro y\nVolcán 3X en 2019. De acuerdo con la metodología tarifaria se utilizaron los\ndatos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea información real. No se\nhan presentado concursos para adquirir energía en el último quinquenio\n(2015-2019).\n\nPara la capacidad instalada se utilizó la información proporcionada por\nlas empresas y el CENCE (Anexo 19). En cuanto a la producción anual se\ncontempló la información suministrada por el ICE al Sistema de Información\nRegulatoria (SIR), que a su vez fue remitida a la Aresep con los oficios\n5500-0617-2020 y 5500-0868-2020 (Anexos 1 y 18). Para los casos donde se\nhubiese dado un cambio de capacidad durante el año, la potencia anual se\nconsidera como el promedio mensual de las potencias señaladas.\n\nDe acuerdo con lo establecido en la metodología tarifaria, el valor del\nfactor de planta se calculó de la siguiente manera: para cada uno de los años\ndel último quinquenio, se estimó un promedio aritmético de los valores de cada\nplanta individual; luego se obtiene el promedio aritmético de los cinco valores\nresultantes, determinándose de esta manera el dato de factor de planta a utilizar\nen la fijación tarifaria.\n\nEl factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente\npara una planta hidroeléctrica nueva es de 53,83% (Anexo 2).\n\nb. Costos de explotación (CE)\n\nLos costos de explotación consideran los costos de operación variables y\nfijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones\nnormales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos\nfinancieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.\n\nLa metodología aprobada en la resolución RJD-152-2011 y sus reformas\nindica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de\nuna muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan\nen el país, de diferentes capacidades instaladas.\n\nPara la determinación de la muestra del presente estudio, se tomó los\nvalores aprobados por la IE en el estudio tarifario ET-017-2018, en donde la\nempresa El Ángel S.A. solicitó la actualización de esta tarifa.\n\nDe esta manera, se tomaron los costos de explotación de las 3 plantas\ndel sector hidroeléctricas nuevas (Vara Blanca, El Ángel y El Ángel Ampliación)\ny se indexaron hasta octubre de 2020 (mes previo a la audiencia pública) con\nbase en el Índice de Precios a la Manufactura del BCCR1.\n\n1\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526\n\nLuego, se convirtieron dichos valores indexados (que estaban en colones\npor kW) a la divisa de dólares estadounidenses dividiendo por el promedio\nsimple del Tipo de Cambio de Venta de Referencia del BCCR2 del mes\nprevio a la audiencia pública.\n\n2\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\nLuego, se aplicó el método descrito en la metodología de la curva que\nmejor se ajusta entre las capacidades instaladas y los costos de las plantas\n(cuyas unidades son de dólares por kW) y se escogió la curva que mejor ajustó.\nEn este caso, fue la curva logarítmica natural con un R2 (R-cuadrado) de\n0,5198. Cabe destacar que no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar\nde mostrar un ajuste R2 (R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10\nMW (como paso siguiente de la metodología), da un resultado atípico de más de\n919 US$ por kW si se compara con el valor considerado en fijaciones anteriores.\nEsto se da porque la curva polinómica es convexa y no permite reflejar la\nreducción y/o dilución de costos, las economías de escala ni las eficiencias\nque se espera presente una planta entre mayor sea su capacidad. Por lo tanto,\nno se consideró la curva polinómica porque su resultado resulta\ndesproporcionado de conformidad con lo establecido en el artículo 32 de la Ley\nde Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo con los valores históricos de\nla fijaciones dictadas en resoluciones anteriores.\n\nAl evaluar la curva logarítmica natural (y = -61,19ln(x)+230,52) con el\nvalor de 10MW, da como resultado 89,62 US$ por kW, el cual es más un valor más razonable\ny similar al histórico que se ha considerado en este tipo de fijaciones de\ntarifarias durante los años anteriores.\n\nPor tanto, el costo de explotación (CE) resultante del procedimiento\ndescrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 89,62 US$ por\nkW (ver Anexos 3 y 4).\n\nc. Costo fijo por capital (CFC)\n\nMediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables\ncon los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo\nsimilar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo\nde la planta.\n\nEl CFC se calcula de la siguiente manera:\n\nCFC = M ∗ FC\n\nSiendo M el monto total de la inversión unitaria y el FC el factor que\nrefleja las condiciones de la inversión.\n\nLa determinación de estos elementos se realiza según lo dispuesto en la metodología\ntarifaria, de la siguiente manera:\n\nMonto de la inversión unitaria (M)\n\nEl costo de inversión representa los costos totales necesarios para\nconstruir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.\n\nEl cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de\nplantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW,\nprovenientes de cuatro fuentes de información:\n\na.    \nLa versión más reciente del Plan Indicativo\nRegional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de\nElectrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa\nRegional (GTPIR)3.\n\n3 http://www.enatrel.gob.ni/wp-content/uploads/2017/09/Informe-GTPIR_2018-2035_310517.pdf\n\nb. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios\nde venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en\nel marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones\nindividuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de\nla P.H. El Ángel (ET-169-2010) y P.H. Vara Blanca (ET-185-2010). Se\nconsideraron los datos de la fijación tarifaria anterior en los cuales se calcularon\nlos intereses durante el periodo de gracia para que fueran comparables con los\ndatos del GTPIR.\n\nPara la P.H. El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715\nsegún consta en el folio 882 del ET-169-2010, con una capacidad nominal de 3,85\nMW. La inversión reconocida por la Aresep a P.H. Vara Blanca fue de $7 196 016\nsegún consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW.\nEstos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se\nestimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de\ninversión calculada (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular\nel promedio para el año 2011 de la tasa publicada por el Banco Central de Costa\nRica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados).\n\nc. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas\nque en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley No.7200. No se\ncuenta con esta información.\n\nd. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores\nprivados. Se considera la información de los concursos 01-2012-ICE y\n02-2014-ICE.\n\nEn primer lugar, los valores de costo de inversión fueron indexados a\noctubre de 2020 considerando el último Índice al Productor Industrial de\nEstados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie\nWPUIP2310001 del \"Bureau of Labor\nStatistics\". Se utiliza este índice por dos principales razones, su conveniencia al\ntomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por\nconsistencia con las anteriores fijaciones tarifarias4. Se utiliza el valor de octubre\n2020, el cual corresponde al valor del mes anterior al día de la audiencia pública.\n\nPosteriormente, para la determinación del valor promedio se procedió en\nprimer lugar a la exclusión de los valores extremos, tal como lo indica la\nmetodología vigente. Suponiendo que las observaciones siguen una distribución\nnormal, según el Teorema de Chebyshev el 95% de los datos estaría concentrado\nen un rango cuyo límite superior es la media aritmética aumentada en dos\ndesviaciones estándar y el inferior es la media aritmética disminuida en dos\ndesviaciones estándar. La media aritmética de las observaciones es de $3 798,6,\ncon una desviación estándar de $1 157,7, lo que arroja un límite superior de $6\n114,0 y un límite inferior de $1 483,2. Como puede observarse en el Anexo 6,\nlos proyectos Piedras Negras y Tablón se ubican fuera del rango antes\nestablecido, de modo que, bajo estos supuestos, corresponden a valores extremos\nque deben excluirse.\n\nDe la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores una\nvez excluidos los valores extremos, se realizó lo siguiente de conformidad con\nla metodología:\n\n1. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco\ngrupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada;\nesto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8 MW, el de 8,1 MW a 12 MW, el\nde 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.\n\n2. Se obtiene el promedio de costo de inversión para cada grupo\nmencionado: US$ 3 561,2 por kW, US$ 3 469,0 por kW, US$ 3 892,1 por kW, US$ 4\n526,4 por kW y US$ 4 453,9 por kW, respectivamente.\n\n3. Luego, se obtiene el promedio de los valores promedio de cada uno\nde los grupos de plantas.\n\nPor tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria, el cual es US$\n3 980,51 por kW (ver Anexo 5).\n\nFactor de las condiciones de inversión (FC)\n\nEl factor FC se calcula mediante la siguiente\necuación:\n\n \n\n \n\n \n\nDonde \"v\" es la vida económica\ndel proyecto, \"e\" es la edad de la planta, \"t\" es la tasa de\nimpuesto sobre la renta, \"ρ\" es la rentabilidad\nsobre aportes de capital, \"Ψ\" es\nel apalancamiento, \"i\" es la tasa de interés y \"d\" es el plazo de la\ndeuda.\n\na. Apalancamiento\n\nEl apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y\ncapital propio. El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de\napalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las\nplantas que se pretende tarifar.