{ "id": "norm-95303", "citation": "Resolución 0064", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Fijación de banda tarifaria para plantas eólicas privadas nuevas", "title_en": "Setting of reference tariff band for new private wind plants", "summary_es": "Esta resolución (RE-0064-IE-2021) de la Intendencia de Energía de ARESEP fija la banda tarifaria para los generadores privados eólicos nuevos que vendan energía eléctrica al ICE bajo el Capítulo I de la Ley 7200. La normativa aplica de oficio la metodología aprobada en 2011 y sus reformas, actualizando variables como factor de planta (48,69%), costos de explotación (US$ 104,75/kW), apalancamiento (77,31%), rentabilidad (11,32%) y costo de inversión (US$ 2.017,02/kW). La tarifa de referencia resultante es US$ 0,07864/kWh, con una banda entre US$ 0,05395 y US$ 0,08687. El instrumento detalla la exclusión de costos presentados por las empresas que no se consideran necesarios para el servicio público, en aplicación del artículo 32 de la Ley 7593, y responde a las oposiciones presentadas en audiencia pública por el ICE, ACOPE y varios generadores.", "summary_en": "This resolution (RE-0064-IE-2021) from ARESEP's Energy Intendancy sets the reference tariff band for new private wind generators selling electricity to ICE under Chapter I of Law 7200. It applies ex officio the methodology approved in 2011 and its amendments, updating variables such as plant factor (48.69%), operating costs (US$ 104.75/kW), leverage (77.31%), return on equity (11.32%), and investment cost (US$ 2,017.02/kW). The resulting reference tariff is US$ 0.07864/kWh, with a band between US$ 0.05395 and US$ 0.08687. The document details the exclusion of certain costs submitted by companies that were not deemed necessary for the public service, applying Article 32 of Law 7593, and addresses the oppositions filed during the public hearing by ICE, ACOPE, and several generators.", "court_or_agency": "", "date": "29/09/2021", "year": "2021", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "banda tarifaria", "ARESEP", "Ley 7200 Capítulo I", "generación privada eólica", "Contabilidad Regulatoria", "artículo 32 Ley 7593", "principio de servicio al costo" ], "concept_anchors": [ { "article": "Capítulo I", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 32", "law": "Ley 7593 (Ley ARESEP)" }, { "article": "Metodología tarifaria eólica nueva", "law": "RJD-163-2011" }, { "article": "Implementación de Contabilidad Regulatoria", "law": "RIE-132-2017" } ], "keywords_es": [ "tarifa eléctrica", "generación eólica", "ARESEP", "Ley 7200", "generadores privados", "Capítulo I", "banda tarifaria", "costos de explotación" ], "keywords_en": [ "electricity tariff", "wind generation", "ARESEP", "Law 7200", "private generators", "Chapter I", "tariff band", "operating costs" ], "excerpt_es": "Fijar la siguiente banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta de energía eléctrica al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley No. 7200, correspondiente a la siguiente estructura tarifaria: \n\nIndicar a los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-163-2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.", "excerpt_en": "Set the following tariff band for all new private wind generators that sign a contract to sell electricity to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law No. 7200, corresponding to the following tariff structure: \n\nIndicate to the new private wind generators to which the tariffs established by this tariff methodology RJD-163-2011 apply, that they are obligated to annually submit to ARESEP the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made, which must be accompanied by the appropriate justification linking it to the provision of the public electricity supply service in the generation stage.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "The tariff band is set for new private wind generators selling energy to ICE under Chapter I of Law 7200, with a reference tariff of US$ 0.07864/kWh and a band between US$ 0.05395 and US$ 0.08687/kWh.", "summary_es": "Se fija la banda tarifaria para los generadores privados eólicos nuevos que vendan energía al ICE bajo el Capítulo I de la Ley 7200, con una tarifa de referencia de US$ 0,07864/kWh y banda entre US$ 0,05395 y US$ 0,08687/kWh." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando II.2.b", "quote_en": "In accordance with Article 4(c) of the ARESEP Law (Law 7593), ARESEP’s fundamental objectives include ensuring that public services are provided in accordance with Article 3(b) of the same law. That article establishes that tariffs and prices for public services shall be set in such a way that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing for a competitive return and ensuring the adequate development of the activity (principle of cost-of-service).", "quote_es": "De conformidad con lo establecido por el artículo 4 inciso c) de la Ley de la Aresep Ley 7593, son objetivos fundamentales de la Aresep, asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esa Ley. Dicho artículo determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad (principio de servicio al costo)." }, { "context": "Considerando II.2.e", "quote_en": "In this context, despite the efforts made by the Intendancy to have such information submitted under the requested terms, ICE continues to neglect to technically justify each of the adimensional values and their differences between the current and proposed parameters.", "quote_es": "En ese contexto, a pesar de los esfuerzos realizados por la Intendencia en que aporte dicha información en los términos solicitados, el ICE continúa siendo omiso en justificar técnicamente cada uno de los valores adimensionales y sus diferencias entre los parámetros actuales y los propuestos." }, { "context": "Considerando II.2.b", "quote_en": "Expenses totaling … are excluded based on the information submitted by the company … for the reasons detailed below for each excluded expense: [detailing amounts and justifications per company].", "quote_es": "Se excluyen gastos por un total de … de acuerdo con la información presentada por la empresa … por las razones que se detallan a continuación para cada uno de los gastos no considerados: [detalla montos y justificaciones por empresa]." } ], "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 (Ley ARESEP) Art. 32" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=95303&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 0064\n\n Aplicación de oficio de la metodología \"Modelo para la determinación de\ntarifas de referencia para plantas de generación privada eólica nuevas\"\n\nINSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE LOS\nSERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0064-IE-2021 DEL 29 DE\nSETIEMBRE DE 2021\n\nAPLICACIÓN DE OFICIO DE LA\nMETODOLOGÍA \"MODELO PARA LA\n\nDETERMINACIÓN DE TARIFAS DE\nREFERENCIA PARA PLANTAS DE\n\nGENERACIÓN PRIVADA EÓLICAS\nNUEVAS\"\n\nET-042-2021\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163-2011, la Junta Directiva de la\nAresep aprobó el \"Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación\nPrivada Eólicas Nuevas\", el cual fue publicado en La Gaceta 245 del 21 de diciembre de 2011, y\nmodificada mediante resolución RJD-027-2014 publicada en el Alcance 10 de La Gaceta 65 del 02 de\nabril de 2014 y mediante resolución RJD-017-2016 publicada en el Alcance 17 a La Gaceta 31 del 15 de\nfebrero de 2016.\n\nII. Que el 22 de diciembre de 2017, mediante la resolución RIE-132-2017, la Intendencia\nde Energía resolvió la implementación de la Contabilidad Regulatoria para el\nservicio público suministro de electricidad en su etapa de Generación, prestado\npor generadores amparados en el capítulo I de la Ley.7200, consorcios de las\nempresas públicas, municipales y cooperativas que se dediquen a la generación\nde electricidad y otros similares que el marco legal autorice.\n\nIII. Que el 19 de febrero de 2018, mediante la resolución DGT-R-012-2018 de\nla Dirección General de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos\ndel Ministerio de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de\nfactura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y\nnormativas definidas 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\nIV. Que el 2 de febrero de 2021, mediante la resolución RE-0006-IE-2021, el Intendente\nde Energía, fijó la banda tarifaria vigente para todos los generadores privados\neólicos nuevos, la cual fue publicada en el Alcance 28 a La Gaceta 27 del 09 de\nfebrero de 2021.\n\nV. Que el 9 de febrero de 2021, mediante el oficio OF-0100-IE-2021, se le reiteró\nal ICE lo solicitado en oficios anteriores sobre la actualización de la\nestructura tarifaria para la metodología tarifaria de generación privada de\nplantas eólicas nuevas según lo dispuesto en la metodología tarifaria.\n\nVI. Que el 26 de febrero de 2021, el ICE respondió a la solicitud anterior\npor medio del 0610-018-2021. No obstante, al igual que en consultas realizadas\nanteriormente, las justificaciones brindadas por el ICE resultan insuficientes\npara su análisis técnico por parte de la IE.\n\nVII. Que el 4 de mayo de 2021, la IE por medio de los oficios AP-0022-IE-2021,\nAP-0023-IE-2021, AP-0024-IE-2021, AP-0025-IE-2021, AP-0026-IE-2021,\nAP-0027-IE-2021 y AP-0030-IE-2021, le solicitó la entrega de la contabilidad\nregulatoria del periodo 2020, a las plantas Inversiones Eólicas Guanacaste S.A,\nVientos del Volcán S.A, Inversiones Eólicas Campos Azules S.A, Costa Rica\nEnergy Holding S.A, Vientos del Este S.A, Tilawind Corporation S.A y Fila de\nMogote D.C.R. S.R.L respectivamente. (folios 18 al 35, 42 al 44 del\nOT-055-2021).\n\nVIII. Que el 5 de mayo de 2021, la empresa Fila de Mogote D.C.R. S.R.L, remitió\nla información de contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2020.\n(folio 154 del OT-055-2021).\n\nIX. Que el 6 de mayo de 2021, la empresa Vientos del Este S.A, remitió la información\nde contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2020. (folio 144 al 149\ndel OT-055-2021).\n\nX. Que el 7 de mayo de 2021, las plantas Inversiones Eólicas Guanacaste S.A,\nVientos del Volcán S.A, Inversiones Eólicas Campos Azules S.A, Costa Rica\nEnergy Holding S.A, en respuesta a los oficios enviados por la IE, remitieron\nla información de contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2020,\ndichas plantas solicitaron a la IE otorgar confidencialidad a la información\nsuministrada. (folios 325, 374, 396, 397 del OT-055-2021).\n\nXI. Que el 10 de mayo de 2021, la empresa Tilawind S.A, remitió la información\nde contabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2020. (folio 302 al 303\ndel OT-055-2021).\n\nXII. Que el 12 de mayo de 2021, la IE le solicitó por medio del\nOF-0392-IE-2021 al CENCE, la actualización de información sobre la capacidad de\nplaca de los generadores privados e inicio de entrada en operación de las plantas,\ninformación suministrada por dicha entidad por medio del oficio 0810-305-2021\ndel 21 de mayo de 2021.\n\nXIII. Que el 7 de junio de 2021, por medio de los oficios OF-0441-IE-2021, OF-0442-IE-2021,\nOF-0443-IE-2021, OF-0444-IE-2021, la IE solicitó información aclaratoria a las\nplantas Inversiones Eólicas Guanacaste S.A, Vientos del Volcán S.A, Inversiones\nEólicas Campos Azules S.A, Costa Rica Energy Holding S.A y las empresas\nbrindaron la información solicitada el 16 de junio de 2021. (folios 325, 374,\n396, 397 del OT-055-2021).\n\nXIV. Que el 7 de junio de 2021, por medio del oficio OF-0446-IE-2021, la IE solicitó\ninformación aclaratoria a la empresa Fila de Mogote D.C.R. S.R.L, la empresa\nbrindó la información solicitada el 18 de junio de 2021. (folio 183 al 188,\n328,329 OT-055-2021).\n\nXV. Que el 7 de junio de 2021, por medio del oficio OF-0447-IE-2021, la IE solicitó\ninformación aclaratoria a la empresa Tilawind S.A, y el 09 de julio la\nIntendencia le remitió un recordatorio de la entrega de la información, al\nrespecto la empresa manifestó acuso de recibo el 12 de julio del presente año.\n(folio 189 al 191, 302, 303 OT-055-2021).\n\nXVI. Que el 7 de junio y el 23 de junio de 2021, por medio de los oficios\nOF-0448-IE-2021 y OF-0493-IE-2021, la IE le solicitó información aclaratoria a\nla empresa Vientos del Este S.A, la empresa brindó la información solicitada el\n17 de junio y el 30 de junio de 2021 respectivamente. (folio 192 al 195, 214 al\n216, 326, 327 OT-055-2021).\n\nXVII. Que el 23 de julio de 2021, mediante las resoluciones RE-0045-IE-2021,\nRE-0048-IE-2021, RE-0049 -IE-2021 y RE-0050 -IE-2021 previa valoración técnica\ny jurídica, la Intendencia de Energía (IE) rechazó las solicitudes de\nconfidencialidad de las informaciones de contabilidad regulatoria del periodo\n2020 presentadas por Costa Rica Energy Holding, Inversiones Eólicas Campos\nAzules S.A., Inversiones Eólicas Guanacaste S.A. y Vientos del Volcán S.A.\nrespectivamente, las cuales constan en el expediente OT-055-2021 (folios 304 al\n324, 332 al 352, 353 al 373, 375 al 395).\n\nXVIII. Que el 28 de julio de 2021, por medio de correo electrónico, la empresa Tilawind\nS.A remitió de forma extemporánea la información solicitada en el\nOF-0447-IE-2021 (folios 330, 331).\n\nXIX. Que el 29 de julio de 2021, la IE por medio del OF-0571-IE-2021, le solicita\na la empresa información aclaratoria y pendiente de remitir en respuesta al\noficio OF-0447-IE-2021 (folios 330, 331).\n\nXX. Que el 4 de agosto de 2021, por medio de correo electrónico, la empresa\nTilawind S.A remitió la información aclaratoria solicitada en el OF-0571-IE-2021\n(folios 525, 526).\n\nXXI. Que el 6 de agosto de 2021, se publicó la convocatoria a audiencia pública\nen La Gaceta 150 y en los diarios de circulación nacional La Extra y La\nRepública, a celebrarse el 2 de setiembre de 2021 (folios 54 al 57 y 66 al 68).\n\nXXII. Que el 2 de setiembre de 2021 se llevó a cabo la audiencia pública, como\nconsta en el acta AC-0672-DGAU-2021 (folios 82 al 87).\n\nXXIII. Que el 10 de setiembre de 2021, mediante el informe IN-0717-DGAU-2021 y\nsu adenda por medio del informe IN-0721-DGAU-2021, la Dirección General de\nAtención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de oposiciones y\ncoadyuvancias (folios 88 al 90).\n\nXXIV. Que el 29 de setiembre de 2021, mediante el informe técnico\nIN-0113-IE-2021, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en\ndicho estudio técnico recomendó, entre otras cosas, fijar la banda tarifaria\npara todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para\nla venta de energía eléctrica al Instituto Costarricense de Electricidad al\namparo del Capítulo I de la Ley No. 7200.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe técnico IN-0113-IE-2021, citado y que sirve de base para\nla presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nII. ANÁLISIS DEL ASUNTO\n\n1. Información contable\nproveniente de la Contabilidad Regulatoria\n\nEn relación con el uso de\ninformación obtenida de contabilidad regulatoria, de conformidad con lo\nestablecido en la resolución citada RIE-132-2017, durante el 2020 la IE recibió\ny validó, en el marco del proceso de seguimiento realizado para tales efectos,\nla información aportada por las 7 plantas eólicas nuevas que componen el\nsector, las cuales respondieron en forma, fondo y tiempo. En el caso de la\nplanta Tilawind S.A presentó la información aclaratoria solicitada por la IE\ncomo parte de la información adicional en el proceso de audiencia pública. En\neste contexto, una vez completado el proceso de valoración y análisis técnico de\nla información aportada, esta información fue utilizada como insumo en el cálculo\nde las variables metodológicas de costos de explotación, inversión y apalancamiento,\ncuyo detalle se presenta más adelante en el apartado correspondiente a cada\nvariable. La información aportada por las empresas fue presentada según el\nsiguiente detalle:\n\n. Las plantas\nInversiones Eólicas Guanacaste S.A, Vientos del Volcán S.A, Inversiones Eólicas\nCampos Azules S.A, Costa Rica Energy Holding S.A, remitieron la información de\ncontabilidad regulatoria correspondiente al periodo 2020, el 07 de mayo de\n2021. Al respecto, se les solicitó información aclaratoria por medio de los\noficios OF-0441-IE-2021, OF-0442-IE-2021, OF-0443-IE-2021, OF-0444-IE-2021 del\n07 de junio de 2021 y en respuesta las empresas brindaron la información\nsolicitada el 16 de junio de 2021. (folios 325, 374, 396, 397 del OT-055-2021).\n\n. La empresa Fila de\nMogote D.C.R. S.R.L, remitió la información de contabilidad regulatoria\ncorrespondiente al periodo 2020, el 05 de mayo de 2021. Al respecto, se le\nsolicitó información aclaratoria por medio del oficio OF-0446-IE-2021 del 07 de\njunio de 2021 y en respuesta la empresa brindó la información solicitada el 18\nde junio de 2021. (folios 154, al 183 al 188, 328,329 OT-055-2021).\n\n. La empresa Vientos del\nEste S.A, remitió la información de contabilidad regulatoria correspondiente al\nperiodo 2020, el 06 de mayo de 2021. Al respecto, se le solicitó información\naclaratoria por medio de los oficios OF-0448-IE-2021 y OF-0493-IE-2021 del 07\nde junio y 23 de junio respectivamente, la IE le solicitó información\naclaratoria a la empresa Vientos del Este S.A, la empresa brindó la información\nsolicitada el 17 de junio y el 30 de junio de 2021 respectivamente. (folio 144\nal 149, 192 al 195, 214 al 216, 326, 327 OT-055-2021).