\n\nPara esa muestra, se calculó el promedio ponderado por capacidad\ninstalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de\nfinanciamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la\nAresep. Así las cosas, se cuenta con información de 2 proyectos hidroeléctricos\nprovenientes directamente de la base de datos de la Aresep (P.H. El Ángel y\nP.H. Vara Blanca) y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE. En el caso\nde la información de los 2 proyectos disponible en Aresep (P.H. El Ángel y P.H.\nVara Blanca), se consideraron los datos de la fijación tramitada en el expediente\nET-017-2018, correspondiente a los estados financieros del período concluido en\nsetiembre de 2017.\n\nEl promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos\npara los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo 7).\n\nb. Rentabilidad sobre aportes al\ncapital (ρ)\n\nEl nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo\nde Valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información\nindicadas en la metodología tarifaria, siendo estas:\n\n. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los\nBonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza la tasa con\nel mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está\ndisponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos,\nen la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\nSe promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio de la\ntasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,27% (ver Anexo 8).\n\n. Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\", la cual está\ndisponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls.\nSe promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple\nde la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,61% (ver Anexo 9).\n\n. Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados \"Risk\nPremiums for the other markets\" en donde el riesgo país se denomina \"Country Risk Premium\". Los\nvalores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la\ndirección de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html. Se\npromedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple del riesgo país de los\núltimos 5 años es de 4,32% (ver Anexo 10).\n\n. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la\nfórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este\ncálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento\nen la metodología vigente). En este caso se utiliza el apalancamiento calculado\nen el punto a. anterior, que da como resultado 73,98%.\n\n. Beta desapalancada: Para el valor de la beta desapalancada (βd), se toman los valores de \"Utility\nGeneral\" dispuestos en las fijaciones tarifarias pasadas, y para el dato del 2019, se toma el valor\nde la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran en:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. Se promedian los datos de\nlos últimos 5 años. Para este caso el valor obtenido de beta desapalancada es de 0,2354 (ver Anexo\n11). Al apalancarlo de acuerdo con los dispuesto en la metodología tarifaria, da como resultado un\nnivel de beta de 0,7040.\n\nEs importante acotar que, de acuerdo con las fijaciones previas, se\nutiliza la beta desapalancada marginal, 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 aclaró\nen trámites anteriores que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses\nes deducible del impuesto (ahorra impuestos) (ver Anexo 17).\n\n. Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la\nlegislación vigente.\n\nLa tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto\nsobre la Renta, Ley No. 7092.\n\nPor tanto, el nivel de rentabilidad \"ρ\" para las plantas hidroeléctricas nuevas, obtenida\nmediante el método del CAPM, es de 10,55% (ver Anexo 12).\n\nc. Tasa de interés\n\nSe utilizó el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta\nmeses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al\nsector industrial en dólares, de los bancos privados.\n\nEl promedio aritmético de los últimos sesenta meses anteriores a la\naudiencia pública, es decir, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, es de\n8,20% (ver Anexo 13).\n\nEs importante señalar que el Banco Central de Costa Rica modificó la metodología\nde cálculo de las tasas de interés que publica en su página web, pasando de\ntasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de abril de\n2019. La metodología tarifaria establece que se debe considerar el promedio\nmensual de los últimos sesenta meses, dicho promedio de abril de 2019 a octubre\nde 2020 corresponde a tasas negociadas por los bancos privados. Conforme transcurra\nel tiempo, el promedio calculado para los últimos sesenta meses considerará más\ndatos sobre tasas negociadas y menos tasas en ventanilla, hasta que la serie\ncompleta corresponda a tasas negociadas.\n\nd. Vida económica del proyecto (v)\n\nSegún lo establecido en la metodología tarifaria, 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\ne. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato\n\nSegún lo establece la metodología tarifaria, el plazo de la deuda es de\n20 años.\n\nSe le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del\ncontrato de compra venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.\n\nf. Edad de la planta\n\nDado que, en la presente metodologías, las plantas son nuevas, a esa\nvariable se le asigna el valor de cero, según los dispuesto en la metodología\ntarifaria.\n\nConsiderando los elementos anteriores, se obtiene el Factor de\nInversiones (FC) cuyo valor es de 0,1173 (ver Anexo 14).\n\nPor último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) de US$\n466,94 por kW, multiplicando los dos valores anteriores M y FC.\n\nd. Definición de la banda\n\nPara establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\ni. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los\ndatos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado\nUS$ 982,81 por kW.\n\nii. El límite superior se establece como el costo de inversión\npromedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir,\nUS$ 3 980,51 + US$ 982,81 por kW = US$ 4 963,33 por kW.\n\niii. El límite inferior se establece como el costo de inversión\npromedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, es\ndecir, US$ 3 980,51 - 3*US$ 982,81 por kW\n= US$ 1 032,08 por kW.\n\nEn ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica\npueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores\nque el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento\nal Capítulo I de la Ley No. 7200.\n\ne. Cálculo de la tarifa\n\nA continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas\nen esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones\ntécnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas,\nen donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura\nelectrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí\ndefinidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar\ncompuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:\n\n \n\n \n\nf. Estructura horario-estacional:\n\nA partir de la estructura horaria estacional aprobada en la resolución\nRJD-152-2011, se obtiene la siguiente estructura tarifaria de referencia para\nuna planta de generación de electricidad hidroeléctrica nueva:\n\n \n\n \n\nEn este punto es importante señalar que mediante el oficio\nOF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de 2020, se le solicitó al ICE la actualización\nde la estructura tarifaria para la metodología tarifaria de generación privada\nde plantas hidroeléctricas nuevas según lo dispuesto en la metodología\ntarifaria. Al momento de la elaboración del informe preliminar y la solicitud\nde convocatoria a audiencia pública, el ICE no había respondido a dicho oficio.\n\nPosteriormente, el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020,\nel ICE remitió la \"Propuesta para la estructura\nhorario-estacional en los precios de compra de\nenergía a generadores independientes\". En términos generales, en dicha propuesta el\nICE recalcaba la necesidad de contar con una estructura tarifaria para emitir\nseñales económicas y optimizar la instalación y el uso de la infraestructura.\nTambién señalaba que utilizar los costos marginales resultaba inconveniente por\nla volatilidad de los mismos y su posterior impacto en el flujo de caja del ICE\ny los generadores privados.\n\nA partir de la revisión que realizó la IE de la propuesta planteada por\nel ICE, el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE\nsolicitó una serie de justificaciones de algunos elementos contenidos en su\ninforme. Específicamente se solicitó aportar la justificación técnica que\nmotivó el planteamiento de la relación de 1,5 entre época alta y baja, así como\nlos valores propuestos de 80% y 60% para período valle y noche,\nrespectivamente.\n\nEl 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE atendió\nla solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020 reiterando porqué considera\nque los costos marginales no son una buena base para establecer los parámetros\nadimensionales y señalando que los valores propuestos de 1,5, 80% y 60% se\nbasan exclusivamente en el criterio experto.\n\nEl 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE\nsolicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar\ninsuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020. El 5 de agosto de 2020,\nmediante la nota 5500-0759-2020, el ICE solicitó una reunión con la IE para\naclarar las dudas que persistían en torno a la propuesta de estructura\nhorario-estacional. El 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión\nvirtual con funcionarios de la IE y el Despacho del Regulador General para\nexplicar su propuesta de estructura horario-estacional, reiterando lo que\nhabían expresado en las notas previas.