\n\n. La empresa Tilawind\nS.A, remitió la información de contabilidad regulatoria correspondiente al\nperiodo 2020, el 10 de mayo de 2021. Al respecto, se le solicitó información\naclaratoria por medio de los oficios OF-0447-IE-2021 del 07 de junio de 2021 y\nOF-0571-IE-2021, la empresa remitió de forma extemporánea la respuesta al\nOF-0447-IE-2021 y el 6 de agosto de 2021 presento la información solicitada en\nel OF-0571-IE-2021. (folios 189, 191. 302, 303, 330, 331, 525,526 OT-055-2021).\n\nCabe destacar que la\ninformación incluida en la Contabilidad Regulatoria es pública y consta para\nefectos de consulta en el expediente OT-055-2021, además, dicha información es\nincluida en el anexo 21 \"Información de contabilidad regulatoria\" del presente informe.\n\n2. Aplicación anual de\noficio de la metodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la aplicación del \"Modelo para la Determinación de\nTarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas\" según la resolución\nRJD-163-2011 y sus reformas aprobadas RJD-027-2014 y RJD-017-2016.\n\nLa fórmula general del\nmodelo se puede expresar mediante la siguiente ecuación económica desde la\nperspectiva del generador privado:\n\n𝐶𝐸 + 𝐶𝐹𝐶 = 𝑝 ? 𝐸\n\nDonde:\n\nCE = Costos de Explotación\n\nCFC = Costo Fijo por\nCapital\n\nP = Precio de la Energía\n(variable de interés)\n\nE = Expectativas de ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\nPor lo tanto, despejando el\nprecio, tenemos:\n\n \n\n    (𝑪𝑬 + 𝑪𝑭𝑪)\n\n𝒑 = ----------------\n\n   𝑬\n\nCabe destacar que el\ncálculo de la banda se determina a partir de los datos de inversión, resultando\nen un límite superior y un límite inferior.\n\nEl siguiente cuadro resume\nla actualización de las principales variables de esta aplicación anual de\noficio:\n\n \n\n               \n\nA continuación, se detalla\nla forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.\n\n3. Cálculo de las variables\ndel modelo\n\na. Expectativas de venta\n(E)\n\nPara estimar la variable\ndenominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad de energía a\nvender durante el año, se considera la siguiente ecuación:\n\n𝐸 = 𝐶 ? 8760 ? 𝑓𝑝\n\nDonde:\n\nE = Expectativa de ventas\nanuales (cantidad de energía)\n\n8760 = Cantidad de horas de\nun año (24 horas * 365 días)\n\nfp = factor de planta\naplicable según fuente\n\nC = 1 (capacidad unitaria,\nsimplificación del cálculo del modelo)\n\nSegún la metodología\naprobada en la resolución RJD-163-2011, para la determinación del factor de\nplanta (fp) se deben contemplar los valores de factores de planta únicamente de\nplantas nacionales. Para estos efectos se considera un promedio ponderado de\nlos factores de planta de los generadores privados, los cuales generaron\nenergía durante 10 o más meses del respectivo año, considerando los últimos 5\naños disponibles (2015-2020).\n\n \n\nEn lo correspondiente a la\ninformación sobre la cantidad de energía generada por planta, se utilizó la\ninformación de los informes anuales1 para 2016 y 2017 e informes\nmensuales2 para el 2018, 2019 y 2020 publicados por el Centro Nacional\nde Control de energía (CENCE). Esta información se encuentra tabulada en el\nanexo 1.\n\n1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArc\nhivo=3007&fecha_inic=ante\n\n2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArc\nhivo=3007&fecha_inic=ante\n\nEn cuanto a la capacidad\ninstalada, en el marco del expediente tarifario ET-095-2019 se procedió a\nsolicitar información a todas las empresas generadoras privadas y al CENCE\nsobre sus capacidades instaladas, requiriendo que remitieran las fotografías de\nlas placas, estos datos fueron confirmados con el CENCE para el presente año\npor medio del oficio OF-0392-IE-2021 del 12 de mayo de 2021, obteniendo la\nrespuesta del CENCE por medio del 0810-305-2021 del 21 de mayo de 2021. (Anexo\n17).\n\nA partir de la información\ndetallada en el párrafo anterior, se tomaron los datos correspondientes a la\ncapacidad instalada en kW de cada planta. Es importante señalar que, de acuerdo\ncon dicha información, ninguna de las plantas consideradas en el análisis\ntarifario presentó cambios en sus capacidades entre el 2016 y el 2020. Esta\ninformación puede ser consultada en el Anexo 16.\n\nDe acuerdo con lo\nestablecido en la metodología tarifaria, una vez que se obtiene el factor de\nplanta de la muestra de plantas eólicas nacionales de cada año, se calculó para\ncada año el promedio ponderado utilizando la capacidad instalada de cada planta\ncomo ponderador. Por último, se calculó para el total de los cinco años, el\npromedio ponderado utilizando la capacidad instalada total de cada año como\nponderador.\n\nEl factor de planta\nresultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta eólica\nnueva es de 48.69% (ver Anexo 2).\n\nPor lo tanto, la\nexpectativa de venta anual de energía \"E\" es de 4\n265,14 kWh.\n\nb. Costos de Explotación (CE)\n\nLos costos de explotación\nconsideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para\nmantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país,\nexcluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados\na las utilidades o a las ganancias.\n\nLa metodología aprobada en\nla resolución RJD-163-2011 indica que el cálculo de esta variable se\nobtendrámediante la determinación de una muestra de los costos de explotación\nde plantas eólicas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas,\nen la medida similares a las que se pretende tarifar.\n\nPara la determinación de\nlos costos de explotación, en el presente estudio se utilizó la información\npresentada por los generadores privados de plantas eólicas nuevas, en el marco\ndel proceso de Contabilidad Regulatoria promovido por la Autoridad Reguladora,\nde conformidad con lo dispuesto en la RIE-132-2017, información con corte a\ndiciembre 2020. Lo anterior implicó la revisión y el análisis de la información\ny documentación presentada por las empresas con sus justificaciones trazables y\nrazonables sobre los costos necesarios para mantener y operar la planta. Cabe\ndestacar que la información incluida en la Contabilidad Regulatoria es pública\ny consta en el expediente OT-055-2021, además se incluye en el anexo 21 \"Información de\nContabilidad Regulatoria\" del presente informe.\n\nDe esta manera, se\nrecolectaron datos de las Contabilidades Regulatorias mencionadas a partir de\nlos cuales se calcularon los costos de explotación de las 7 plantas que\nconforman la totalidad del sector de plantas privadas eólicas nuevas de Costa\nRica.\n\nA partir de las\ncontabilidades regulatorias presentadas, las aclaraciones y justificaciones\nposteriores remitidas por las empresas y las posiciones presentadas en la\naudiencia pública, la IE realizó el análisis y valoración de los costos y\ngastos en estricto apego al marco jurídico vigente presentado a continuación:\n\nDe conformidad con lo\nestablecido por el artículo 4 inciso c) de la Ley de la Aresep Ley 7593, son\nobjetivos fundamentales de la Aresep, asegurar que los servicios públicos se\nbrinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esa\nLey. Dicho artículo determina la forma de fijar las tarifas y los precios de\nlos servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos\nnecesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y\ngaranticen el adecuado desarrollo de la actividad (principio de servicio al\ncosto), de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 de la misma Ley.\n\nPor su parte el artículo 6 incisos a) y d) de la Ley de comentario señalan respectivamente, que\ncorresponde a la Autoridad Reguladora, regular y fiscalizar contable, financiera y técnicamente a\nlos prestadores de los servicios públicos, para comprobar el correcto manejo de los factores que\nafectan el costo del servicio, ya sean las inversiones realizadas, el endeudamiento en que han\nincurrido, los niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos\npercibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida, debiendo fijar las tarifas y los precios de\nconformidad con los estudios técnicos respectivos.\n\nAsimismo, el artículo 31\nestablece una discrecionalidad técnica en favor de la Autoridad Reguladora que\nla faculta a que los análisis técnicos de ingresos, costos y beneficios de las\nfijaciones tarifarias se hagan con el modelo o metodología que mejor se adapte\na las necesidades del servicio, a efecto de que se brinde en condiciones\ncompetitivas y a costos adecuados para el usuario o consumidor, debiendo\ncontemplar al momento de fijar las tarifas de los servicios públicos el\nequilibrio financiero en la prestación del servicio.\n\nAl respecto, al artículo 32 de la Ley 7593 establece lo siguiente:\n\nArtículo 32.- Costos sin considerar\n\nNo se aceptarán como costos\nde las empresas reguladas:\n\na) Las multas que les sean\nimpuestas por incumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.\n\nb) Las erogaciones\ninnecesarias o ajenas a la prestación del servicio público.\n\nc) Las contribuciones, los\ngastos, las inversiones y deudas incurridas por actividades ajenas a la\nadministración, la operación o el mantenimiento de la actividad regulada.\n\nd) Los gastos de operación\ndesproporcionados en relación con los gastos normales de actividades\nequivalentes.\n\ne) Las inversiones\nrechazadas por la Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la\nprestación del servicio público.\n\nf) El valor de las\nfacturaciones no cobradas por las empresas reguladas, con excepción de los\nporcentajes técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora.\"\n\nDe lo citado anteriormente\nse desprende que, para la fijación tarifaria no se aceptarán como costos, entre\notros las erogaciones innecesarias o ajenas a la prestación del servicio y los\ngastos de operación desproporcionados en relación con los gastos normales de\nactividades equivalentes.\n\nConforme a las\ndisposiciones citadas, la Aresep tiene competencia exclusiva y excluyente en la\nregulación, fijación y supervisión de las tarifas o precios de los servicios\npúblicos, incluyendo las tarifas de servicios del suministro eléctrico, encontrándose\nen la obligación de realizar análisis técnicos de ingresos, costos y beneficios\npara determinar las fijaciones tarifarias debiendo observar los principios de\nservicio al costo y equilibrio financiero, siendo que el ejercicio de tales\ncompetencias tiene su fundamento constitucional en lo establecido en el artículo\n46 de la Constitución Política .\n\nDe conformidad con lo\nseñalado por las disposiciones legales citadas (artículos 3 inciso b), 4 inciso\nc), 6 incisos a) y d), 14, 31 y 32 de la Ley 7593), la Autoridad Reguladora\ntiene plena competencia para realizar las respectivas y valoraciones que le\nlleven a determinar los costos necesarios para la prestación del servicio público.\nEn este contexto, a continuación se procede a detallar por cada empresa los\nrubros de costos y gastos no considerados o excluidos, con la debida justificación\na la luz de lo establecido en el artículo 32 de la Ley 7593: Altamira\n(Inversiones Eólicas Guanacaste S.A.): Se excluyen gastos por un total\nde ?36 519 424,69, de acuerdo con la información presentada por la empresa\ndisponible en el OT-055-2021 (folios 396 y 397) y en el anexo 21 \"Información de\nContabilidad Regulatoria\" del presente informe, por\nlas razones que se detallan a continuación para cada uno de los gastos no\nconsiderados:\n\n \n\n \n\nCampos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.): Se excluyen gastos por un total de ? 31 487\n939,80 de acuerdo con la información presentada por la empresa disponible en el OT-055-2021 (folio\n325) y en el anexo 21\"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe, por las razones\nque se detallan a continuación para cada uno de los gastos no considerados:\n\nFila de Mogote (Fila de\nMogote DCR S.R.L.): Se excluyen gastos por un total de ? 35 344\n555,46 de acuerdo con la información presentada por la empresa disponible en el\nOT-055-2021 (folios 154, al 183 al 188, 328,329) y en el anexo 21 \"Información de\nContabilidad Regulatoria\" del presente informe, por\nlas razones que se detallan a continuación para cada uno de los gastos no\n\nconsiderados:\n\nTilawind (Tilawind\nCorporation S.A.): Si bien esta empresa presentó la contabilidad regulatoria\ncorrespondiente al 2020, la misma suministró de forma extemporánea la\ninformación aclaratoria solicitada y adicionalmente fue necesario remitir un\noficio adicional a la empresa sobre información pendiente de remitir y algunos\naspectos aclaratorios. Al respecto, la empresa presentó la información\nrequerida por la IE en el proceso de audiencia pública y fue considerada en la elaboración\ndel presente informe.\n\nEn relación con el análisis\nde los gastos de explotación de esta empresa, se destaca que la información\nreportada en su contabilidad regulatoria corresponde costos y gastos de un\nperiodo de 15 meses (de octubre 2019 a diciembre 2020), esto debido a la\nmodificación en el cierre del periodo fiscal, establecido a finalizar en\ndiciembre de cada año, en virtud de la Ley de Fortalecimiento de la Finanzas Públicas\n(Ley 9635). Lo anterior, dado a que previo a la modificación del periodo fiscal\nmencionada, esta empresa presentaba su información contable con corte a\nsetiembre.\n\n \n\n \n\nSe excluyen gastos por un total de ?61 520 862,57 de acuerdo con la información presentada por la\nempresa disponible en el OT-055-2021 (folios 189, 191. 302, 303, 330, 331, 525, 526) y en el anexo\n21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe, por las razones que se detallan a\ncontinuación para cada uno de los gastos no considerados:\n\n \n\n \n\nVientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A.): Se excluyen gastos por un total de ?173 608 176,64,\nde acuerdo con la información presentada por la empresa disponible en el OT-055-2021 (folios 396 y\n397) y en el anexo 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe, por las\nrazones que se detallan a continuación para cada uno de los gastos no considerados:\n\n \n\n \n\nVientos de Miramar (Costa\nRica Energy Holding S.A.): Se excluyen gastos por un total de ?20 517 481,13, de acuerdo\ncon la información presentada por la empresa disponible en el OT-055-2021\n(folio 374) y en el anexo 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe, por las\nrazones que se detallan a continuación\npara cada uno de los gastos no considerados:\n\n \n\n                       \n\n                       \n\nVientos del Este (Aeroenergía S.A.): Se excluyen el gasto por trámites relacionadas a trámites con\nla Autoridad Regulatoria (querellas o consultas) por un monto de ? 1.544.036,23, debido a que no se\nconsidera necesario para el servicio público según el inciso b del artículo 32, esto de acuerdo con\nla información presentada por la empresa disponible en el OT-055-2021 (folio 192 al 195, 214 al 216,\n326, 327) y en el anexo 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" del presente informe.\n\nCon base en los datos\nanteriores, siendo que dichos datos se encuentran en colones, se procedió a\nindexarlos mediante el uso del Índice de Precios a la Manufactura del BCCR3\nhasta el mes con el último valor publicado al momento de la audiencia pública\n(agosto 2021).\n\n3\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526\n\nPosteriormente, se\nconvirtieron dichos valores indexados (que estaban en colones por kW) a la\ndivisa de dólares estadounidenses dividiendo por el promedio simple del Tipo de\nCambio de Venta de Referencia del BCCR4, y por último se calculó el\npromedio ponderado de los costos de explotación de cada planta por la potencia\ninstalada.\n\n4\nhttps://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\nPor tanto, el costo de\nexplotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una\nplanta privada eólica nueva es de 104,75 US$ por kW (ver Anexo 3).\n\nc. Costo Fijo del Capital\n(CFC)\n\nMediante el componente CFC\nse garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían\nobtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer\natractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.\n\nEl CFC depende del monto de\nla inversión inicial (M), y de las condiciones de dicha inversión (FC), entre\nlas cuales están el nivel de apalancamiento utilizado (relación deuda / aportes\nde capital), las condiciones de financiamiento (tasa de interés, modalidad de\npago y plazo), de la tasa de retorno esperada por los inversionistas sobre sus\naportes, del período de recuperación de la inversión (vida económica), de la\nedad de la planta y su vida útil, entre otros.\n\nEl CFC se calcula de la siguiente manera:\n\n𝑪𝑭𝑪 = 𝑴 ? 𝑭𝑪\n\nSiendo M el monto total de\nla inversión unitaria y el FC el factor que refleja las condiciones de la\ninversión.\n\nEl CFC depende de las\nsiguientes variables:\n\nMonto de la inversión\nunitaria (M)\n\nEl costo de inversión\nrepresenta los costos totales necesarios para construir una planta de\ngeneración en condiciones normales para nuestro país.\n\nEn esta aplicación de la\nmetodología se utilizó la primera opción de cálculo incluida en la resolución\nRJD-163-2011, considerando que existen datos para ello, lo cual indica la\nconformación de una muestra de al menos 20 plantas eólicas con capacidades\niguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes confiables.