\n\nDe modo tal que la propuesta remitida por el ICE no ha sido considerada\nen este estudio tarifario dado que la misma es omisa en justificar técnicamente\ncada uno de los parámetros adimensionales y sus diferencias entre ellos, máxime\nque estas diferencias representan incentivos para los regulados de entregar\nenergía en diferentes momentos del día, lo cual conlleva una retribución\neconómica diferente. En este sentido, de no disponer de las razones técnicas\nutilizadas por el ICE para determinar el nivel y las diferencias entre ellas,\nes imposible para esta Intendencia su modificación e implementación, dada la\nfalta de trazabilidad de los datos.\n\nEs importante indicar que dichos valores (estructura tarifaria) deben\nser el resultado del ejercicio de las necesidades para atender la demanda de electricidad\ndel país (curva de carga), tipos de plantas, fuente de generación, predespacho\neconómico, etc. En este sentido, utilizar la propuesta enviada por el ICE no\nresponde a lo señalado, por lo cual no fue objeto de incorporarla en la presente\npropuesta tarifaria.\n\nEsta documentación está contenida en el Anexo 20.\n\ng. Moneda en que se expresará la tarifa\n\nSegún lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes\nde la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los\nEstados Unidos de América (US$ o $).\n\nLas condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad\ncon lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa\naplicable.\n\nh. Obligación de presentar información\n\nComo se estableció mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos\nnuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología\ntarifaria están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los\nestados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un\ndesglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión\nrealizada. Lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los\nrelacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica\nen su etapa de generación.\n\ni. Aplicación de la metodología\n\nEl resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las\nventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan\ncon plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo\n1 de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica\nprovenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones\nsimilares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y\ndeben ser reguladas por Aresep, y para aquellas compraventas de energía\nprovenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para\nlas cuales no existe aún una metodologías específica aprobada por la Autoridad\nReguladora. La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no\nconvencionales de energía para las que no exista una metodología específica es\nla banda tarifaria que se estime mediante esta metodología, sin considerar\nestructura estacional.\n\nj. Contabilidad regulatoria\n\nSe debe indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos que brindan el servicio público de\nelectricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley 7200, que deben cumplir\ncon la resolución RIE-132-2017 \"Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio\nPúblico Suministro de Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por Generadores amparados en\nel Capítulo I de la Ley 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se\ndediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice\" del 22 de\ndiciembre de 2017.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONES\n\n1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores\nprivados hidroeléctricos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de\n53,83%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la\nrentabilidad es del 10,55%; el costo de explotación es de 89,62 US$ por kW y el\ncosto de inversión promedio es de 3 980,51 US$ por kW.\n\n2. Con la actualización de las variables que integran la metodología\ntarifaria para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, da como\nresultado una banda inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una\ntarifa promedio en 0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de\n0,14248 US$ por kW.\n\n3. La estructura tarifaria para la generación\nhidroeléctrica en plantas nuevas es:\n\n \n\n \n\n \n\n[.]\n\nII. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio\nIN-0199-IE-2020 citado, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula\njurídica número 4-000-042139, representada por el señor Javier Orozco Canossa,\ncédula de identidad número 01-0508-0457, en su condición de Apoderado Especial\nAdministrativo.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta\nescrito (folio 17-18).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: gcubero@ice.go.cr a nombre de Gricelio\nCubero Badilla, jsalashi@ice.go.cr a\nnombre de Juan Carlos Salas Hidalgo y ehernandezp@ice.go.cr\na nombre de Eugenio Hernández Palma.\n\nResumen:\n\na. Sobre los parámetros\nadimensionales: el ICE señala que con el oficio 0610-138-2019 de agosto de 2019\ny el oficio 5500-0759-2020 del 5 de agosto de 2020, se ha brindado respuesta a\nla IE sobre la actualización de los parámetros adimensionales de la estructura\ntarifaria, por lo cual no es de recibido que se indique que la información no\nhabía sido enviada por el ICE. En este contexto, solicita que se actualicen los\nantecedentes para indicar que el ICE remitió lo solicitado.\n\nb. Sobre la actualización\nde las tasas de interés: como la audiencia pública se realizó en noviembre, se\ndebe actualizar el periodo considerado para determinar la tasa de interés\npromedio, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, siendo estos los 60 meses\nprevios a la audiencia pública.\n\nc. Sobre la actualización\ndel tipo de cambio de venta: como la audiencia pública se realizó en noviembre,\nse debe actualizar el tipo de cambio de venta al dato promedio de octubre de\n2020, siendo este el mes previo a la audiencia pública.\n\nRespuesta:\n\na. Sobre los parámetros\nadimensionales: en primer lugar, se debe aclarar al ICE que en el antecedente 4\ndel informe preliminar la IE señaló que no se había recibido respuesta del ICE\nrespecto a lo solicitado por medio del oficio OF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de\n2020, lo cual era cierto al momento en que se elaboró dicho informe.\nPosteriormente, el ICE remitió una propuesta de actualización de estructura\ntarifaria y algunas aclaraciones adicionales que solicitó la IE al respecto; de\nmanera que estos elementos fueron adicionados a la sección I. ANTECEDENTES de\neste informe.\n\nEl oficio que menciona el\nICE de agosto de 2019 (0610-138-2019) respondía a otra solicitud de información\nque realizó la IE el año anterior, que si bien podía ser la misma a la\nsolicitud hecha este año, no se podía saber de antemano. Con la respuesta que\nbrindó el ICE posterior a la emisión del informe preliminar, se conoció que la\npropuesta de actualización de la estructura tarifaria era la misma que presentó\nel año anterior. Estos insumos fueron analizados por la IE pero no fueron considerados\nen esta fijación tarifaria según lo explicado en la sección \"f. Estructura\nTarifaria\" del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.\n\nb. Sobre la actualización\nde las tasas de interés: tal y como lo menciona el ICE, al IE procedió a\nactualizar la tasa de interés promedio considerando los 60 meses previos a la\naudiencia pública. Esto se puede verificar en la sección c del apartado \"Factor\nde las condiciones de inversión (FC)\" de este informe y el Anexo 13.\n\nc. Sobre la actualización\ndel tipo de cambio de venta: tal y como lo menciona el ICE, la IE procedió a\nactualizar el tipo de cambio utilizado en la conversión de rubros de colones a\ndólares, considerando el mes de octubre al ser el mes previo a la audiencia\npública. Esto se puede verificar en el Anexo 21.\n\n2. Coadyuvancia: Consejero del Usuario, representado por Jorge\nSanarrucia Aragón, portador de la cédula de identidad número 05-0302-0917.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública, presenta\nescrito (folio 19).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: jorge.sanarrucia@aresep.go.cr; consejero@aresep.go.cr\nResumen: el Consejero del Usuario señala que, producto de la emergencia sanitaria y la suspensión de\nlas audiencias públicas, el ICE tuvo más tiempo para poder presentar la información que requería la\nIE sobre la actualización de la estructura tarifaria. Señala además que en todo ajuste y aplicación\ntarifaria se debe contar con toda la información necesaria para su determinación rigurosa apegada a\nla técnica y que si la IE cuenta ya con esa información, lo que procede es darle continuidad al\ntrámite del expediente.\n\nTambién señala que la\npropuesta cumple con lo dispuesto en la metodología tarifaria en cuanto a la\ndeterminación de las expectativas de ventas (según datos históricos de la\nenergía generada por las plantas) y los costos de explotación, señalando que\nestos deben actualizarse ya que la propuesta contemplada su indexación a\nfebrero de 2020.\n\nRespuesta: en lo que respecta a la actualización de la\nestructura, se le indica al Consejero del Usuario que posterior a la\nelaboración del informe preliminar de este estudio de oficio, el ICE remitió la\ninformación solicitada así como algunas aclaraciones requeridas como se\nevidencia en el apartado I. ANTECEDENTES. Al respecto, se le indica que estos insumos\nfueron analizados por la IE pero no fueron considerados en esta fijación tarifaria\nsegún lo explicado en la sección \"f. Estructura Tarifaria\" del apartado II.\nANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.\n\nEn cuanto a la\nactualización de los costos de explotación, se le indica que estos fueron\nindexados a octubre de 2020 correspondiente al mes previo a la audiencia\npública, según se explica en la sección \"b. Costos de explotación\" del apartado\nII. ANÁLISIS DEL ASUNTO de este informe.\n\nEn lo que respecta a los\npuntos adicionales de su coadyuvancia, se le agradece su interés y\nparticipación en este estudio, indicando que estos serán valorados por esta\nIntendencia para futuras discusiones en torno a la realidad del sector\neléctrico nacional.\n\n3. Oposición: El Ángel Sociedad Anónima, cédula jurídica número\n3-101-032590, representada por el señor Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad\nnúmero 8-0066-0703, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de\nsuma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\n\nPresenta escrito (visible a\nfolio 20).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: notificaciones@batalla.com\n\nResumen: la empresa aclara que se encuentra conforme con\nla tarifa propuesta, pero señala algunas \"inconsistencias\" que debían ser subsanadas.\n\na. Sobre el costo de\nexplotación: señala que la IE no explica si la muestra de 3 plantas considerada\nes representativa del sector, ya que al obtener la curva de mejor ajuste y\nevaluarla en 10 MW, se obtiene un valor de costo de explotación menor al mínimo\nde la muestra. Agrega que no tiene sentido evaluar la curva en 10 MW, si la\nmuestra posee valores de potencia inferiores y que en caso de evaluarla en la\npotencia promedio de la muestra (3,9 MW), se obtendría un costo de explotación\nmayor. Solicita que se utilice un dato de potencia representativo en función de\nla muestra.\n\nb. Sobre la aplicación de\nla curva: la empresa señala que la IE se apartó de la metodología al no\nconsiderar la curva de mejor ajuste, que sería la polinómica, porque esta\narroja un resultado atípico.\n\nRespuesta:\n\na. Sobre el costo de\nexplotación: en primero lugar se le reitera que la muestra empleada corresponde\nal total de la población a la que le aplica actualmente las bandas tarifarias\npara generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas. Además, la\nmetodología tarifaria señala en la sección \"Costos de explotación (CE)\" que \"c)\nSe utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de\n10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley\nNº7200\". De modo que, si se quisiera utilizar otro dato para evaluar la curva,\nesto correspondería a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa\ndel alcance del presente estudio tarifario.\n\nb. Sobre la aplicación de\nla curva: se le reitera a la empresa lo indicado en la sección \"b. Costos de\nexplotación\" del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO de este informe en cuanto a\nque no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar de mostrar un ajuste R2\n(R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10 MW (como paso siguiente\nde la metodología), da un resultado atípico de más de 912 US$ por kW si se compara\ncon el valor considerado en fijaciones anteriores. Esto se da porque a partir\nde los tres valores de la muestra se deriva una curva polinómica, la cual es\nconvexa y no permite reflejar la reducción y/o dilución de costos, las\neconomías de escala ni las eficiencias que se espera presente una planta entre\nmayor sea su capacidad. Por lo tanto, no se consideró la curva polinómica\nporque su resultado resulta desproporcionado de conformidad con lo establecido\nen el artículo 32 de la Ley de Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo\ncon los valores históricos de la fijaciones dictadas en resoluciones\nanteriores.\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo señalado en los\nresultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo\nprocedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados\nhidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo\ndel capítulo I de la Ley No. 7200; tal y como se dispone.\n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores\nprivados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al\nInstituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No.\n7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas\nhidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece\nla Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por\nAresep, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas\nque produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías\ntarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora, en: una banda\ninferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una tarifa promedio en\n0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,14248 US$ por\nkW.\n\nII. Aprobar la siguiente estructura tarifaria para\ntodos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato\npara la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo\nI de la Ley No. 7200, tal y como se detalla:\n\n \n\n \n\nIII. Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas que produzcan\ncon fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología\ntarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la\nbanda tarifaria propuesta sin considerar la estructura estacional.\n\nIV. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen\nlas tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que\nestán en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros\nauditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los\ngastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior\ndebe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación\ndel servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de\ngeneración.\n\nV. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al\nICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución\nRJD-152-2011, específicamente en el apartado \"Otras consideraciones.\n(.) Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados\nfinancieros auditados de la empresa.\", se remitirá a la Dirección General de\nAtención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que\nse valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos\ncorrespondientes.\n\nVI. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos que brindan el\nservicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo\nI de la Ley No. 7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017\n\"Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro\nde Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por generadores amparados\nen el 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\" del 22 de diciembre de 2017.\n\nVII. Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el \"Considerando\nII\" de esta resolución.\n\nVIII. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente de su\npublicación en el Diario Oficial La Gaceta.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley\nGeneral de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta\nresolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de\napelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse\nante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de\napelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que\ncorresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la LGPA., los recursos de\nrevocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días\nhábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el\nextraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354\nde dicha ley.\n\nPUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Regulation 0119\n\n Annual ex officio application of the \"Reference tariff methodology for\nnew private hydroelectric generation plants\"\n\nComplete Text of record: 13D6F3\n\nREGULATORY AUTHORITY\nOF PUBLIC SERVICES\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRE-0119-IE-2020 OF NOVEMBER 24, 2020\n\nANNUAL EX OFFICIO APPLICATION OF THE \"REFERENCE TARIFF\n\nMETHODOLOGY FOR NEW PRIVATE HYDROELECTRIC\n\nGENERATION PLANTS\"\n\nET-023-2020\n\nWHEREAS:\n\nI. That on August 10, 2011, through resolution RJD-152-2011, the\nBoard of Directors of ARESEP approved the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\", which was published in La Gaceta No. 168 of September 1,\n2011, and modified through resolutions RJD-161-2011 published in La\nGaceta No. 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012 published in La Gaceta\nNo. 74 of April 17, 2012, RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 of\nLa Gaceta No. 65 of April 2, 2014, and RJD-017-2016 published in\nAlcance No. 17 to La Gaceta No. 31 of February 15, 2016.\n\nII. That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministry of Finance,\nit resolved the mandatory use of the electronic invoicing system, in accordance with the technical and regulatory specifications\ndefined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same\nunit, wherein it is worth mentioning that the unit price must be\ncomposed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places.\n\nIII. That on July 16, 2019, through resolution RE-0049-IE-2019, the Energy Intendency (IE) set the tariff band for all private generators with\nnew hydroelectric plants, which was published in Alcance No. 166 to\nLa Gaceta No. 137 of July 22, 2019.\n\nIV. That on February 28, 2020, through official communication OF-0207-IE-2020, the\nopening of case file was requested to process the ex officio setting proposal\nfor new private hydroelectric generation plants (folio 1).\n\nV. That on March 4, 2020, through official communication OF-0221-IE-2020, ICE was\nrequested to update the tariff structure for the private generation tariff methodology\nfor new hydroelectric plants as provided in the tariff methodology.\n\nVI. That on March 13, 2020, through official communication OF-0277-IE-2020, the\ncall for a public hearing was requested to present the ex officio setting proposal\nfor new private hydroelectric generation plants, contained in report IN-0056-IE-2020 (folios 2 to 5).\n\nVII. That on March 24, 2020, through resolution RE-0113-DGAU-2020, the\nDirección General de Atención al Usuario ordered not to schedule public\nhearings in light of the health emergency due to COVID-19 and as indicated in\nDecreto Ejecutivo 42221-S of March 10, 2020.