\n\nEl monto de inversión se\ncalcula de la siguiente manera:\n\n. De la información\ndisponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en la fijación\nactual, se incluyen los datos de los proyectos eólicos participantes de las\nconvocatorias del ICE 01-2012 y 02-2014, 6 proyectos latinoamericanos (Chile,\nArgentina, Panamá) y los costos originales de las 7 plantas eólicas nuevas a\npartir de los datos de las contabilidades regulatorias presentadas por las\nempresas. Con la información anterior se tiene una muestra de 28 plantas\neólicas.\n\n. Para cada una de las\nplantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de\ninversión, en el caso de las 7 plantas eólicas nuevas se considera la fecha de\nentrada en operación de cada planta, información solicitada al CENCE por medio\ndel OF-0392-IE-2021 del 12 de mayo de 2021 y suministrada por dicha entidad por\nmedio del oficio 0810-305-2021 del 21 de mayo de 2021. (Anexo 17).\n\n. En primer lugar, los\nvalores de costo de inversión fueron indexados a agosto 2021 considerando el\núltimo Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión\n(PCU33361-33361)5.\n\n5 Esta información se obtiene del\nBureau of Labor Statistics en: Bureau of Labor Statistics Data (bls.gov)\n\n. Posteriormente, para\nesta muestra de datos de costos de inversión unitarios indexados, se calcula el\npromedio ponderado por capacidad instalada para obtener el valor del costo de\ninversión promedio de la muestra, el cual es de US$ 2.017,02 por kW.\n\n. Finalmente, se calcula\nla desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se obtiene un\nvalor de US$ 306,96 por kW. Con la información anterior, se calcula el límite\nsuperior e inferior del rango de tarifas, según se detallará más adelante.\n\nPor lo tanto, se obtiene un valor promedio ponderado de inversión de US$\n2.017,02 kW (ver Anexo 12).\n\nFactor de las condiciones\nde inversión (FC)\n\nEl factor FC se calcula\nmediante la siguiente ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota\nuniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la\nplanta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable.\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 impuesto sobre la\nrenta, \"?\" es la rentabilidad sobre aportes de capital, \"?\" es el\napalancamiento, \"i\" es la tasa de interés y \"d\" es el plazo de la deuda.\n\na. Apalancamiento\n\nEl apalancamiento se\nutiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, la cual es parte\nde la fórmula del beta apalancado que se define posteriormente. Según lo\nestablece la metodología tarifaria, para este cálculo se utilizará un promedio\nponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al\nnivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica\nque esté disponible en la Autoridad Reguladora.\n\nPara esta muestra, se\ncalculó el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para\nrealizar el cálculo, se utilizó información de financiamiento de proyectos\neléctricos disponible en las bases de datos de la Aresep, además en esta\npropuesta de fijación tarifaria se utilizó la información del apalancamiento de\nlas 7 plantas eólicas nuevas, obtenida de la contabilidad regulatoria con corte\nal 31 de diciembre de 2020, estos datos sobre el apalancamiento fueron\nanalizados y validados por la IE. En el caso de la planta Tilawind S.A, la\nempresa suministro la información aclaratoria adicional solicitada por la IE en\nel proceso de audiencia pública, por lo que dicha planta fue considerada en el\nanálisis correspondiente al presente informe.\n\nPor lo anterior, se cuenta\ncon la información de 20 proyectos eólicos provenientes de los datos de la 1era\ny 2da Convocatorias del ICE, así como con la información del apalancamiento\nactualizado a diciembre de 2020 correspondiente a la contabilidad regulatoria\nde las plantas eólicas nuevas.\n\nEl promedio ponderado del\napalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de\ninformación es del 77,31% (ver Anexo 4).\n\nb. Rentabilidad sobre aportes\nal capital (?)\n\nEl nivel de rentabilidad\nestará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de\nCapital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la\nresolución RJD-027-2014, estas son las siguientes:\n\n. La tasa libre de\nriesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA). Se utiliza la tasa con el mismo período de maduración\nal que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de\ninternet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de\ninternet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nSe promedian los datos de\nlos últimos 5 años. Para este caso el promedio de la tasa libre de riesgo de\nlos últimos 5 años es de 2,02% (ver Anexo 5).\n\n. Prima por riesgo (PR): se\nempleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\", la cual está\ndisponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nSe promedian los datos de\nlos últimos 5 años. Para este caso el promedio simple de la prima por riesgo de\nlos últimos 5 años es de 5,33% (ver Anexo 6).\n\n. Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados \"Risk\nPremiums for the other markets\" en donde el riesgo país se denomina \"Country Risk Premium\". Los\nvalores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr.\nAswath Damodaran, en la dirección de internet:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\nSe promedian los datos de\nlos últimos 5 años. Para este caso el promedio simple del riesgo país de los\núltimos 5 años es de 4,61% (ver Anexo 7).\n\n. Relación entre deuda y\ncapital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el\napalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la\nsección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014).\n\nEn este caso se utiliza el\napalancamiento calculado en el punto a. anterior, que da como resultado 77,31%.\n\n. Beta desapalancada: Para el valor de la beta desapalancada (?d), se toman los valores de \"Utility\nGeneral\" dispuestos en las fijaciones tarifarias anteriores, y para el dato del 2020, se toma el\nvalor de 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 0,2601 (ver Anexo\n8). Al apalancarlo de acuerdo con los dispuesto en la metodología tarifaria, da como resultado un\nnivel de beta apalancado de 0,8806.\n\nEs importante acotar que en\nesta ocasión se utilizó la beta desapalancada marginal del archivo de Excel de\nla página web de Damodaran, que contempla el impuesto a las sociedades\nescalonado, más apegado a la realidad de las empresas cuya tasa impositiva de renta\nes escalonada en nuestro país también y cuya normativa tributaria contempla una\nserie de gastos deducibles que hacen que no se termine pagando la tasa total\ndel mismo. Además, ante consulta al autor de la fuente de información se nos\naclaró que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses es\ndeducible del impuesto (lo que genera un escudo fiscal y ahorra impuestos) (ver\nAnexo 19).\n\n. Tasa de impuesto sobre\nla renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de impuesto\nsobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley\n7092.\n\nPor tanto, el nivel de\nrentabilidad para las plantas eólicas nuevas es de 11,32% (ver Anexo 9).\n\nc. Tasa de interés\n\nSe utilizó el promedio\nmensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el\nBanco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de\nlos bancos privados.\n\nEl promedio aritmético de\nlos últimos sesenta meses, es decir, de julio 2016 a agosto 2021, es de 7,44%\n(ver Anexo 10) considerando los 60 meses previos a la audiencia pública.\n\nEs importante señalar que\nel Banco Central de Costa Rica modificó la metodología de cálculo de las tasas\nde interés que publica en su página web, pasando de tasas en ventanilla a tasas\nefectivamente negociadas, a partir de abril de 2019. La metodología tarifaria\nestablece que se debe considerar el promedio mensual de los últimos sesenta\nmeses, dicho promedio de abril de 2019 a agosto 2021 corresponde a tasas\nnegociadas por los bancos privados. Conforme transcurra el tiempo, el promedio calculado\npara los últimos sesenta meses considerará más datos sobre tasas negociadas y\nmenos tasas en ventanilla, hasta que la serie completa corresponda a tasas\nnegociadas.\n\nd. Vida económica del\nproyecto (v)\n\nSegún lo establecido en la\nresolución RJD-163-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la\nvida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato\nconsiderado 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\nplazo del contrato\n\nSegún lo establece la\nresolución RJD-163-2011 y la RJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años.\nSe le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato\nde compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.\n\nf. Edad de la planta\n\nDado que, en la presente\nmetodologías, las plantas son nuevas, a esa variable se le asigna el valor de\ncero.\n\nPor lo tanto, aplicando la\nfórmula del Factor de Inversiones (FC), se obtiene un valor de 0,1144 (ver\nAnexo 11).\n\nPor último, una vez\ncalculados el factor de inversiones (FC) y el monto de la inversión (M), se\nmultiplican ambos para obtener el Costo Fijo del Capital (CFC), cuyo resultado\nes US$ 230,68 por kW.\n\nd. Definición de la desviación para la banda tarifaria\n\nSegún la metodología vigente (RJD-163-2011) y sus modificaciones, para establecer\nla banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:\n\ng. Se calculó la desviación\nestándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de\ninversión promedio, lo que da como resultado US$ 306,96 por kW (ver Anexo 12).\n\nh. El límite superior se\nestablece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación\nestándar, es decir US$ 2.017,02 + US$ 306,96 por kW = US$ 2.323,97 por kW (ver\nAnexo 12).\n\ni. El límite inferior se\nestablece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones\nestándar, es decir US$ 2.017,02- 3 *\n\nUS$ 306,96 por kW = US$\n1.096,14 por kW (ver Anexo 12).\n\nEn ningún momento los precios\npagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite\nsuperior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de\nesa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la\nLey No. 7200.\n\ne. Cálculo de la banda tarifaria y estructura tarifaria\n\nA continuación, se presenta\nun resumen de todas las variables calculadas en esta aplicación tarifaria, en\ndonde el precio respeta las especificaciones técnicas definidas en las\nresoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas, en donde se resolvió la\nobligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con\nlas especificaciones técnicas y normativas ahí definidas, en donde cabe\nmencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13\nenteros y 5 decimales:\n\n \n\n                       \n\n                                   \n\nLa estructura horaria\nestacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-163-2011. La estructura\ntarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad eólica\nnuevas según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución\nRJD-163-2011 es:\n\n                       \n\n                                   \n\nAl respecto, es necesario precisar que la metodología tarifaria establece que los parámetros que\ncomponen la estructura tarifaria deben ser actualizados con base en los informes del ICE. Por lo\nanterior, la IE por medio del OF-0100-IE-2021 del 9 de febrero de 2021, le reitera al ICE lo\nsolicitado en ocasiones anteriores, sobre la actualización de los parámetros adimensionales,\nrequiriéndole remitir la información debidamente justificada, de los valores adimensionales\npropuestos, así como el detalle exhaustivo de los datos de entrada, supuestos, respaldo técnico y\nmétodos aplicados. Al respecto, el ICE responde por medio del 0610-018-2021 del 26 de febrero de\n2021, refiriéndose a la \"Propuesta para la estructura horario-estacional en los precios de compra de\nenergía a generadores independientes\", remitida a la IE el 8 de abril de 2020, mediante la nota\n5500-0306-2020.\n\nEn términos generales, en\ndicha propuesta el ICE recalcaba la necesidad de contar con una estructura\ntarifaria para emitir señales económicas y optimizar la instalación y el uso de\nla infraestructura. También señalaba que utilizar los costos marginales\nresultaba inconveniente por la volatilidad de los mismos y su posterior impacto\nen el flujo de caja del ICE y los generadores privados.\n\nEn lo que respecta a la\nactualización de la estructura tarifaria, es necesario indicar que desde el año\n2019, la IE ha llevado a cabo reuniones con el ICE para obtener aclaraciones\nsobre los criterios utilizados en la propuesta de actualización de los nuevos\nvalores adimensionales. En esa misma línea, esta Intendencia le ha reiterado en\nque se aporte dicha información en los términos indicados en los oficios\nOF-0078-IE-2019, OF-0427-IE-2020 y OF-0799-IE-2020.\n\nPor su parte, tal y como\nconsta en los oficios de respuesta 0510-351-2020, 5500-0538-2020 y\n5500-0538-2020, a pesar de que se proponen cambios significativos, el ICE ha\ninsistido en que dichos valores numéricos se respaldan en un criterio experto,\nsin aportar la justificación técnica de los criterios utilizados en cada uno de\nlos adimensionales incorporados; situación que limita la posibilidad de\nrealizar un análisis regulatorio fundamentado, lo cual es condición necesaria\npara explicar a todas las partes interesadas, con un sustento técnico sólido y\ntrazable, los cambios incorporados en la estructura tarifaria.\n\nEn ese contexto, a pesar de\nlos esfuerzos realizados por la Intendencia en que aporte dicha información en\nlos términos solicitados, el ICE continúa siendo omiso en justificar\ntécnicamente cada uno de los valores adimensionales y sus diferencias entre los\nparámetros actuales y los propuestos. Dicha propuesta debe estar debidamente\njustificada, dado que estas variaciones en los parámetros representan\nincentivos para los regulados de entregar energía en diferentes momentos del\ndía y del año, lo cual conlleva una retribución económica diferente. Así, en\nvirtud de lo expuesto, en el presente estudio no fue posible considerar la\npropuesta remitida por el ICE.\n\nAl respecto, es importante\nindicar que dichos parámetros adimensionales en el cálculo de la estructura\ntarifaria deben ser el resultado del ejercicio de las necesidades para atender\nla demanda de electricidad del país (curva de carga), tipos de plantas, fuente\nde generación, predespacho económico, etc. En este sentido, al no disponer de\nlas razones técnicas utilizadas por el ICE para determinar el nivel y las\ndiferencias entre los valores numéricos actuales y los propuestos, es imposible\npara esta Intendencia su modificación e implementación, dada la ausencia de\ntrazabilidad de cálculo de los datos propuestos.\n\nPor lo anterior, para la\nIntendencia ha resultado insuficiente la justificación brindada por el ICE para\nsu análisis técnico, ya que es vital disponer de esta información para dar\nsustento regulatorio y motivar los cambios a realizar respecto a la estructura\ntarifaria vigente.\n\nf. Otras Consideraciones\n\n. Moneda en que se\nexpresará la tarifa\n\nSegún lo establece la\nresolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes de la metodología detallada\nserán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$\no $).\n\nLas condiciones en que se\nrealicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes\nestablezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.\n\n. Ajuste de los valores\nde la banda tarifaria\n\nLos valores de la banda\ntarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que\nestablece la Ley 7593.\n\n. Obligación de\npresentar información\n\nOtras consideraciones: Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los\ngeneradores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas\nmediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar\nanualmente a la Aresep la información financiera auditada (incluyendo gastos\noperativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual)\nasí como su debida justificación. De esta forma, la Aresep podrá disponer de\nmejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas\nreales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente los estados\nfinancieros auditados de la empresa.\n\n. Aplicación de la\nmetodología\n\nEl modelo que se presenta\nes aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por\nparte de generadores privados que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el\nmarco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, y para aquellas\ncompraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas\ncon condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200,\nque sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep. Se\nentiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido\nutilizada aún en ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia,\nlas plantas nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera\nvendida en el marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para\nfines de autoconsumo.\n\n. Contabilidad Regulatoria\n\nIndicar a los generadores\nprivados eólicos nuevos que brindan el servicio público de electricidad en su\netapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, que deben\ncumplir con la resolución RIE-132-2017 \"Implementación de La Contabilidad\nRegulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de\nGeneración, prestado por Generadores privados amparados en el Capítulo I de la\nLey No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas\nque se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal\nautorice\" del 22 de diciembre de 2017 y sus actualizaciones.