\n\nVIII. That on April 8, 2020, through note 5500-0306-2020, the Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE) submitted the \"Proposal for the\ntime-of-use seasonal structure in energy purchase prices from independent\ngenerators\".\n\nIX. That on May 7, 2020, through official communication OF-0427-IE-2020, the IE requested\nICE a series of justifications for some elements of its proposed time-of-use seasonal\nstructure.\n\nX. That on June 16, 2020, through note 5500-0538-2020, ICE\nresponded to the request made by the IE in official communication OF-0427-IE-2020.\n\nXI. That on July 23, 2020, through official communication OF-0799-IE-2020, the IE\nagain requested justifications for ICE's proposal, considering\nthose provided in note 5500-0538-2020 insufficient.\n\nXII. That on August 5, 2020, through note 5500-0759-2020, ICE\nrequested a meeting with the IE to clarify the doubts that persisted regarding\nthe proposed time-of-use seasonal structure.\n\nXIII. That on September 8, 2020, ICE held a virtual meeting with officials\nof the IE and the Office of the Regulador General to explain its proposed\ntime-of-use seasonal structure.\n\nXIV. That on October 9, 2020, the call for a public hearing\nwas published in the national circulation newspapers La Extra and La Teja,\nand subsequently published in La Gaceta No. 248 of October 12, 2020. Said\nhearing would be held on November 4, 2020 (folio 13).\n\nXV. That on November 4, 2020, the public hearing was held, as\nrecorded in record AC-0482-DGAU-2020 (folios 24 to 29).\n\nXVI. That on November 10, 2020, through report IN-0932-DGAU-2020, the\nDirección General de Atención al Usuario (DGAU) sent the IE the report on\noppositions and coadjuvancies (folios 30 to 31).\n\nXVII. That on November 20, 2020, through report IN-0199-IE-2020, the\nIE analyzed the present tariff adjustment proceeding and in said technical study recommended\nsetting the tariff band for all new private hydroelectric\ngenerators that sign a contract for sale to ICE under Chapter I of\nLaw No. 7200.\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from report IN-0199-IE-2020, cited and which serves as the basis for the\npresent resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[·]\n\nII. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Application of the methodology\n\nThis section presents the detail of the application of the \"Reference tariff methodology\nfor new private hydroelectric generation plants\" according to resolution RJD-152-2011 and its\napproved modifications.\n\nThe general formula of the model can be expressed through the following\neconomic equation from the perspective of the private generator:\n\nCE + CFC = p ∗E\n\nWhere:\n\nCE = Operating costs\n(explotación)\n\nCFC = Fixed capital cost\n\nP = Price of\nenergy (variable of interest)\n\nE = Annual sales\nexpectations (quantity of energy)\n\nTherefore, solving for the price, we have:\n\n        (CE + CFC)\n\np = --------------------\n\n              E\n\nThe sale price of energy from private\ngenerators to ICE will be regulated, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, through a\ntariff band.\n\nBelow is the detail of how each of the\nmodel variables was calculated.\n\na. Sales expectations (E)\n\nTo estimate the variable called sales expectations, which\ncorresponds to the quantity of energy to be sold during the year, the\nfollowing equation is considered:\n\nE = C ∗ 8760 ∗ fp\n\nWhere:\n\nE = Annual sales\nexpectations (quantity of energy)\n\n8760 = Number of\nhours in a year (24 hours * 365 days)\n\nfp = plant factor\napplicable by source\n\nC = 1 (unitary capacity,\nsimplification of the model calculation)\n\nAccording to the methodology approved in resolution RJD-152-2011 and its\nreforms, the value of the plant factor (fp) used in this model will be\nobtained from the data available to Aresep on Costa Rican private\nhydroelectric plants with installed capacities less than\n20 MW. Thus, consistent with what is established in the tariff\nmethodology, only data from the aforementioned group of plants\nthat generated energy for 10 or more months of the respective year were used. The\nplants not considered in the calculation for having generated energy for less\nthan 10 months were Río Lajas in 2015, Hidrovenecia in 2017, and Don Pedro and\nVolcán 3X in 2019. In accordance with the tariff methodology, data from\nthe last five-year period on which Aresep possesses real information were used. No\ntenders for acquiring energy have been presented in the last five-year period\n(2015-2019).\n\nFor the installed capacity, the information provided by\nthe companies and CENCE was used (Anexo 19). Regarding annual production, the information provided by ICE to the Sistema de Información\nRegulatoria (SIR) was considered, which in turn was sent to Aresep with official communications\n5500-0617-2020 and 5500-0868-2020 (Anexos 1 and 18). For cases where a capacity change occurred during the year, the annual power is\nconsidered as the monthly average of the indicated powers.\n\nIn accordance with what is established in the tariff methodology, the value of the\nplant factor was calculated as follows: for each of the years\nof the last five-year period, an arithmetic mean of the values of each\nindividual plant was estimated; then the arithmetic mean of the five resulting\nvalues is obtained, thus determining the plant factor data to be used\nin the tariff setting.\n\nThe plant factor resulting from the procedure described above\nfor a new hydroelectric plant is 53.83% (Anexo 2).\n\nb. Operating costs (CE)\n\nThe operating costs (costos de explotación, CE) consider the variable and\nfixed operating costs necessary to maintain and operate a plant under normal\nconditions for our country, excluding depreciation expenses, financial\nexpenses, and taxes associated with profits or gains.\n\nThe methodology approved in resolution RJD-152-2011 and its reforms\nindicates that the calculation of this variable will be obtained by determining\na sample of the operating costs of hydroelectric plants that operate\nin the country, with different installed capacities.\n\nTo determine the sample for this study, the\nvalues approved by the IE in tariff study ET-017-2018 were taken, in which\nthe company El Ángel S.A. requested the update of this tariff.\n\nThus, the operating costs of the 3 plants\nin the new hydroelectric sector (Vara Blanca, El Ángel, and El Ángel Ampliación)\nwere taken and indexed to October 2020 (the month prior to the public hearing) based\non the BCCR Manufacturing Price Index1.\n\n1\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526\n\nSubsequently, said indexed values (which were in colones\nper kW) were converted to US dollars by dividing by the simple\naverage of the BCCR's Reference Selling Exchange Rate (Tipo de Cambio de Venta de Referencia)2 for the month\nprior to the public hearing.\n\n2\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\nThen, the method described in the methodology was applied for the curve\nthat best fits between the installed capacities and the costs of the plants\n(whose units are dollars per kW) and the curve that best fit was chosen.\nIn this case, it was the natural logarithmic curve with an R² (R-squared) of\n0.5198. It should be noted that the polynomial curve was not considered since, despite\nshowing an R² (R-squared) fit of 1, the result of the evaluation at 10\nMW (as the next step of the methodology) yields an atypical result of more than\n919 US$ per kW when compared with the value considered in previous settings.\nThis occurs because the polynomial curve is convex and does not allow reflecting the\nreduction and/or dilution of costs, the economies of scale, nor the efficiencies\nthat a plant with greater capacity is expected to exhibit. Therefore,\nthe polynomial curve was not considered because its result is\ndisproportionate in accordance with the provisions of Article 32 of the Ley\nde Autoridad Reguladora, as well as when contrasting it with the historical values of\nthe settings dictated in previous resolutions.\n\nWhen evaluating the natural logarithmic curve (y = -61.19ln(x)+230.52) with the\nvalue of 10 MW, it results in 89.62 US$ per kW, which is a more reasonable value\nand similar to the historical value that has been considered in this type of tariff\nsettings during previous years.\n\nTherefore, the operating cost (CE) resulting from the procedure\ndescribed above for a new hydroelectric plant is 89.62 US$ per\nkW (see Anexos 3 and 4).\n\nc. Fixed capital cost (CFC)\n\nThrough the CFC component, investors are guaranteed comparable returns\nto those they could obtain in other investments with a similar risk\nlevel, in order to make the alternative of participating in the development\nof the plant attractive.\n\nThe CFC is calculated as follows:\n\nCFC = M ∗ FC\n\nWhere M is the total unit investment amount and FC is the factor\nthat reflects the investment conditions.\n\nThe determination of these elements is carried out according to what is established in the tariff\nmethodology, as follows:\n\nUnit investment amount (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to\nbuild a generation plant under normal conditions for our country.\n\nThe calculation is made based on data on investment costs of\nhydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW,\nfrom four sources of information:\n\na.    \nThe most recent version of the Indicative Regional\nGeneration Expansion Plan, published by the Consejo de\nElectrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa\nRegional (GTPIR)3.\n\n3 http://www.enatrel.gob.ni/wp-content/uploads/2017/09/Informe-GTPIR_2018-2035_310517.pdf\n\nb. Reports made by the Autoridad Reguladora on energy sale price settings\nto ICE from private hydroelectric plants, within the\nframework of Law No. 7200. During recent years, the individual\nsettings requested that can be used in this sample are those of\nP.H. El Ángel (ET-169-2010) and P.H. Vara Blanca (ET-185-2010). Data\nfrom the previous tariff setting were considered, in which the\ninterest during the grace period was calculated so they would be comparable with\nthe GTPIR data.