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONES:\n\n1. De la aplicación de la metodología tarifaria aprobada para los generadores\nprivados eólicos nuevos, se obtiene que el factor de planta promedio es de\n48,69%, el valor promedio del apalancamiento financiero es de 77,31%, la\nrentabilidad es del 11,32%, el costo de explotación promedio es de 104,75 US$\npor kW y el costo de inversión promedio es de 2 017,02 US$ por kW.\n\n2. A partir de la actualización de las variables que integran la\nmetodología tarifaria para plantas de generación privada eólicas nuevas, se\nobtiene una tarifa de referencia de US$ 0,07864, una banda inferior (límite\ninferior) de US$ 0,05395 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,08687\npor kW.\n\n3. La estructura tarifaria propuesta para la generación privada con planta eólicas\nnuevas es la siguiente:\n\n \n\n           \n\n[.]\n\nII. Que, en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0113-IE-2021\ncitado, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica\nnúmero 4-000-042139, representada por el señor Kenneth Lobo Méndez, portador de\nla cédula de identidad número 2-0555-0804, en su condición de Apoderado\nEspecial Administrativo.\n\nObservaciones: Presenta escrito (visible a folio 69).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: gcuberob@ice.go.cr\na nombre de Gricelio Cubero Badilla, fcordero@ice.go.cr\na nombre de Francisco Cordero Hidalgo y jsalashi@ice.go.cr\na nombre de Juan Carlos Salas Hidalgo.\n\nResumen:\n\na. Sobre los costos de\nexplotación: El ICE indica que el análisis de costos de explotación no\ncontempla las señales de optimización de los costos y que el crecimiento\nreconocido por la IE no guarda relación con la evolución de los precios\nreflejados en el IPP-MAN ni con el crecimiento de los salarios del sector\nprivado.\n\nEl ICE manifiesta que los\ngeneradores privados justifican las partidas y la información suministrada, la\ncual en su mayoría están relacionadas con operar y mantener el servicio\npúblico, no obstante, corresponde a la IE analizar y discriminar si dichos costos\nsuministrados cumplen con los criterios de razonabilidad, proporcionalidad e\nidoneidad para ser incorporados en la tarifa que paga el cliente del servicio\neléctrico, proceso que no se demuestra en el expediente que haya realizado.\n\nAdemás, indica que en las\nfijaciones ordinarias de tarifas de venta de electricidad a las que se somete\nal ICE, la IE ha realizado siempre un proceso exhaustivo de análisis y\nsolicitud de información adicional para el cual, en caso de no darse por\nsatisfecha, incorpora sus propias estimaciones, no obstante argumenta que con\nlos generadores privados, se limita a excluir las partidas, manteniendo en la\ngran mayoría de los casos sin cuestionamiento alguno los valores presentados\npor las empresas.\n\nSolicita el ICE reconocer\npara efectos tarifarios los costos presentados por los generadores privados de\ntal manera que busque la optimización de los mismos, así como que su\ncrecimiento vaya acorde con la evolución del IPP-MAN.\n\nRespuesta:\n\nEn atención a los\nargumentos presentados por el oponente, se le indica que en todas las\nfijaciones tarifarias la IE realiza un análisis técnico riguroso de la\ninformación aportada por los generadores privados, con el propósito de velar\npor el principio de servicio al costo, de conformidad con la metodología y sus\nreformas vigentes, en procura de la armonización de los intereses de usuarios,\nconsumidores y prestadores del servicio público.\n\nEn ese sentido, la\ninformación presentada mediante la Contabilidad Regulatoria de cada una de las\nplantas eólicas nuevas de conformidad con la resolución RIE-132-2017, permite\nreflejar los saldos de las cuentas contables relacionadas con la prestación del\nservicio público, por lo que la Intendencia ha revisado y valorado los datos\nobtenidos de dicha contabilidad regulatoria de las plantas utilizadas para el\ncálculo de los costos de explotación.\n\nAl respecto, es importante\nmencionar que, en cuanto a los costos de explotación, la metodología referida\nRJD-163-2011 estableció:\n\n\"El costo de explotación representa los costos\nnecesarios para mantener y operar una planta eólica en condiciones normales\npara nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros e\nimpuestos asociados a las utilidades o ganancias.\n\nEl cálculo de este valor se\nhará mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación\n(operación, mantenimiento y administrativos) de plantas eléctricas en la medida\nde lo posible similares a las plantas que se les pretende aplicar tarifas.\"\n\nEn cumplimiento de lo\nanterior y según lo establecido en los artículos 14, 24, 32 de la Ley 7593 y el\n16 del Reglamento de dicha Ley, la IE en los procesos de seguimiento a las\ninformaciones presentadas por las empresas en sus contabilidades regulatorias,\ncon el fin de verificar su veracidad respecto a los registros contables, su\nrespectiva asignación por actividades, así como, para validar que los saldos\npresentados en los rubros de costos, gastos e inversión correspondan a\nelementos necesarios para la prestación del servicio público, procedió a\nsolicitar a las empresas que demostraran que dichos costos/inversiones son los necesarios\npara operar y mantener el servicio público de la generación eléctrica de cada\nplanta mediante la desagregación, justificación y presentación de información\nsoporte de los montos registrados en dichas cuentas contables, toda vez que,\nsegún la resolución RIE-132-2017, aunque los rubros listados en el plan y\nmanual de cuentas regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su\nreconocimiento a nivel tarifario.\n\nEn línea con lo anterior,\nno lleva razón el ICE al indicar que no se demuestra en el expediente el\nanálisis realizado por la IE, debido a que como resultado de este proceso de\nrevisión y análisis por parte de la IE, que consta en el expediente en el que\nse tramita el presente estudio (ET-042-2021) y en el OT-055-021 según el\ndetalle indicado en la sección b. Costos de Explotación (CE) , a partir de la\ninformación adicional brindada por los generadores al momento de la audiencia\npública, fue posible realizar una depuración de los costos de explotación, en\nla que fueron valoradas las justificaciones y documentación soporte aportada\npor las empresas, para determinar la relación de dichos rubros y sus saldos con\nla prestación del servicio público, de tal manera que se excluyeran como costos\nde explotación aquellos que no cumplen con lo establecido por la metodología\ntarifaria vigente.\n\nPor lo anterior, lo\nindicado por el ICE sobre que se reconocen sin cuestionamiento alguno los\nvalores presentados por las empresas de generación privada, es una\nmanifestación errónea, toda vez que la IE en estricto apego a la metodología\ntarifaria ha llevado a cabo un proceso de revisión, análisis y valoración de\nlos costos de explotación, resultado del cual han sido excluidos aquellos que\nno han sido justificados de manera suficiente y razonable como necesarios para\nprestar el servicio público o que han sido considerados excesivos o\ndesproporcionados, esto en cumplimiento de lo establecido en el artículo 32 de\nla Ley 7593.\n\nAhora bien, el ICE\nmanifiesta que el crecimiento reconocido por la IE no guarda relación con la\nevolución de los precios reflejados en el IPP-MAN ni con el crecimiento de los\nsalarios del sector privado, sobre lo cual es pertinente mencionar que para la\nactualización de los costos de explotación se utiliza el índice de precios a la\nmanufactura (IPP-MAN) del Banco Central de Costa Rica (BCCR). Al respecto, la\nmetodología vigente es clara en indicar que los costos de explotación son los\ncostos necesarios para el adecuado desarrollo de la actividad regulada, por lo\nque si bien la evolución de los factores mencionados por el opositor puede ser\ntomada de referencia en el proceso de revisión y valoración de los costos y\ngastos de las empresas, no es el único elemento que se debe considerar ya que el\nanálisis tarifario debe ser integral.\n\nEn ese contexto, la IE\nrealiza las respectivas revisiones y valoraciones técnicas de las\njustificaciones e información suministrada por cada empresa, con la finalidad\nde determinar que efectivamente los costos de explotación reconocidos\ntarifariamente sean los necesarios para mantener y operar la planta, esto de\nconformidad con la metodología tarifaria.\n\nb. Sobre el cálculo del\nmonto de inversión unitaria: El ICE indica que en la muestra para el\ncálculo de la inversión unitaria, la IE contempló dos veces los proyectos\nMontes de Oro, Segeléctrica, Guayabos y Montezuma, tanto por la convocatoria\ndel año 2012 como por la del 2014, siendo los mismos proyectos.\n\nAl respecto, solicita\nexcluir de la muestra de plantas y proyectos utilizada para la determinación de\nla inversión unitaria, los proyectos Montes de Oro, Segeléctrica, Guayabo y\nMontezuma presentados en la convocatoria ICE 01-2012, debido a que en la\nconvocatoria ICE 02-2014 se presentan los costos actualizados de estos mismos\ncuatro proyectos y no duplicarlos.\n\nRespuesta:\n\nEn atención a lo señalado,\nuna vez realizada la valoración por parte de la IE, se determinó que lo\nindicado por el ICE es correcto, considerando que en la muestra para el cálculo\nde la inversión unitaria, se contempló dos veces los proyectos Montes de Oro,\nSegeléctrica, Guayabos y Montezuma, en las convocatorias 2012 y 2014. En\nfunción de lo anterior, se le indica al opositor que una vez hechas las\nvaloraciones respectivas, se han ajustado los costos de inversión en el\npresente informe.\n\nc. Sobre la\nactualización de las tasas de interés: Señala el ICE que la IE utiliza los\nvalores de tasa de interés para el período de 60 meses que comprende de julio\n2016 a junio 2021, dando como resultado una tasa de interés promedio de 7,62%.\nNo obstante, indica que debido a que la audiencia pública se realizará el 02 de\nsetiembre de 2021, los últimos 60 meses previos a la audiencia pública\nfinalizarían en agosto 2021 y no en junio de 2021, como lo efectuó la IE en\nesta propuesta.\n\nSolicita el ICE actualizar\nla tasa de interés sobre préstamos en dólares de los bancos privados al sector\nindustrial al periodo que corresponde de setiembre 2016 a agosto 2021, para\ncumplir con los valores de los últimos 60 meses indicado por la metodología.\n\nRespuesta:\n\nAl respecto, se le indica\nal ICE que el promedio de las tasas de interés fue debidamente actualizado en\neste informe, considerando el promedio de setiembre 2016 a agosto 2021, como se evidencia en la\nsección \"c. Costo fijo del capital (CFC)\" y los Anexos 10 y 20.\n\nd. Sobre la\nactualización del tipo de cambio de venta: Indica el ICE que debido a que\nla actualización de las variables es a junio de 2021 según el informe, la IE\nutiliza el tipo de cambio promedio de ese mes. No obstante, la IE debe utilizar\nel tipo de cambio de venta promedio del mes más cercano a la audiencia, con el\nfin de ser consistente con las demás variables.\n\nSolicita el ICE actualizar\nlos valores del tipo de cambio de venta de referencia del BCCR al mes de julio\n2021.\n\nRespuesta:\n\nAl respecto, se le indica\nal ICE que el tipo de cambio fue debidamente actualizado en este informe,\nconsiderando el promedio de agosto 2021, como se evidencia en el Anexo 20.\n\n2. Oposición: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula\njurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora,\ncédula de identidad número 04-0129-0640, en su condición de Apoderado\nGeneralísimo con límite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\n\nPresenta escrito (visible a\nfolio 70).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: alyvisa@acope.com\n\nResumen:\n\nSobre el cálculo del factor\nde planta: Indica ACOPE que la Intendencia de Energía calcula el factor de\nplanta incluyendo las plantas eólicas Guanacaste (con potencia de 52250 kW),\nOrosi (con potencia de 51750 kW) y Chiripa (con potencia de 50985 kW), todas\nellas plantas tipo BOT con contrato según el Capítulo 2 de la Ley 7200, y con\npotencias instaladas cercanas a 50 MW. Al respecto, manifiesta que como distan\nmucho del tamaño de las plantas que  se\nestán tarifando en esta fijación, se solicita a la Intendencia de Energía que las\nexcluya del cálculo del factor de planta.\n\nRespuesta:\n\nSobre la muestra utilizada\npara el factor de planta: la metodología vigente aprobada en la resolución\nRJD-163-2011 establece en la sección \"iv.\n\nExpectativas de venta (E)\" lo siguiente:\n\n\"(.)\n\nPara la determinación del\nfactor de planta (fp) se contemplarán valores de factores de carga o de planta,\núnicamente de plantas nacionales, considerando la información para los cinco\núltimos años disponibles, según la base de datos de la Autoridad Reguladora. Se\nincluirá la información de los factores de planta proveniente de los concursos\nrealizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real\nutilizada.\n\nPara estos efectos se\nconsiderará un promedio ponderado de los factores de carga de los generadores\nprivados que hayan estado generando durante una proporción sustancial del\nrespectivo año (10 o más meses) o lo indicado por el oferente en los concursos.\n\nLa ponderación de cada año\nse hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto. La ponderación\npara obtener el total de los cinco años más la información adicional de las\nconvocatorias se hará con base en la capacidad instalada de cada uno de\nlos años y datos incluidos.\"\n\nAl respecto, como se\nobserva del extracto de la metodología citado anteriormente, para el cálculo\ndel factor de planta se debe considerar un promedio ponderado de los factores\nde planta de plantas nacionales de los generadores privados que hayan estado\ngenerando durante un periodo del año de 10 meses o más, por lo cual tal y como\nse detalla en la sección 3.a Expectativas de Venta (E), la IE en cumplimiento\nde lo establecido en la metodología tarifaria, procedió a calcular el factor de\nplanta considerando la información de todas las plantas nacionales de\ngeneración privada eólicas, de acuerdo con la información disponible.\n\n3. Oposición: Fila de Mogote D C R Sociedad de Responsabilidad Limitada, cédula\njurídica número 3-102-155950, representada por el señor Enrique Morales\nGonzález, cédula de identidad número 01-0606-0457, en su condición de Apoderado\nGeneralísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito\n(visible a folio 71).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: emorales@huntcostarica.com\n\nResumen:\n\na. Sobre el cálculo del\nfactor de planta: Indica Fila de Mogote DCR que la Intendencia de Energía\ncalcula el factor de planta incluyendo las plantas eólicas Guanacaste (con\npotencia de 52250 kW), Orosi (con potencia de 51750 kW) y Chiripa (con potencia\nde 50985 kW), todas ellas plantas tipo BOT con contrato según el Capítulo 2 de\nla Ley 7200, y con potencias instaladas cercanas a 50 MW. Al respecto,\nmanifiesta que como distan mucho del tamaño de las plantas que se están\ntarifando en esta fijación, se solicita a la Intendencia de Energía que las\nexcluya del cálculo del factor de planta.\n\nRespuesta:\n\nLos argumentos expuestos\npor la empresa Fila de Mogote DCR, son idénticos a los contenidos en la\noposición escrita presentada por ACOPE.\n\nDe modo que se refiere al\nopositor a la respuesta dada a ACOPE en la oposición 2.\n\nb. Sobre los costos de\nexplotación: Afirma la empresa que en la propuesta tarifaria, posterior a\nla entrega de contabilidad regulatoria se hicieron exclusiones a sus costos de\nexplotación que no parecen ser justificables, y procede a dar aclaraciones\nsobre cada uno de los costos excluidos.\n\nSolicita Fila de Mogote que\nse consideren las aclaraciones efectuadas a los costos de explotación que\nfueron excluidos de la contabilidad regulatoria y se incluyan en el análisis\nefectuado.\n\nRespuesta:\n\nEn relación con los costos\nde explotación, con base en la información aportada, se procedió a realizar la\nvaloración técnica sobre su reconocimiento, utilizando como respaldo las\njustificaciones correspondientes en la posición, en los siguientes términos:\n\n1. Se procedió a analizar la información adicional que aportó la empresa, por lo que se mantiene la\nexclusión del gasto por \"Seguro Médico Colaboradores Planta Eólica\" por un monto de ?8,752,132.06,\nen la cuenta 5.2.1.03.01.Personal, debido a que la empresa no aportó la información que justifique\ndicho rubro como un gasto propio y necesario para la prestación del servicio público; además, se\naclara que sí se consideraron los costos de las cargas sociales y póliza de riesgos del trabajo\nrespectivas, por lo que al ya reconocerse dichos rubros, de acuerdo con los incisos b y d del\nartículo 32 de la Ley 7593 dicho gasto se considera innecesario y excesivo.\n\n2. Sobre el gasto \"Pruebas para ingreso de personal nuevo planta\" por un monto de ?842,575.00, en la\ncuenta 5.2.1.03.01. Personal, con base en la justificación aportada por la empresa en la posición\nsobre lo necesario de este rubro para la prestación del servicio público, se ajusta el\nreconocimiento de este gasto como parte de los costos de explotación.