\n\nFor P.H. El Ángel, a total investment of $10,324,715\nwas considered, as recorded in folio 882 of ET-169-2010, with a nominal capacity of 3.85\nMW. The investment recognized by Aresep for P.H. Vara Blanca was $7,196,016\nas recorded in folio 325 of ET-185-2010, and its capacity is 2.65 MW.\nThese amounts do not include interest for the grace period, for this reason it\nwas estimated as the equivalent of two years of interest on the average value of\nthe calculated investment (the interest rate obtained by calculating the\naverage for the year 2011 of the rate published by the Banco Central de Costa\nRica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used).\n\nc. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants\nthat in the future sell energy to ICE, within the framework of Law No. 7200. No\nsuch information is available.\n\nd. Tenders conducted to acquire energy from private\ngenerators. Information from tenders 01-2012-ICE and\n02-2014-ICE is considered.\n\nFirst, the investment cost values were indexed to\nOctober 2020 considering the latest United States Industrial Producer Price\nIndex (IPP), specifically that for new construction, series\nWPUIP2310001 from the \"Bureau of Labor\nStatistics\". This index is used for two main reasons: its convenience in\ntaking into account all parts of a hydroelectric plant and for\nconsistency with previous tariff settings4. The value for October\n2020 is used, which corresponds to the value for the month prior to the day of the public hearing.\n\nSubsequently, to determine the average value, we first proceeded\nto the exclusion of extreme values, as indicated by the\ncurrent methodology. Assuming the observations follow a normal\ndistribution, according to Chebyshev's Theorem, 95% of the data would be concentrated\nin a range whose upper limit is the arithmetic mean increased by two\nstandard deviations and the lower limit is the arithmetic mean decreased by two\nstandard deviations. The arithmetic mean of the observations is $3,798.6,\nwith a standard deviation of $1,157.7, yielding an upper limit of $6,114.0 and a lower limit of $1,483.2. As can be seen in Anexo 6,\nthe Piedras Negras and Tablón projects are located outside the previously\nestablished range, so that, under these assumptions, they correspond to extreme values\nthat must be excluded.\n\nFrom the sample obtained with the information from the previous sources,\nonce the extreme values were excluded, the following was done in accordance with\nthe methodology:\n\n1. The sample is separated by installed capacity ranges into five\ngroups, each of which corresponds to a 4 MW installed capacity range;\nthat is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from\n8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.\n\n2. The average investment cost is obtained for each\nmentioned group: US$ 3,561.2 per kW, US$ 3,469.0 per kW, US$ 3,892.1 per kW, US$ 4,526.4 per kW, and US$ 4,453.9 per kW, respectively.\n\n3. Then, the average of the average values of each\nplant group is obtained.\n\nTherefore, the unit investment amount is obtained, which is US$\n3,980.51 per kW (see Anexo 5).\n\nInvestment conditions factor (FC)\n\nThe FC factor is calculated using the following\nequation:\n\n \n\n \n\n \n\nWhere \"v\" is the economic life\nof the project, \"e\" is the age of the plant, \"t\" is the income tax\nrate, \"ρ\" is the return\n(rentabilidad) on capital contributions, \"Ψ\" is the\nleverage (apalancamiento), \"i\" is the interest rate, and \"d\" is the debt term.\n\na. Leverage\n\nLeverage (apalancamiento) is used to estimate the relationship between debt and\nequity capital. The calculation will be made by determining a sample of\nthe leverage of electric plants, as far as possible similar to the\nplants intended to be tariffed.\n\nFor this sample, the weighted average was calculated by installed\ncapacity of each plant. To perform the calculation, information on\nfinancing of electric projects available in Aresep's databases was used.\nThus, information is available from 2 hydroelectric projects\ndirectly from Aresep's database (P.H. El Ángel and\nP.H. Vara Blanca) and 22 data points from the 1st and 2nd Calls for Tenders of ICE. In the case\nof the information from the 2 projects available at Aresep (P.H. El Ángel and P.H.\nVara Blanca), the data from the setting processed in case file\nET-017-2018 were considered, corresponding to the financial statements for the period ended in\nSeptember 2017.\n\nThe weighted average of the financial leverage of the projects\nfor which information is available is 73.98% (see Anexo 7).\n\nb. Return on capital contributions (ρ)\n\nThe level of return (rentabilidad) will be determined by the application of the Capital\nAsset Pricing Model (CAPM), in accordance with the sources of information\nindicated in the tariff methodology, these being:\n\n. Risk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the\nUnited States of America (USA) Treasury Bonds. The rate is used with the\nsame maturity period for which the risk premium is calculated, which is\navailable on the website of the Federal Reserve of the United States,\nat the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\nThe data for the last 5 years are averaged. For this case, the average of the\nrisk-free rate for the last 5 years is 2.27% (see Anexo 8).\n\n. Risk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" is used, which is\navailable on the internet page: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls.\nThe data for the last 5 years are averaged. For this case, the simple average\nof the risk premium for the last 5 years is 5.61% (see Anexo 9).\n\n. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called \"Risk\nPremiums for the other markets\" where country risk is called \"Country Risk Premium\". The\nvalues of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the\ninternet address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html. The\ndata for the last 5 years are averaged. For this case, the simple average of the country risk for the\nlast 5 years is 4.32% (see Anexo 10).\n\n. Debt-to-equity ratio (D/Kp): estimated with the\nformula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this\ncalculation, what is indicated in section 6.1.1 in the section called leverage (apalancamiento)\nin the current methodology will be used. In this case, the leverage calculated\nin point a. above is used, resulting in 73.98%.\n\n. Unlevered beta: For the value of the unlevered beta (βd), the values of \"Utility\nGeneral\" as set out in past tariff settings are taken, and for the 2019 data, the value\nfrom the information published by Dr. Aswath Damodaran at:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html is taken. The data for\nthe last 5 years are averaged. For this case, the value obtained for the unlevered beta is 0.2354 (see Anexo\n11). When levered in accordance with the provisions of the tariff methodology, it results in a\nbeta level of 0.7040.\n\nIt is important to note that, in accordance with previous settings, the\nmarginal unlevered beta is used, which considers the stepped corporate\ntax, more aligned with the reality of companies whose\nincome tax rate is also stepped in our country and which contemplates a\nseries of deductible expenses that mean the total rate is not\npaid. Additionally, upon consulting the source of information, it was clarified\nin previous proceedings that the marginal rate must be used since the payment of interest\nis tax-deductible (saves taxes) (see Anexo 17).\n\n. Income tax rate: defined based on\ncurrent legislation.\n\nThe current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto\nsobre la Renta, Law No. 7092.\n\nTherefore, the level of return \"ρ\" for new hydroelectric plants, obtained\nthrough the CAPM method, is 10.55% (see Anexo 12).\n\nc. Interest rate\n\nThe monthly average of the values for the last sixty\nmonths of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the\nindustrial sector in dollars, from private banks, was used.\n\nThe arithmetic mean of the last sixty months prior to the\npublic hearing, i.e., from November 2015 to October 2020, is\n8.20% (see Anexo 13).\n\nIt is important to note that the Banco Central de Costa Rica modified the methodology\nfor calculating the interest rates it publishes on its website, changing from\ncounter rates to effectively negotiated rates, as of April\n2019. The tariff methodology establishes that the monthly average\nof the last sixty months must be considered; said average from April 2019 to October\n2020 corresponds to rates negotiated by private banks. As time\npasses, the calculated average for the last sixty months will consider more\ndata on negotiated rates and fewer counter rates, until the complete\nseries corresponds to negotiated rates.\n\nd. Economic life of the project (v)\n\nAccording to what is established in the tariff methodology, 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\ne. Debt term (d) and contract term\n\nAccording to what is established in the tariff methodology, the debt term is\n20 years.\n\nThis duration has been assigned so that it equals the maximum term of the\nenergy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by law.\n\nf. Age of the plant\n\nGiven that, in the present methodologies, the plants are new, this\nvariable is assigned the value of zero, according to the provisions of the tariff\nmethodology.\n\nConsidering the previous elements, the Investment\nFactor (FC) is obtained, whose value is 0.1173 (see Anexo 14).\n\nFinally, the value of the Fixed Capital Cost (CFC) of US$\n466.94 per kW is obtained by multiplying the two previous values M and FC.