\n\n3. Respecto al gasto \"Consumibles Oficina\" por un monto de ?1,269,779.23 en la cuenta 5.2.1.03.06.\nOtros la empresa indica como justificación que como se indicó en el momento de suministrar la\ninformación, este rubro comprende los consumibles que son materiales y suministros de oficina que\nrequiere el personal que labora en la operación y seguimiento de planta. No obstante, dicha\nafirmación no coincide con lo indicado en la homologación de cuentas regulatorias en el plan de\ncuentas correspondiente al periodo 2020, en la que la empresa indica que dicho rubro se refiere a\ngastos asociados a entretenimiento de los empleados, gasto no necesario para la prestación del\nservicio.\n\nEn virtud de lo anterior,\nse genera una contradicción entre los dos argumentos presentados por la\nempresa, lo que lleva a incertidumbre que le impide a esta Intendencia\ndeterminar si dicho rubro es necesario para el servicio público, por lo que se\nmantiene la exclusión de este gasto en los costos de explotación.\n\n4. Sobre el gasto \"Consumibles Oficina\" por un monto de ?1,189,732.67 en la cuenta 5.2.1.03.06.\nOtros, la empresa indica en su posición que corresponde a los viáticos para empleados cuando\nrealizan reuniones, visitas o traslados fuera de la planta. No obstante, debido a que también en la\ncuenta 5.2.1.03.06. Otros, se reconoce tarifariamente un monto por ?1.927.216,37 para viáticos, se\nmantiene la exclusión de dicho gasto por ser considerado como desproporcionado o excesivo, según el\ninciso d del artículo 32 de la Ley 7593.\n\n5. En relación con los gastos \"Servicios Legales Cumplimiento Legal requerido por entidades\" por un\nmonto de ?4,478,828.57, \"Cumplimiento Fiscal\" por un monto de ?3,740,831.00 y \"Servicio de Cálculo\nde Nómina Personal de la planta\" por un monto de ?3,917,051.98, la empresa no aportó en su\njustificación la información necesaria para demostrar que esos rubros y esos montos corresponden con\nun gasto necesario para la prestación del servicio público. Es importante señalar que como se indicó\nen el informe IN-0087-IE-2021, como parte de los gastos tarifarios reconocidos a la empresa se\nencuentran los servicios administrativos para el manejo de la parte administrativa de la planta, a\nsaber, recursos humanos, contabilidad, administración del contrato con el ICE, legal, entre otros.\n\nPor lo anterior, se mantiene\nla exclusión de los gastos en cuestión por no estar justificados como\nnecesarios para el servicio público y ser considerados como excesivos o\ndesproporcionados según los incisos b y d del artículo 32.\n\nPor lo tanto, coincide esta\nIntendencia con lo indicado por la empresa Fila de Mogote solamente en lo\ncorrespondiente a la cuenta 5.2.1.03.01\n\nSalarios, para el reconocimiento del gasto \"Pruebas para ingreso de personal nuevo planta\" por un\nmonto de ?842,575.00, por lo que se procede a incorporar este ajuste en el apartado b. Costos de\nExplotación (CE) del presente informe.\n\n4. Oposición: Aeroenergía S.A., cédula jurídica número 3-101-155347, representada por\nel señor Salomón Lechtman Koslowski, cédula de identidad número 1-0527-0594, en\nsu condición de Apoderado Generalísimo sin límite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito.\n(visible a folio 72 al 77).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico salo@gecoenergía.com\ny info@gecoenergia.com\n\nResumen:\n\nSobre el cálculo del factor\nde planta: Indica Aeroenergía S.A que la Intendencia de Energía incluyó los\nvalores de las plantas eólicas Orosí, Guanacaste y Chiripa, que operan con un\ncontrato BOT según el capítulo 2 de la Ley 7200 y tienen potencias instaladas\nde hasta 50 MW, lo cual supera los 20 MW de las plantas eólicas privadas que se\npretende tarifar.\n\nPor lo anterior, manifiesta\nque no se deben considerar las plantas con contrato BOT y potencias cercanas a\nlos 50 MW para efectos del cálculo del factor de planta.\n\nRespuesta:\n\nLos argumentos expuestos\npor la empresa Aeroenergía S.A, son idénticos a los contenidos en la oposición\nescrita presentada por ACOPE. De modo que se refiere al opositor a la respuesta\ndada a ACOPE en la oposición 2.\n\n5. Oposición Inversiones Eólicas Campos Azules Sociedad Anónima, cédula jurídica\nnúmero 3-101-644281, representada por la señora María Fernanda Esquivel\nRodríguez, cédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de Apoderada\nGeneralísima sin límite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\n\nPresenta escrito (visible a\nfolio 78).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: cmic-notificaciones@somoscmi.com\ny alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nResumen:\n\nSobre los costos de\nexplotación: La empresa se opone a la\nexclusión de costos por un monto de ?31,487,939.80 colones,\nsobre lo cual manifiesta que la Aresep omite realizar la motivación para\nexcluir los costos de explotación, además que dichas exclusiones provocan una\nafectación en el cálculo real de los costos de explotación de la planta\nreduciendo las posibilidades de operar y brindar cobertura a sus obligaciones\noperativas y contractuales, además indica que no se le ha dado oportunidad de\ncompartir toda la evidencia de respaldo que sea requerida por Aresep.\n\nSolicita la empresa Campos\nAzules que se tomen en cuenta todas las justificaciones de costos de\nexplotación expuestos, de forma que se incluyan como válidos para operar y\nentregar un servicio público.\n\nRespuesta:\n\nLa empresa no aportó la\ninformación necesaria para justificar y demostrar que los rubros excluidos y\nsus montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio\npúblico. Es pertinente resaltar que en la sección b. Costos de Explotación del\ninforme IN-0087-IE-2021 llevado a audiencia pública, la Intendencia analizó\ncada gasto excluido de forma individual, detallando la respectiva justificación\nde su exclusión en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 7593 y del principio\ndel servicio al costo, por lo que no lleva razón la empresa al indicar que la\nAresep no motivó la exclusión de dichos rubros.\n\nAl respecto, la empresa\nafirma erróneamente que no se le dio oportunidad de brindar la información de\nrespaldo requerida, considerando que como parte del seguimiento a la\npresentación de la contabilidad regulatoria, por medio del oficio\nOF-0442-IE-2021 del 07 de junio de 2021, se le solicitó a la empresa que\ndemostrara que dichos costos o gastos son los necesarios para operar y mantener\nel servicio público de la generación eléctrica. En ese sentido, la empresa en\nsu oficio de respuesta del 17 de junio de 2021 no remitió las justificaciones o\ninformación respaldo que permitieran determinar que dichos gastos fueran\nnecesarios para brindar el servicio público.\n\nAdemás, siendo la audiencia\npública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información\nadicional al respecto, en la información suministrada tampoco aporta las\njustificaciones necesarias para demostrar que dichos costos o gastos son\nnecesarios para mantener y operar la planta, según lo establece la Ley 7593 y\nel principio del servicio al costo.\n\nEn relación con la\nexclusión de rubros en los costos de explotación, con base en la información\naportada, se procedió a realizar la valoración técnica de las justificaciones\nbrindadas por la empresa en la posición para cada gasto, en los siguientes\ntérminos:\n\n1. Sobre el gasto por \"donaciones\" clasificado en la cuenta 5.2.3. Costos sociales y ambientales por\nun monto de ?16 918 436,99 colones, se mantiene su exclusión ya que la empresa no demostró dentro de\nla información suministrada, las razones para determinar que este rubro es necesario para mantener y\noperar la planta.\n\n2. Sobre los gastos por \"otras consultorías\" y \"servicios\nlegales externos\" por montos de ?13 852 802,81 y ?716 700 respectivamente, clasificados en la\ncuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados, la empresa brindó argumentos\ngenéricos sin aportar dentro de la información suministrada, las\njustificaciones por las cuales estos rubros son necesarios para prestar el\nservicio público, además, como parte de los gastos reconocidos tarifariamente\nse encuentran los servicios administrativos para el manejo de la parte\nadministrativa de la planta, a saber, recursos humanos, contabilidad,\ncomercial, gestión bancaria, entre otros. Por lo anterior, se mantiene la\nexclusión de los gastos en cuestión por no estar justificados como necesarios\npara el servicio público y ser considerados como excesivos o desproporcionados según\nlos incisos b y d del artículo 32.\n\n6. Oposición Costa Rica Energy Holding S.A., cédula jurídica número 3-101-457242,\nrepresentada por la señora María Fernanda Esquivel Rodríguez, cédula de\nidentidad número 1-1167-0010, en su condición de Apoderada Generalísima sin\nlímite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\n\nPresenta escrito (visible a\nfolio 78).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: cmic-notificaciones@somoscmi.com\ny alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nResumen:\n\nSobre los costos de\nexplotación: La empresa se opone a la\nexclusión de costos por un monto de ?20,517,481.13 colones,\nsobre lo cual manifiesta que la Aresep omite realizar la motivación para\nexcluir los costos de explotación, además que dichas exclusiones provocan una\nafectación en el cálculo real de los costos de explotación de la planta\nreduciendo las posibilidades de operar y brindar cobertura a sus obligaciones\noperativas y contractuales, además indica que no se le ha dado oportunidad de\ncompartir toda la evidencia de respaldo que sea requerida por Aresep.\n\nAdemás, argumenta que\nexiste un error en el excel del cálculo tarifario, ya que el monto que va al\ncálculo tarifario ?1,257,785,625.97, lo cual representa exclusiones\npor ?51,563,101.04, mientras que líneas más abajo la Aresep únicamente\njustifica ?20,517,481.13, por lo que lo que debería usarse el monto ?1,288,831,245.88.\n\nSolicita la empresa Energy\nHolding que se tomen en cuenta todas las justificaciones de costos de\nexplotación expuestos, de forma que se incluyan como válidos para operar y\nentregar un servicio público y que se corrija la aritmética del cálculo\ntarifario en los términos anteriormente indicados.\n\nRespuesta:\n\nLa empresa no aportó la\ninformación necesaria para justificar y demostrar que los rubros excluidos y\nsus montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio\npúblico. Es pertinente resaltar que en la sección b. Costos de Explotación del\ninforme IN-0087-IE-2021 llevado a audiencia pública, la Intendencia analizó\ncada gasto excluido de forma individual, detallando la respectiva justificación\nde su exclusión en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 7593 y del principio\ndel servicio al costo, por lo que no lleva razón la empresa al indicar que la\nAresep no motivó la exclusión de dichos rubros.\n\nAl respecto, la empresa\nafirma erróneamente que no se le dio oportunidad de brindar la información de\nrespaldo requerida, toda vez que como parte del seguimiento a la presentación\nde la contabilidad regulatoria, por medio del oficio OF-0444-IE-2021 del 07 de\njunio de 2021, se le solicitó a la empresa que demostrara que dichos costos o\ngastos son los necesarios para operar y mantener el servicio público de la\ngeneración eléctrica. En ese sentido, la empresa en su oficio de respuesta del\n17 de junio de 2021, no remitió las justificaciones o las razones que\npermitieran determinar que dichos gastos fueran necesarios para brindar el servicio\npúblico.\n\nAdemás, siendo la audiencia\npública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información\nadicional al respecto, en la información suministrada tampoco aporta las\njustificaciones necesarias para demostrar que dichos costos o gastos son\nnecesarios para mantener y operar la planta, según lo establece la Ley 7593 y\nel principio del servicio al costo.\n\nEn relación con la\nexclusión de rubros en los costos de explotación, con base en la información\naportada, se procedió a realizar la valoración técnica de las justificaciones\naportadas por la empresa en la posición para cada gasto, en los siguientes\ntérminos:\n\n1. Sobre el gasto por \"donaciones\" clasificado en la cuenta 5.2.3. Costos sociales y ambientales por\nun monto de ?7 406 894,07 colones, se mantiene su exclusión ya que la empresa ya que la empresa no\ndemostró dentro de la información suministrada, las razones por las cuales este rubro es necesario\npara mantener y operar la planta.\n\n2. Sobre los gastos por \"servicios legales\nexternos\" por montos de ?13 110 587,06, clasificados en la cuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados,\nla empresa brindó argumentos genéricos sin aportar dentro de la información\nsuministrada, las justificaciones por las cuales estos rubros son necesarios\npara prestar el servicio público, además como parte de los gastos tarifarios\nreconocidos a la empresa se encuentran los servicios administrativos para el\nmanejo de la parte administrativa de la planta, a saber, recursos humanos,\ncontabilidad, comercial, gestión bancaria, entre otros. Por lo anterior, se\nmantiene la exclusión de los gastos en cuestión por no estar justificados como necesarios\npara el servicio público y ser considerados como excesivos o desproporcionados\nsegún los incisos b y d del artículo 32.\n\nAl respecto de la manifestación de la empresa de que existe un error en el monto de gastos de\nexplotación en el excel de cálculo tarifario, la IE posterior a la valoración correspondiente,\ndeterminó que es correcto lo que indica la empresa, en cuanto a que en la hoja del excel en la que\nse aplica el modelo tarifario se excluyó un monto de gastos de ?51,563,101.04, cuando procedía\nexcluir ?20,517,481.13, por lo que se procede a ajustar el monto de gastos de la empresa Energy\nHolding, en el cálculo de los costos de explotación, como se puede observar en la sección b. Costos\nde Explotación (CE) del presente informe.\n\n7. Oposición Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., cédula jurídica número\n3-101-512403, representada por la señora María Fernanda Esquivel Rodríguez, cédula\nde identidad número 1-1167-0010, en su condición de Apoderada Generalísima sin\nlímite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito\n(visible a folio 78).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: cmic-notificaciones@somoscmi.com\ny alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nResumen:\n\nSobre los costos de\nexplotación: La empresa se opone a la\nexclusión de costos por un monto de ?36,519,424.69 colones,\nsobre lo cual manifiesta que la Aresep omite realizar la motivación para\nexcluir los costos de explotación, además que dichas exclusiones provocan una\nafectación en el cálculo real de los costos de explotación de la planta\nreduciendo las posibilidades de operar y brindar cobertura a sus obligaciones\noperativas y contractuales, además indica que no se le ha dado oportunidad de\ncompartir toda la evidencia de respaldo que sea requerida por Aresep.\n\nSolicita la empresa\nInversiones Eólicas Guanacaste que se tomen en cuenta todas las justificaciones\nde costos de explotación expuestos, de forma que se incluyan como válidos para\noperar y entregar un servicio público.\n\nRespuesta:\n\nLa empresa no aportó la\ninformación necesaria para justificar y demostrar que los rubros excluidos y\nsus montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio\npúblico. Es pertinente resaltar que en la sección b. Costos de Explotación del\ninforme IN-0087-IE-2021 llevado a audiencia pública, la Intendencia analizó\ncada gasto excluido de forma individual, detallando la respectiva justificación\nde su exclusión en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 7593 y del principio\ndel servicio al costo, por lo que no lleva razón la empresa al indicar que la\nAresep no motivó la exclusión de dichos rubros.\n\nAl respecto, la empresa\nafirma erróneamente que no se le dio oportunidad de brindar la información de\nrespaldo requerida, toda vez que como parte del seguimiento a la presentación\nde la contabilidad regulatoria, por medio del oficio OF-0441-IE-2021 del 07 de\njunio de 2021, se le solicitó a la empresa que demostrara que dichos costos o\ngastos son los necesarios para operar y mantener el servicio público de la\ngeneración eléctrica. En ese sentido, la empresa en su oficio de respuesta del\n17 de junio de 2021 no remitió las justificaciones o las razones que\npermitieran determinar que dichos gastos fueran necesarios para brindar el\nservicio público.\n\nAdemás, siendo la audiencia\npública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información\nadicional al respecto, en la información suministrada tampoco aporta las\njustificaciones necesarias para demostrar que dichos costos o gastos son\nnecesarios para mantener y operar la planta, según lo establece la Ley 7593 y\nel principio del servicio al costo.\n\nEn relación con la\nexclusión de rubros en los costos de explotación, con base en la información\naportada, se procedió a realizar la valoración técnica de las justificaciones\naportadas por la empresa en la posición para cada gasto, en los siguientes\ntérminos:\n\n1. Sobre el gasto por \"donaciones\" clasificado en la cuenta 5.2.3. Costos sociales y ambientales por\nun monto de ?22 385 765,20 colones, se mantiene su exclusión ya que la empresa no demostró dentro de\nla información suministrada, las razones por las cuales este rubro es necesario para mantener y\noperar la planta.\n\n2. Sobre los gastos por \"otras consultorías\" y \"servicios\nlegales externos\" por montos de ?12 427 913,49 y ?1 705 746,00 respectivamente, clasificados en\nla cuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados, la empresa brindó argumentos genéricos\nsin aportar dentro de la información suministrada, las justificaciones por las\ncuales estos rubros son necesarios para prestar el servicio público, además\ncomo parte de los gastos tarifarios reconocidos a la empresa se encuentran los\nservicios administrativos para el manejo de la parte administrativa de la\nplanta, a saber, recursos humanos, contabilidad, comercial, gestión bancaria,\nentre otros. Por lo anterior, se mantiene la exclusión de los gastos en\ncuestión por no estar justificados como necesarios para el servicio público y\nser considerados como excesivos o desproporcionados según los incisos b y d del\nartículo 32.\n\n8. Oposición Vientos del Volcán Sociedad Anónima, cédula jurídica número\n3-101-512404, representada por la señora María Fernanda Esquivel Rodríguez,\ncédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de Apoderada\nGeneralísima sin límite de suma.\n\nObservaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.\n\nPresenta escrito (visible a\nfolio 78).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: cmic-notificaciones@somoscmi.com\ny alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nResumen:\n\nSobre los costos de\nexplotación: La empresa se opone a la\nexclusión de costos por un monto de ?173,608,176.64 colones,\nsobre lo cual manifiesta que la Aresep omite realizar la motivación para\nexcluir los costos de explotación, además que dichas exclusiones provocan una\nafectación en el cálculo real de los costos de explotación de la planta\nreduciendo las posibilidades de operar y brindar cobertura a sus obligaciones\noperativas y contractuales, además indica que no se le ha dado oportunidad de\ncompartir toda la evidencia de respaldo que sea requerida por Aresep.\n\nSolicita la empresa Vientos\ndel Volcán que se tomen en cuenta todas las justificaciones de costos de\nexplotación expuestos, de forma que se incluyan como válidos para operar y\nentregar un servicio público.\n\nRespuesta:\n\nLa empresa no aportó la\ninformación necesaria para justificar y demostrar que los rubros excluidos y\nsus montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio\npúblico. Es pertinente resaltar que en la sección b. Costos de Explotación del\ninforme IN-0087-IE-2021 llevado a audiencia pública, la Intendencia analizó\ncada gasto excluido de forma individual, detallando la respectiva justificación\nde su exclusión en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 7593 y del principio\ndel servicio al costo, por lo que no lleva razón la empresa al indicar que la\nAresep no motivó la exclusión de dichos rubros.\n\nAl respecto, la empresa\nafirma erróneamente que no se le dio oportunidad de brindar la información de\nrespaldo requerida, toda vez que como parte del seguimiento a la presentación\nde la contabilidad regulatoria, por medio del oficio OF-0443-IE-2021 del 07 de\njunio de 2021, se le solicitó a la empresa que demostrara que dichos costos o\ngastos son los necesarios para operar y mantener el servicio público de la\ngeneración eléctrica. En ese sentido, la empresa en su oficio de respuesta del\n17 de junio de 2021 no remitió las justificaciones o las razones que\npermitieran determinar que dichos gastos fueran necesarios para brindar el\nservicio público.\n\nAdemás, siendo la audiencia\npública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información\nadicional al respecto, en la información suministrada tampoco aporta las\njustificaciones necesarias para demostrar que dichos costos o gastos son\nnecesarios para mantener y operar la planta, según lo establece la Ley 7593 y\nel principio del servicio al costo.\n\nEn relación con la\nexclusión de rubros en los costos de explotación, con base en la información\naportada, se procedió a realizar la valoración técnica de las justificaciones\naportadas por la empresa en la posición para cada gasto, en los siguientes\ntérminos:\n\n1. Sobre el gasto por \"donaciones\" clasificado en la cuenta 5.2.3. Costos sociales y ambientales por\nun monto de ?6 269 872 85 colones, se mantiene su exclusión ya que la empresa no demostró dentro de\nla información suministrada, las razones por las cuales este rubro es necesario para mantener y\noperar la planta.\n\n2. Sobre los gastos por \"Servicios Legales Externos\" y \"Asesorías en Impuestos\" por montos de ?17\n508 294,04 y ?153 587,02 respectivamente, clasificados en la cuenta 5.3.1.01.03 Servicios\ncontratados, la empresa brindó argumentos genéricos sin aportar dentro de la información\nsuministrada, las justificaciones por las cuales estos rubros son necesarios para prestar el\nservicio público, además como parte de los gastos tarifarios reconocidos a la empresa se encuentran\nlos servicios administrativos para el manejo de la parte administrativa de la planta, a saber,\nrecursos humanos, contabilidad, comercial, gestión bancaria, entre otros. Por lo anterior, se\nmantiene la exclusión de los gastos en cuestión por no estar justificados como necesarios para el\nservicio público y ser considerados como excesivos o desproporcionados según los incisos b y d del\nartículo 32.\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes\ny en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para\ntodos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la\nventa de energía eléctrica al Instituto Costarricense de Electricidad 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 siguiente banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos\nnuevos que firmen un contrato para la venta de energía eléctrica al Instituto\nCostarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley No. 7200,\ncorrespondiente a la siguiente estructura tarifaria:\n\n \n\n                       \n\n               \n\nII. Indicar a los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen\nlas tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-163-2011, que están\nen 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\nIII. Indicar a los generadores privados eólicos 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 No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas\nque se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice\" del\n22 de diciembre de 2017 y sus actualizaciones.\n\nIV. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al\nICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con las dos disposiciones anteriores\n(5. y 6.), se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la\ndocumentación respectiva, con el propósito de que se apertura los\nprocedimientos administrativos correspondiente.\n\nV. Dar por atendidas las posiciones de los participantes en la audiencia pública\nde conformidad con lo expuesto en el Considerando II de esta resolución.\n\nVI. Rige a partir del día siguiente de su publicación en el diario oficial\nLa Gaceta.\n\nEn cumplimiento de lo que\nordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública\n(LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos\nordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de\nrevocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a quien\ncorresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse\nante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.\n\nDe conformidad con el\nartículo 346 de la LGPA., los recursos de revocatoria y de apelación deberán\ninterponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil\nsiguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los\nplazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.", "body_en_text": "in its entirety\n\n -\n\n Full Text of Norm 0064\n\n Ex officio application of the methodology \"Model for the determination of\nreference tariffs for new private wind generation plants\"\n\nDECENTRALIZED INSTITUTIONS\n\nREGULATORY AUTHORITY FOR\nPUBLIC SERVICES\n\nENERGY INTENDENCY\n\nRE-0064-IE-2021 OF SEPTEMBER\n29, 2021\n\nEX OFFICIO APPLICATION OF THE\nMETHODOLOGY \"MODEL FOR THE\n\nDETERMINATION OF REFERENCE\nTARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND\n\nGENERATION PLANTS\"\n\nET-042-2021\n\nWHEREAS:\n\nI. That on November 30, 2011, through Resolution RJD-163-2011, the Board of Directors of\nAresep approved the \"Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants\", which was published in La Gaceta 245 on December 21, 2011, and\nmodified through resolution RJD-027-2014 published in Alcance 10 of La Gaceta 65 on April 2,\n2014 and through resolution RJD-017-2016 published in Alcance 17 of La Gaceta 31 on February 15,\n2016.\n\nII. That on December 22, 2017, through resolution RIE-132-2017, the Intendencia de Energía resolved the implementation of Regulatory Accounting (Contabilidad Regulatoria) for the\npublic service of electricity supply in its Generation stage, provided\nby generators covered under chapter I of Ley 7200, consortia of\npublic, municipal, and cooperative companies engaged in the generation\nof electricity, and other similar entities authorized by the legal framework.\n\nIII. That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of\nthe Dirección General de Tributación of the Revenue Area of the\nMinisterio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic\ninvoice system, in accordance with the technical and\nnormative specifications defined by resolution DGT-R-48-2016 issued by that same\noffice, wherein it should be noted that the unit price must be\ncomposed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places.\n\nIV. That on February 2, 2021, through resolution RE-0006-IE-2021, the Intendente de Energía, set the current tariff band for all new private wind\ngenerators, which was published in Alcance 28 of La Gaceta 27 on February 9,\n2021.\n\nV. That on February 9, 2021, through official communication OF-0100-IE-2021, the ICE was reiterated\nthe request made in previous communications regarding the update of the\ntariff structure for the tariff methodology for new private wind\ngeneration plants, as stipulated in the tariff methodology.\n\nVI. That on February 26, 2021, the ICE responded to the previous request\nthrough communication 0610-018-2021. However, as with queries made\npreviously, the justifications provided by the ICE were insufficient\nfor technical analysis by the IE.\n\nVII. That on May 4, 2021, the IE, through official communications AP-0022-IE-2021,\nAP-0023-IE-2021, AP-0024-IE-2021, AP-0025-IE-2021, AP-0026-IE-2021,\nAP-0027-IE-2021, and AP-0030-IE-2021, requested the submission of the regulatory accounting (contabilidad regulatoria)\nfor the 2020 period from the plants Inversiones Eólicas Guanacaste S.A,\nVientos del Volcán S.A, Inversiones Eólicas Campos Azules S.A, Costa Rica\nEnergy Holding S.A, Vientos del Este S.A, Tilawind Corporation S.A, and Fila de\nMogote D.C.R. S.R.L., respectively. (folios 18 to 35, 42 to 44 of\nOT-055-2021).\n\nVIII. That on May 5, 2021, the company Fila de Mogote D.C.R. S.R.L., submitted\nthe regulatory accounting (contabilidad regulatoria) information corresponding to the 2020 period.\n(folio 154 of OT-055-2021).\n\nIX. That on May 6, 2021, the company Vientos del Este S.A., submitted the information\nof regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to the 2020 period. (folio 144 to 149\nof OT-055-2021).\n\nX. That on May 7, 2021, the plants Inversiones Eólicas Guanacaste S.A.,\nVientos del Volcán S.A., Inversiones Eólicas Campos Azules S.A., Costa Rica\nEnergy Holding S.A., in response to the communications sent by the IE, submitted\nthe regulatory accounting (contabilidad regulatoria) information corresponding to the 2020 period;\nsaid plants requested that the IE grant confidentiality to the information\nprovided. (folios 325, 374, 396, 397 of OT-055-2021).\n\nXI. That on May 10, 2021, the company Tilawind S.A., submitted the information\nof regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to the 2020 period. (folio 302 to 303\nof OT-055-2021).\n\nXII. That on May 12, 2021, the IE requested, through\nOF-0392-IE-2021 from CENCE, the update of information on the nameplate capacity of private generators and the start of operation of the plants,\ninformation provided by said entity through official communication 0810-305-2021\nof May 21, 2021.\n\nXIII. That on June 7, 2021, through official communications OF-0441-IE-2021, OF-0442-IE-2021,\nOF-0443-IE-2021, OF-0444-IE-2021, the IE requested clarifying information from the\nplants Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., Vientos del Volcán S.A., Inversiones\nEólicas Campos Azules S.A., Costa Rica Energy Holding S.A., and the companies\nprovided the requested information on June 16, 2021. (folios 325, 374,\n396, 397 of OT-055-2021).\n\nXIV. That on June 7, 2021, through official communication OF-0446-IE-2021, the IE requested\nclarifying information from the company Fila de Mogote D.C.R. S.R.L.; the company\nprovided the requested information on June 18, 2021. (folio 183 to 188,\n328,329 OT-055-2021).\n\nXV. That on June 7, 2021, through official communication OF-0447-IE-2021, the IE requested\nclarifying information from the company Tilawind S.A., and on July 9, the\nIntendencia sent a reminder regarding the delivery of the information; to which\nthe company acknowledged receipt on July 12 of this year.\n(folio 189 to 191, 302, 303 OT-055-2021).\n\nXVI. That on June 7 and June 23, 2021, through official communications\nOF-0448-IE-2021 and OF-0493-IE-2021, the IE requested clarifying information from\nthe company Vientos del Este S.A.; the company provided the requested information on\nJune 17 and June 30, 2021, respectively. (folio 192 to 195, 214 to\n216, 326, 327 OT-055-2021).\n\nXVII. That on July 23, 2021, through resolutions RE-0045-IE-2021,\nRE-0048-IE-2021, RE-0049-IE-2021, and RE-0050-IE-2021, after prior technical\nand legal assessment, the Intendencia de Energía (IE) denied the\nconfidentiality requests for the regulatory accounting (contabilidad regulatoria) information for the period\n2020 submitted by Costa Rica Energy Holding, Inversiones Eólicas Campos\nAzules S.A., Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., and Vientos del Volcán S.A.,\nrespectively, which are contained in file OT-055-2021 (folios 304 to\n324, 332 to 352, 353 to 373, 375 to 395).\n\nXVIII. That on July 28, 2021, via email, the company Tilawind\nS.A. submitted, out of time, the information requested in\nOF-0447-IE-2021 (folios 330, 331).\n\nXIX. That on July 29, 2021, the IE, through OF-0571-IE-2021, requested\nfrom the company clarifying and pending information in response to\nofficial communication OF-0447-IE-2021 (folios 330, 331).\n\nXX. That on August 4, 2021, via email, the company\nTilawind S.A. submitted the clarifying information requested in OF-0571-IE-2021\n(folios 525, 526).\n\nXXI. That on August 6, 2021, the notice for a public hearing was published\nin La Gaceta 150 and in the nationally circulated newspapers La Extra and La\nRepública, to be held on September 2, 2021 (folios 54 to 57 and 66 to 68).\n\nXXII. That on September 2, 2021, the public hearing was held, as\nrecorded in minute AC-0672-DGAU-2021 (folios 82 to 87).\n\nXXIII. That on September 10, 2021, through report IN-0717-DGAU-2021 and\nits addendum through report IN-0721-DGAU-2021, the Dirección General de\nAtención al Usuario (DGAU) submitted to the IE the report of oppositions and\ncoadjuvancies (folios 88 to 90).\n\nXXIV. That on September 29, 2021, through technical report\nIN-0113-IE-2021, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding, and\nin said technical study recommended, among other things, setting the tariff band\nfor all new private wind generators that sign a contract for\nthe sale of electric energy to the Instituto Costarricense de Electricidad under\nChapter I of Law No. 7200.\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from technical report IN-0113-IE-2021, cited and which serves as the basis for\nthis resolution, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\nII. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Accounting information\nfrom Regulatory Accounting (Contabilidad Regulatoria)\n\nRegarding the use of\ninformation obtained from regulatory accounting (contabilidad regulatoria), in accordance with what\nis established in the cited resolution RIE-132-2017, during 2020 the IE received\nand validated, within the framework of the monitoring process carried out for such purposes,\nthe information provided by the 7 new wind plants that make up the\nsector, which responded in form, substance, and time. In the case of the\nTilawind S.A. plant, it presented the clarifying information requested by the IE\nas part of the additional information in the public hearing process. In\nthis context, once the assessment process and technical analysis of\nthe information provided were completed, this information was used as input in the calculation\nof the methodological variables for operating costs (costos de explotación), investment, and leverage,\nthe detail of which is presented later in the section corresponding to each\nvariable. The information provided by the companies was presented according to the\nfollowing detail:\n\n. The plants\nInversiones Eólicas Guanacaste S.A., Vientos del Volcán S.A., Inversiones Eólicas\nCampos Azules S.A., Costa Rica Energy Holding S.A., submitted the information from\nregulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to the 2020 period, on May 7,\n2021. In this regard, clarifying information was requested through\nofficial communications OF-0441-IE-2021, OF-0442-IE-2021, OF-0443-IE-2021, OF-0444-IE-2021 of\nJune 7, 2021, and in response, the companies provided the\nrequested information on June 16, 2021. (folios 325, 374,\n396, 397 of OT-055-2021).