\n\nd. Definition of the band\n\nTo establish the tariff band, the following steps are performed:\n\ni. The standard deviation corresponding to all the\ndata used to estimate the average investment cost was calculated, which results in\nUS$ 982.81 per kW.\n\nii. The upper limit is established as the updated average investment\ncost plus the standard deviation from point i above, that is,\nUS$ 3,980.51 + US$ 982.81 per kW = US$ 4,963.33 per kW.\n\niii. The lower limit is established as the updated average investment\ncost minus 3 standard deviations from point i above, that\nis, US$ 3,980.51 - 3*US$ 982.81 per kW\n= US$ 1,032.08 per kW.\n\nUnder no circumstances may the prices paid for the purchase of electric energy\nbe higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower\nthan the lower limit of that band, as established in Article 21 of the Reglamento\nal Capítulo I de la Ley No. 7200.\n\ne. Calculation of the tariff\n\nBelow is a summary of all the variables calculated\nin this tariff application, where the price respects the technical\nspecifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018,\nin which the mandatory use of the electronic\ninvoicing system was resolved, in accordance with the technical and regulatory specifications\ndefined therein, wherein it is worth mentioning that the unit price must be\ncomposed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places:\n\n| --- | --- | --- |\n| Variable | Unit | Value |\n| Expected Sales (Expectativas de Ventas) E | KWh | 4,715.51 |\n| Operating Costs (Costos de explotación) CE | US$/kW | 89.62 |\n| Fixed Capital Cost (Costo Fijo de Capital) CFC | US$/kW | 466.94 |\n| **Energy Price (Precio de la Energía) p** | **US$/kWh** | **0.11804** |\n| Upper band limit (Límite superior de banda) p | US$/kWh | 0.13727 |\n| Lower band limit (Límite inferior de banda) p | US$/kWh | 0.07190 |\n\nf. Time-of-use seasonal structure:\n\nFrom the seasonal time-of-use structure approved in resolution\nRJD-152-2011, the following reference tariff structure is obtained for\na new hydroelectric electricity generation plant:\n\n| --- | --- |\n| **Period** | **Factor** |\n| Peak (Punta) | 100.00% |\n| Night (Noche) | 50.10% |\n| Valley (Valle) | 50.10% |\n\nOn this point, it is important to note that through official communication\nOF-0221-IE-2020 of March 4, 2020, ICE was requested to update\nthe tariff structure for the private generation tariff methodology\nfor new hydroelectric plants as provided in the tariff\nmethodology. At the time of preparing the preliminary report and the request\nfor the call for a public hearing, ICE had not responded to said official communication.\n\nSubsequently, on April 8, 2020, through note 5500-0306-2020,\nICE submitted the \"Proposal for the time-of-use seasonal\nstructure in energy purchase prices from independent\ngenerators\". In general terms, in said proposal, ICE emphasized the need for a tariff structure to issue\neconomic signals and optimize the installation and use of infrastructure.\nIt also noted that using marginal costs was inconvenient due to\ntheir volatility and their subsequent impact on the cash flow of ICE\nand private generators.\n\nFollowing the IE's review of the proposal presented by\nICE, on May 7, 2020, through official communication OF-0427-IE-2020, the IE\nrequested a series of justifications for some elements contained in its\nreport. Specifically, it was requested to provide the technical justification that\nmotivated the proposed ratio of 1.5 between high and low season, as well as\nthe proposed values of 80% and 60% for the valley and night periods,\nrespectively.\n\nOn June 16, 2020, through note 5500-0538-2020, ICE responded to\nthe request made by the IE in official communication OF-0427-IE-2020, reiterating why it considers\nthat marginal costs are not a good basis for establishing the dimensionless\nparameters and noting that the proposed values of 1.5, 80%, and 60% are\nbased exclusively on expert judgment.\n\nOn July 23, 2020, through official communication OF-0799-IE-2020, the IE\nagain requested justifications for ICE's proposal, considering\nthose provided in note 5500-0538-2020 insufficient. On August 5, 2020,\nthrough note 5500-0759-2020, ICE requested a meeting with the IE to\nclarify the doubts that persisted regarding the proposed time-of-use seasonal\nstructure. On September 8, 2020, ICE held a virtual meeting\nwith officials from the IE and the Office of the Regulador General to\nexplain its proposed time-of-use seasonal structure, reiterating what\nthey had expressed in previous notes.\n\nThus, the proposal submitted by ICE has not been considered\nin this tariff study given that it fails to technically justify\neach of the dimensionless parameters and their differences between them, especially\nsince these differences represent incentives for the regulated entities to deliver\nenergy at different times of the day, which entails a different economic\nretribution. In this sense, without having the technical\nreasons used by ICE to determine the level and the differences between them,\nit is impossible for this Intendency to modify and implement them, given the\nlack of data traceability.\n\nIt is important to indicate that said values (tariff structure) must\nbe the result of determining the needs to meet the country's electricity\ndemand (load curve), types of plants, generation source, economic\npre-dispatch, etc. In this sense, using the proposal sent by ICE does not\nrespond to what has been indicated, therefore it was not incorporated into the present\ntariff proposal.\n\nThis documentation is contained in Anexo 20.\n\ng. Currency in which the tariff will be expressed\n\nAccording to the provisions of resolution RJD-152-2011, the tariffs resulting\nfrom the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States of America\ndollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made will be defined in accordance\nwith what the parties establish contractually, and based on the applicable\nregulations.\n\nh. Obligation to submit information\n\nAs established by RJD-152-2011, new private hydroelectric generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied 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 proper justification that relates them to the provision of the public service of electrical energy supply in its generation stage.\n\ni. Application of the methodology\n\nThe result of the model is applicable to the tariff fixations of energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of Chapter 1 of Law No. 7200, for those purchases and sales of electrical energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those purchases and sales of energy from new plants producing with non-conventional sources for which a specific methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist. The tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which a specific methodology does not exist is the tariff band estimated by this methodology, without considering seasonal structure.\n\nj. Regulatory accounting\n\nNew private hydroelectric generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200 must be informed that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, provided by Generators under Chapter I of Law 7200, Consortia of Public Companies, Municipal and Cooperative Companies dedicated to Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONS\n\n1. Applying the tariff methodology approved for new private hydroelectric generators, the result is that the plant factor (factor de planta) is 53.83%; the average financial leverage (apalancamiento financiero) value is 73.98%; the profitability (rentabilidad) is 10.55%; the operating cost (costo de explotación) is 89.62 US$ per kW and the average investment cost (costo de inversión) is 3,980.51 US$ per kW.\n\n2. With the updating of the variables that make up the tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, the result is a lower band (lower limit) of 0.04468 US$ per kWh, an average tariff of 0.11803 US$ per kW and an upper band (upper limit) of 0.14248 US$ per kW.\n\n3. The tariff structure for hydroelectric generation in new plants is:\n\n \n\n \n\n \n\n[.]\n\nII. That regarding the public hearing, from official communication IN-0199-IE-2020 cited, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\n1. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Javier Orozco Canossa, identity card number 01-0508-0457, in his capacity as Special Administrative Attorney-in-Fact.\n\nObservations: Did not speak at the public hearing. Submitted a written statement (folio 17-18).\n\nNotifications: To the email addresses: gcubero@ice.go.cr in the name of Gricelio Cubero Badilla, jsalashi@ice.go.cr in the name of Juan Carlos Salas Hidalgo and ehernandezp@ice.go.cr in the name of Eugenio Hernández Palma.\n\nSummary:\n\na. Regarding the dimensionless parameters (parámetros adimensionales): ICE states that through official communication 0610-138-2019 of August 2019 and official communication 5500-0759-2020 of August 5, 2020, a response was provided to the IE regarding the updating of the dimensionless parameters of the tariff structure; therefore, it is not well-received to indicate that the information had not been sent by ICE. In this context, it requests that the background information be updated to indicate that ICE sent what was requested.\n\nb. Regarding the updating of interest rates: since the public hearing was held in November, the period considered for determining the average interest rate should be updated, from November 2015 to October 2020, these being the 60 months prior to the public hearing.\n\nc. Regarding the updating of the selling exchange rate (tipo de cambio de venta): since the public hearing was held in November, the selling exchange rate should be updated to the average data for October 2020, this being the month prior to the public hearing.