\n\n. The company Fila de\nMogote D.C.R. S.R.L., submitted the information from regulatory accounting (contabilidad regulatoria)\ncorresponding to the 2020 period, on May 5, 2021. In this regard, clarifying information was requested through\nofficial communication OF-0446-IE-2021 of June 7,\n2021, and in response, the company provided the requested information on June 18,\n2021. (folios 154, 183 to 188, 328,329 OT-055-2021).\n\n. The company Vientos del\nEste S.A., submitted the information from regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to the\n2020 period, on May 6, 2021. In this regard, clarifying information was requested through\nofficial communications OF-0448-IE-2021 and OF-0493-IE-2021 of June 7\nand June 23 respectively; the IE requested clarifying information from the\ncompany Vientos del Este S.A., and the company provided the requested information on\nJune 17 and June 30, 2021, respectively. (folio 144\nto 149, 192 to 195, 214 to 216, 326, 327 OT-055-2021).\n\n. The company Tilawind\nS.A., submitted the information from regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to the\n2020 period, on May 10, 2021. In this regard, clarifying information was requested through\nofficial communications OF-0447-IE-2021 of June 7, 2021, and\nOF-0571-IE-2021; the company submitted, out of time, the response to\nOF-0447-IE-2021, and on August 6, 2021, it presented the information requested in\nOF-0571-IE-2021. (folios 189, 191. 302, 303, 330, 331, 525,526 OT-055-2021).\n\nIt should be noted that the\ninformation included in the Regulatory Accounting (Contabilidad Regulatoria) is public and is available\nfor consultation purposes in file OT-055-2021; furthermore, said information is\nincluded in Annex 21 \"Información de contabilidad regulatoria\" of this report.\n\n2. Annual ex officio\napplication of the methodology\n\nThis section presents the detail of the application of the \"Model for the Determination of\nReference Tariffs for New Private Wind Generation Plants\" according to resolution\nRJD-163-2011 and its approved amendments RJD-027-2014 and RJD-017-2016.\n\nThe general formula of the\nmodel can be expressed by means of the following economic equation from the\nperspective of the private generator:\n\nCE + CFC = p * E\n\nWhere:\n\nCE = Operating Costs (Costos de Explotación)\n\nCFC = Fixed Cost of\nCapital (Costo Fijo por Capital)\n\nP = Price of Energy\n(variable of interest)\n\nE = Expected Annual Sales\n(amount of energy)\n\nTherefore, solving for the\nprice, we have:\n\n (CE + CFC)\np = ---------------\n E\n\nIt should be noted that the\ncalculation of the band is determined from the investment data, resulting\nin an upper limit and a lower limit.\n\nThe following table summarizes\nthe update of the main variables of this annual ex officio\napplication:\n\n\n \n \n\nBelow, the\nway in which each of the model variables was calculated is detailed.\n\n3. Calculation of the variables\nof the model\n\na. Expected Sales (E)\n\nTo estimate the variable\ncalled expected sales, which corresponds to the amount of energy to\nbe sold during the year, the following equation is considered:\n\nE = C * 8760 * fp\n\nWhere:\n\nE = Expected Annual Sales\n(amount of energy)\n\n8760 = Number of hours in\na 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\napproved in resolution RJD-163-2011, for the determination of the plant\nfactor (fp), only the values of plant factors from\nnational plants must be considered. For these purposes, a weighted average of\nthe plant factors of private generators is considered, which generated\nenergy for 10 or more months of the respective year, considering the last 5\navailable years (2015-2020).\n\n\nWith respect to the\ninformation on the amount of energy generated per plant, the\ninformation from the annual reports1 for 2016 and 2017 and monthly\nreports2 for 2018, 2019, and 2020 published by the Centro Nacional\nde Control de Energía (CENCE) was used. This information is tabulated in\nAnnex 1.\n\n1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArc\nhivo=3007&fecha_inic=ante\n\n2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArc\nhivo=3007&fecha_inic=ante\n\nRegarding the installed\ncapacity, within the framework of tariff file ET-095-2019, we proceeded to\nrequest information from all private generating companies and CENCE\non their installed capacities, requiring them to submit photographs of\nthe nameplates; these data were confirmed with CENCE for the current year\nthrough official communication OF-0392-IE-2021 of May 12, 2021, obtaining the\nresponse from CENCE through 0810-305-2021 of May 21, 2021. (Annex\n17).\n\nFrom the information\ndetailed in the preceding paragraph, the data corresponding to the\ninstalled capacity in kW of each plant were taken. It is important to note that, according\nto said information, none of the plants considered in the tariff analysis\nshowed changes in their capacities between 2016 and 2020. This\ninformation can be consulted in Annex 16.\n\nIn accordance with what is\nestablished in the tariff methodology, once the plant\nfactor of the sample of national wind plants for each year is obtained, the\nweighted average for each year was calculated using the installed capacity of each plant\nas the weight. Finally, for the total of the five years, the\nweighted average was calculated using the total installed capacity of each year as\nthe weight.\n\nThe plant factor\nresulting from the procedure described above for a new wind\nplant is 48.69% (see Annex 2).\n\nTherefore, the annual expected energy sale \"E\" is 4,265.14 kWh.\n\nb. Operating Costs (CE) (Costos de Explotación)\n\nThe operating costs (costos de explotación) consider the variable and fixed operating costs that are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.\n\nThe methodology approved in resolution RJD-163-2011 indicates that the calculation of this variable will be obtained by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of wind plants operating in the country, of different installed capacities, insofar as they are similar to those intended to be tariffed.\n\nFor the determination of the operating costs (costos de explotación), in this study, the information presented by private generators of new wind plants was used, within the framework of the Regulatory Accounting (Contabilidad Regulatoria) process promoted by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of RIE-132-2017, information as of December 2020. The foregoing implied the review and analysis of the information and documentation presented by the companies with their traceable and reasonable justifications regarding the costs necessary to maintain and operate the plant. It should be noted that the information included in the Regulatory Accounting (Contabilidad Regulatoria) is public and is contained in file OT-055-2021, and is also included in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report.\n\nIn this way, data were collected from the mentioned Regulatory Accountings (Contabilidades Regulatorias), from which the operating costs (costos de explotación) of the 7 plants that make up the entire sector of new private wind plants in Costa Rica were calculated.\n\nBased on the regulatory accountings (contabilidades regulatorias) presented, the subsequent clarifications and justifications submitted by the companies, and the positions presented at the public hearing, the IE carried out the analysis and assessment of costs and expenses in strict adherence to the current legal framework presented below:\n\nIn accordance with the provisions of article 4, subsection c) of the Aresep Law, Ley 7593, the fundamental objectives of Aresep are to ensure that public services are provided in accordance with the provisions of subsection b) of article 3 of said Law. Said article determines the way to set the tariffs and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow competitive remuneration and guarantee the adequate development of the activity (principle of service at cost), in accordance with the provisions of article 31 of the same Law.\n\nMeanwhile, article 6, subsections a) and d) of the Law under comment respectively indicate that it is the responsibility of the Regulatory Authority to regulate and supervise the accounting, financial, and technical aspects of public service providers, to verify the correct management of the factors that affect the cost of the service, whether the investments made, the indebtedness incurred, the levels of income received, the costs and expenses incurred, or the income received and the profitability or profit obtained, and must set tariffs and prices in accordance with the respective technical studies.\n\nLikewise, article 31 establishes technical discretion in favor of the Regulatory Authority that empowers it so that the technical analyses of income, costs, and benefits of tariff settings be done with the model or methodology that best suits the needs of the service, so that it is provided under competitive conditions and at adequate costs for the user or consumer, and must contemplate, when setting the tariffs of public services, the financial equilibrium in the provision of the service.\n\nIn this regard, article 32 of Ley 7593 establishes the following:\n\nArticle 32.- Costs not considered\n\nThe following shall not be accepted as costs of regulated companies:\n\na) Fines imposed on them for non-compliance with the obligations established by this law.\n\nb) Unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service.\n\nc) Contributions, expenses, investments, and debts incurred for activities unrelated to the administration, operation, or maintenance of the regulated activity.\n\nd) Operating expenses disproportionate in relation to the normal expenses of equivalent activities.\n\ne) Investments rejected by the Regulatory Authority because they are considered excessive for the provision of the public service.\n\nf) The value of billings not collected by the regulated companies, with the exception of the percentages technically set by the Regulatory Authority.\"\n\nFrom the foregoing, it follows that, for tariff setting, the following shall not be accepted as costs, among others: unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the service and operating expenses disproportionate in relation to the normal expenses of equivalent activities.\n\nPursuant to the cited provisions, Aresep has exclusive and exclusionary competence in the regulation, setting, and supervision of the tariffs or prices of public services, including the tariffs of electricity supply services, and is obliged to carry out technical analyses of income, costs, and benefits to determine tariff settings, observing the principles of service at cost and financial equilibrium, given that the exercise of such powers has its constitutional basis in the provisions of article 46 of the Political Constitution.\n\nIn accordance with what is indicated by the cited legal provisions (articles 3 subsection b), 4 subsection c), 6 subsections a) and d), 14, 31, and 32 of Ley 7593), the Regulatory Authority has full competence to carry out the respective assessments that lead it to determine the costs necessary for the provision of the public service. In this context, we proceed to detail, for each company, the cost and expense items not considered or excluded, with due justification in light of the provisions of article 32 of Ley 7593: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A.): Expenses totaling ₡36,519,424.69 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folios 396 and 397) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n\n\nCampos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.): Expenses totaling ₡31,487,939.80 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folio 325) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\nFila de Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.): Expenses totaling ₡35,344,555.46 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folios 154, 183 to 188, 328,329) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\nTilawind (Tilawind Corporation S.A.): Although this company presented the regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponding to 2020, it supplied the requested clarifying information out of time, and additionally, it was necessary to send an additional communication to the company regarding pending information and some clarifying aspects. In this regard, the company presented the information required by the IE in the public hearing process and it was considered in the preparation of this report.\n\nIn relation to the analysis of the operating expenses (gastos de explotación) of this company, it is highlighted that the information reported in its regulatory accounting (contabilidad regulatoria) corresponds to costs and expenses for a period of 15 months (from October 2019 to December 2020), due to the modification in the fiscal year-end, established to end in December of each year, by virtue of the Law for the Strengthening of Public Finances (Ley 9635). The foregoing, given that prior to the aforementioned modification of the fiscal period, this company presented its accounting information as of September.\n\n\n\nExpenses totaling ₡61,520,862.57 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folios 189, 191, 302, 303, 330, 331, 525, 526) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n\n\nVientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A.): Expenses totaling ₡173,608,176.64 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folios 396 and 397) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n\n\nVientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A.): Expenses totaling ₡20,517,481.13 are excluded, according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folio 374) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report, for the reasons detailed below for each of the expenses not considered:\n\n\n \n\nVientos del Este (Aeroenergía S.A.): The expense for procedures related to proceedings with the Regulatory Authority (complaints or queries) for an amount of ₡1,544,036.23 is excluded, because it is not considered necessary for the public service according to subsection b) of article 32, this according to the information presented by the company available in OT-055-2021 (folios 192 to 195, 214 to 216, 326, 327) and in Annex 21 \"Información de Contabilidad Regulatoria\" of this report.\n\nBased on the previous data, given that said data are in colones, we proceeded to index them using the BCCR Manufacturing Price Index3 up to the month with the last published value at the time of the public hearing (August 2021).\n\n3 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526\n\nSubsequently, these indexed values (which were in colones per kW) were converted to the United States dollar currency by dividing by the simple average of the BCCR Reference Sale Exchange Rate4, and finally, the weighted average of the operating costs (costos de explotación) of each plant by the installed capacity was calculated.\n\n4 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400\n\nTherefore, the operating cost (CE) (costo de explotación) resulting from the procedure described above for a new private wind plant is US$104.75 per kW (see Annex 3).\n\nc. Fixed Cost of Capital (CFC) (Costo Fijo del Capital)\n\nThrough the CFC component, competitive returns are guaranteed for investors with those they could obtain in other investments with a similar risk level, in order to make the alternative of participating in the development of the plant attractive.\n\nThe CFC depends on the amount of the initial investment (M) and on the conditions of said investment (FC), among which are the level of leverage used (debt/capital contribution ratio), the financing conditions (interest rate, payment method and term), the expected rate of return by investors on their contributions, the investment recovery period (economic life), the age of the plant and its useful life, among others.\n\nThe CFC is calculated as follows:\n\nCFC = M * FC\n\nWhere M is the total amount of the unit investment, and FC is the factor reflecting the investment conditions.\n\nThe CFC depends on the following variables:\n\nUnit investment amount (M)\n\nThe investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.\n\nIn this application of the methodology, the first calculation option included in resolution RJD-163-2011 was used, considering that data exists for it, which indicates the formation of a sample of at least 20 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, from reliable sources.