\n\nResponse:\n\na. Regarding the dimensionless parameters: firstly, it must be clarified to ICE that in background item 4 of the preliminary report, the IE indicated that no response had been received from ICE regarding what was requested through official communication OF-0221-IE-2020 of March 4, 2020, which was true at the time said report was prepared. Subsequently, ICE sent a proposal to update the tariff structure and some additional clarifications that the IE requested on the matter; therefore, these elements were added to section I. BACKGROUND of this report.\n\nThe official communication mentioned by ICE of August 2019 (0610-138-2019) responded to another request for information made by the IE the previous year, which, although it could be the same as the request made this year, could not be known beforehand. With the response provided by ICE after the issuance of the preliminary report, it became known that the proposal to update the tariff structure was the same as the one presented the previous year. These inputs were analyzed by the IE but were not considered in this tariff fixation as explained in section \"f. Tariff Structure\" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.\n\nb. Regarding the updating of interest rates: as mentioned by ICE, the IE proceeded to update the average interest rate considering the 60 months prior to the public hearing. This can be verified in section c of the section \"Investment Conditions Factor (FC)\" of this report and Annex 13.\n\nc. Regarding the updating of the selling exchange rate: as mentioned by ICE, the IE proceeded to update the exchange rate used in converting items from colones to dollars, considering the month of October as it was the month prior to the public hearing. This can be verified in Annex 21.\n\n2. Coadjuvancy: Consejero del Usuario, represented by Jorge Sanarrucia Aragón, bearer of identity card number 05-0302-0917.\n\nObservations: Did not speak at the public hearing, submitted a written statement (folio 19).\n\nNotifications: To the email addresses: jorge.sanarrucia@aresep.go.cr; consejero@aresep.go.cr\nSummary: the Consejero del Usuario notes that, as a result of the health emergency and the suspension of public hearings, ICE had more time to be able to present the information required by the IE regarding the updating of the tariff structure. He also notes that in any tariff adjustment and application, all the necessary information must be available for its rigorous, technically sound determination, and that if the IE already has that information, the appropriate course is to continue processing the case file.\n\nHe also notes that the proposal complies with what is set forth in the tariff methodology regarding the determination of sales expectations (based on historical data of the energy generated by the plants) and operating costs, noting that these should be updated since the proposal contemplates their indexation to February 2020.\n\nResponse: regarding the updating of the structure, the Consejero del Usuario is informed that after the preparation of the preliminary report of this ex officio study, ICE sent the requested information as well as some required clarifications, as evidenced in section I. BACKGROUND. In this regard, he is informed that these inputs were analyzed by the IE but were not considered in this tariff fixation, as explained in section \"f. Tariff Structure\" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.\n\nRegarding the updating of operating costs, he is informed that these were indexed to October 2020, corresponding to the month prior to the public hearing, as explained in section \"b. Operating Costs\" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.\n\nRegarding the additional points of his coadjuvancy, he is thanked for his interest and participation in this study, with the indication that these will be evaluated by this Intendancy for future discussions regarding the reality of the national electricity sector.\n\n3. Opposition: El Ángel Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-032590, represented by Mr. Domingo Argentini Alfayate, identity card number 8-0066-0703, in his capacity as Unlimited General Attorney-in-Fact.\n\nObservations: Did not speak at the public hearing.\n\nSubmitted a written statement (visible at folio 20).\n\nNotifications: To the email address: notificaciones@batalla.com\n\nSummary: the company clarifies that it agrees with the proposed tariff, but notes some \"inconsistencies\" that should be corrected.\n\na. Regarding operating cost: it notes that the IE does not explain whether the sample of 3 plants considered is representative of the sector, since, upon obtaining the best-fit curve and evaluating it at 10 MW, a lower operating cost value than the minimum of the sample is obtained. It adds that it makes no sense to evaluate the curve at 10 MW if the sample has lower power values, and that if it were evaluated at the average power of the sample (3.9 MW), a higher operating cost would be obtained. It requests that a representative power value be used based on the sample.\n\nb. Regarding the application of the curve: the company notes that the IE departed from the methodology by not considering the best-fit curve, which would be the polynomial one, because it yields an atypical result.\n\nResponse:\n\na. Regarding operating cost: firstly, it is reiterated that the sample used corresponds to the total population to which the tariff bands for private generators with new hydroelectric plants currently apply. Furthermore, the tariff methodology states in the \"Operating Costs (CE)\" section that \"c) The value of the mentioned function is used, corresponding to a 10 MW plant, which is the average value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200\". Therefore, if another value were to be used to evaluate the curve, this would constitute a modification of the current methodology, which falls outside the scope of this tariff study.\n\nb. Regarding the application of the curve: the company is reiterated what was indicated in section \"b. Operating Costs\" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report, in that the polynomial curve was not considered because, despite showing an R2 (R-squared) fit of 1, the result of the 10 MW evaluation (as the next step in the methodology) yields an atypical result of more than 912 US$ per kW when compared with the value considered in previous fixations. This occurs because from the three sample values, a polynomial curve is derived, which is convex and does not allow for reflecting the reduction and/or dilution of costs, the economies of scale, or the efficiencies that a plant is expected to present the larger its capacity. Therefore, the polynomial curve was not considered because its result is disproportionate, in accordance with the provisions of Article 32 of the Ley de Autoridad Reguladora, as well as when contrasted with the historical values of the fixations issued in previous resolutions.\n\n[.]\n\nIII. That in accordance with what was stated in the preceding recitals and consideranda, and on the merits of the case, the appropriate course is to fix the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for the sale to ICE under Chapter I of Law No. 7200; as ordered.\n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRESOLVES:\n\nI. To fix the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for the sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200, for those purchases and sales of electrical energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those purchases and sales of energy from new plants producing with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, at: a lower band (lower limit) of 0.04468 US$ per kWh, an average tariff of 0.11803 US$ per kW and an upper band (upper limit) of 0.14248 US$ per kW.\n\nII. To approve the following tariff structure for all new private hydroelectric generators that sign a contract for the sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200, as detailed:\n\n \n\n \n\nIII. For all those purchases and sales of energy from plants producing with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, the proposed tariff band shall be applied without considering the seasonal structure.\n\nIV. To inform new private hydroelectric generators to which the tariffs established by this tariff methodology RJD-152-2011 are applied, 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 proper justification that relates them to the provision of the public service of electrical energy supply in its generation stage.\n\nV. To inform private generators that sell electrical energy to ICE under Law No. 7200 that, should they fail to comply with the provisions of resolution RJD-152-2011, specifically in the section \"Other considerations. (.) For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.\", the respective documentation will be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.\n\nVI. To inform new private hydroelectric generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law No. 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, provided by generators under Chapter I of Law No. 7200, Consortia of Public Companies, Municipal and Cooperative Companies dedicated to Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017.\n\nVII. To consider as the response to the oppositions what was stated in \"Considerando II\" of this resolution.\n\nVIII. To establish that the prices are effective as of the day following their publication in the Diario Oficial La Gaceta.\n\nIn compliance with Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby reported 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 Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Junta Directiva, which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGPA, the remedies of revocation and appeal must be filed within three business days, counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the time limits set forth in Article 354 of said law.\n\nPUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE" }