\n\nThe investment amount is calculated as follows:\n\n. From the information available at the Regulatory Authority on the wind plants in the current tariff setting, the data of the wind projects participating in the ICE calls 01-2012 and 02-2014, 6 Latin American projects (Chile, Argentina, Panama), and the original costs of the 7 new wind plants from the regulatory accounting data (datos de las contabilidades regulatorias) presented by the companies are included. With the previous information, there is a sample of 28 wind plants.\n\n. For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is available; in the case of the 7 new wind plants, the date of entry into operation of each plant is considered, information requested from CENCE through OF-0392-IE-2021 of May 12, 2021, and provided by said entity through official communication 0810-305-2021 of May 21, 2021. (Annex 17).\n\n. First, the investment cost values were indexed to August 2021, considering the last Producer Price Index for the Turbine and Transmission Equipment Industry (PCU33361-33361)5.\n\n5 This information is obtained from the Bureau of Labor Statistics at: Bureau of Labor Statistics Data (bls.gov)\n\n. Subsequently, for this sample of indexed unit investment cost data, the weighted average by installed capacity is calculated to obtain the average investment cost value of the sample, which is US$2,017.02 per kW.\n\nFinally, the standard deviation of the investment costs of the sample is calculated, obtaining a value of US$ 306.96 per kW. With the above information, the upper and lower limits of the tariff range are calculated, as will be detailed later.\n\nTherefore, a weighted average investment value of US$ 2,017.02 per kW is obtained (see Anexo 12).\n\nInvestment Conditions Factor (FC)\n\nThe FC factor is calculated using the following equation, which determines the amount of the uniform fee, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return.\n\nWhere \"v\" is the economic life of the project, \"e\" is the age of the plant, \"t\" is the income tax rate, \"?\" is the return on capital contributions, \"?\" is the leverage, \"i\" is the interest rate, and \"d\" is the debt term.\n\na. Leverage\n\nLeverage is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the leveraged beta formula defined later. As established by the tariff methodology, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant available at the Regulatory Authority will be used for this calculation.\n\nFor this sample, the weighted average by installed capacity of each plant was calculated. To perform the calculation, financing information for electrical projects available in the Aresep databases was used; additionally, in this tariff-setting proposal, the leverage information for the 7 new wind plants, obtained from the regulatory accounting with a cutoff date of December 31, 2020, was used. These leverage data were analyzed and validated by the IE. In the case of the Tilawind S.A. plant, the company provided the additional clarifying information requested by the IE during the public hearing process, so this plant was considered in the analysis corresponding to this report.\n\nTherefore, information is available for 20 wind projects from the data of the 1st and 2nd ICE Calls, as well as the updated leverage information as of December 2020 corresponding to the regulatory accounting of the new wind plants.\n\nThe weighted average financial leverage of the projects for which information is available is 77.31% (see Anexo 4).\n\nb. Return on Capital Contributions (?)\n\nThe level of return will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), according to the information sources indicated in resolution RJD-027-2014, which are the following:\n\n. The risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as the one used to calculate the risk premium is used, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\nThe data for the last 5 years is averaged. For this case, the average risk-free rate for the last 5 years is 2.02% (see Anexo 5).\n\n. Risk Premium (PR): The variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used, which is available on the website: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls\n\nThe data for the last 5 years is averaged. For this case, the simple average of the risk premium for the last 5 years is 5.33% (see Anexo 6).\n\n. Country Risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called \"Risk Premiums for the other markets\" where the country risk is called \"Country Risk Premium\". The values for this variable and the unlevered beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html\n\nThe data for the last 5 years is averaged. For this case, the simple average of the country risk for the last 5 years is 4.61% (see Anexo 7).\n\n. Relationship between debt and equity (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 in the subsection called leverage (RJD-027-2014) will be used.\n\nIn this case, the leverage calculated in point a. above is used, which results in 77.31%.\n\n. Unlevered Beta: For the unlevered beta value (?d), the \"Utility General\" values set in previous tariff settings are taken, and for the 2020 data, the value is taken from the information published by Dr. Aswath Damodaran at:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. The data for the last 5 years is averaged. For this case, the value obtained for the unlevered beta is 0.2601 (see Anexo 8). When levered according to the provisions of the tariff methodology, it results in a levered beta level of 0.8806.\n\nIt is important to note that on this occasion, the marginal unlevered beta from the Excel file on Damodaran's website was used, which contemplates the tiered corporate tax, more aligned with the reality of companies whose income tax rate is also tiered in our country and whose tax regulations contemplate a series of deductible expenses that mean the total rate is not ultimately paid. Furthermore, upon consulting the author of the information source, it was clarified to us that the marginal rate must be used since interest payments are tax-deductible (which generates a tax shield and saves taxes) (see Anexo 19).\n\n. Income tax rate: It is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Ley 7092.\n\nTherefore, the level of return for new wind plants is 11.32% (see Anexo 9).\n\nc. Interest Rate\n\nThe monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Central Bank of Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used.\n\nThe arithmetic average of the last sixty months, that is, from July 2016 to August 2021, is 7.44% (see Anexo 10) considering the 60 months prior to the public hearing.\n\nIt is important to note that the Central Bank of Costa Rica modified the calculation methodology for the interest rates it publishes on its website, changing from window rates to effectively negotiated rates, starting in April 2019. The tariff methodology establishes that the monthly average of the last sixty months must be considered; this average from April 2019 to August 2021 corresponds to rates negotiated by private banks. As time passes, the average calculated for the last sixty months will consider more data on negotiated rates and fewer window rates, until the complete series corresponds to negotiated rates.\n\nd. Economic Life of the Project (v)\n\nAs established in resolutions RJD-163-2011 and RJD-027-2014, for the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that the economic life is half the useful life of the project, estimated at 40 years.\n\ne. Debt Term (d) and Contract Term\n\nAs established by resolutions RJD-163-2011 and RJD-027-2014, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum allowed by law.\n\nf. Age of the Plant\n\nGiven that, in this methodology, the plants are new, a value of zero is assigned to this variable.\n\nTherefore, applying the Investment Factor (FC) formula, a value of 0.1144 is obtained (see Anexo 11).\n\nFinally, once the investment factor (FC) and the investment amount (M) have been calculated, both are multiplied to obtain the Fixed Cost of Capital (CFC), the result of which is US$ 230.68 per kW.\n\nd. Definition of the Deviation for the Tariff Band\n\nAccording to the current methodology (RJD-163-2011) and its amendments, to establish the tariff band, the following steps are carried out:\n\ng. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in US$ 306.96 per kW (see Anexo 12).\n\nh. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, i.e., US$ 2,017.02 + US$ 306.96 per kW = US$ 2,323.97 per kW (see Anexo 12).\n\ni. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations, i.e., US$ 2,017.02 - 3 *\n\nUS$ 306.96 per kW = US$ 1,096.14 per kW (see Anexo 12).\n\nAt no time may the prices paid for the purchase of electrical energy be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band, as established in Article 21 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley No. 7200.\n\ne. Calculation of the Tariff Band and Tariff Structure\n\nBelow is a summary of all the variables calculated in this tariff application, where the price respects the technical specifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, which resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and regulatory specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places:\n\nThe seasonal hourly structure used is the one approved by RJD-163-2011. The reference tariff structure for a new wind electricity generation plant according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011 is:\n\nIn this regard, it is necessary to clarify that the tariff methodology establishes that the parameters composing the tariff structure must be updated based on the ICE reports. Therefore, the IE, through OF-0100-IE-2021 of February 9, 2021, reiterates to the ICE what was requested on previous occasions regarding the update of the dimensionless parameters, requiring it to submit the duly justified information, the proposed dimensionless values, as well as an exhaustive detail of the input data, assumptions, technical support, and applied methods. In response, the ICE responds through 0610-018-2021 of February 26, 2021, referring to the \"Propuesta para la estructura horario-estacional en los precios de compra de energía a generadores independientes\" (Proposal for the seasonal-hourly structure in energy purchase prices for independent generators), sent to the IE on April 8, 2020, via note 5500-0306-2020.\n\nIn general terms, in said proposal, the ICE stressed the need for a tariff structure to issue economic signals and optimize the installation and use of infrastructure. It also noted that using marginal costs was inconvenient due to their volatility and their subsequent impact on the cash flow of the ICE and private generators.\n\nRegarding the update of the tariff structure, it is necessary to indicate that since 2019, the IE has held meetings with the ICE to obtain clarifications on the criteria used in the proposed update of the new dimensionless values. Along these same lines, this Intendencia has reiterated that this information be provided in the terms indicated in official letters OF-0078-IE-2019, OF-0427-IE-2020, and OF-0799-IE-2020.\n\nFor its part, as recorded in response letters 0510-351-2020, 5500-0538-2020, and 5500-0538-2020, although significant changes are proposed, the ICE has insisted that these numerical values are supported by expert judgment, without providing the technical justification for the criteria used in each of the incorporated dimensionless parameters; a situation that limits the possibility of carrying out a well-founded regulatory analysis, which is a necessary condition to explain to all interested parties, with solid and traceable technical support, the changes incorporated into the tariff structure.\n\nIn this context, despite the efforts made by the Intendencia to have this information provided in the requested terms, the ICE continues to fail to technically justify each of the dimensionless values and their differences between the current and proposed parameters. This proposal must be duly justified, since these variations in the parameters represent incentives for the regulated entities to deliver energy at different times of the day and year, which entails a different economic retribution. Thus, by virtue of the foregoing, it was not possible to consider the proposal sent by the ICE in this study.\n\nIn this regard, it is important to indicate that these dimensionless parameters in the calculation of the tariff structure must be the result of exercising the needs to meet the country's electricity demand (load curve), types of plants, generation source, economic pre-dispatch, etc. In this sense, since the technical reasons used by the ICE to determine the level and differences between the current and proposed numerical values are not available, it is impossible for this Intendencia to modify and implement them, given the absence of calculation traceability for the proposed data.\n\nTherefore, the justification provided by the ICE for its technical analysis has been insufficient for the Intendencia, since it is vital to have this information to provide regulatory support and motivate the changes to be made regarding the current tariff structure.\n\nf. Other Considerations\n\n. Currency in which the tariff will be expressed\n\nAs established by resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States of America dollars (US$ or $).\n\nThe conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.\n\n. Adjustment of the tariff band values\n\nThe tariff band values will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley 7593.\n\n. Obligation to present information\n\nOther considerations: To improve this methodology in the future, it is established that new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually present audited financial information (including operational and maintenance, administrative, and individual investment expenses) as well as their due justification to Aresep. In this way, Aresep may have better information to adjust the model to real operational conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be presented at least annually.\n\n. Application of the methodology\n\nThe model presented is applicable to tariff settings for energy sales to the ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework of Chapter 1 of Ley No. 7200, and for those purchases and sales of electrical energy from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley No. 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep. A new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not have generated energy that was sold under any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.\n\n. Regulatory Accounting\n\nTo indicate to the new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Ley No. 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementación de La Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por Generadores privados amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice\" (Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Private Generators under Chapter I of Ley No. 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies dedicated to Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework) of December 22, 2017, and its updates.\n\n[.]\n\nIV. CONCLUSIONS:\n\n1. From the application of the tariff methodology approved for new private wind generators, it is obtained that the average plant factor is 48.69%, the average financial leverage value is 77.31%, the return is 11.32%, the average operating cost is 104.75 US$ per kW, and the average investment cost is 2,017.02 US$ per kW.\n\n2. Based on the update of the variables that make up the tariff methodology for new private wind generation plants, a reference tariff of US$ 0.07864 is obtained, a lower band (lower limit) of US$ 0.05395 per kWh, and an upper band (upper limit) of US$ 0.08687 per kW.\n\n3. The proposed tariff structure for private generation with new wind plants is as follows:\n\n[.]\n\nII. That, regarding the public hearing, from the cited official letter IN-0113-IE-2021, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\n1. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal entity identification number 4-000-042139, represented by Mr. Kenneth Lobo Méndez, bearer of identity card number 2-0555-0804, in his capacity as Special Administrative Attorney-in-Fact.\n\nObservations: Presents a written submission (visible on folio 69).\n\nNotifications: To email: gcuberob@ice.go.cr for Gricelio Cubero Badilla, fcordero@ice.go.cr for Francisco Cordero Hidalgo, and jsalashi@ice.go.cr for Juan Carlos Salas Hidalgo.\n\nSummary:\n\na. On operating costs: The ICE indicates that the operating cost analysis does not contemplate cost optimization signals and that the growth recognized by the IE is not related to the evolution of prices reflected in the IPP-MAN nor to the wage growth of the private sector.\n\nThe ICE states that private generators justify the items and the information provided, which are mostly related to operating and maintaining the public service; however, it is the IE's responsibility to analyze and discriminate whether these costs provided meet the criteria of reasonableness, proportionality, and suitability to be incorporated into the tariff paid by the electricity service customer, a process that is not demonstrated to have been carried out in the file.\n\nFurthermore, it indicates that in ordinary tariff settings for electricity sales to which the ICE is subjected, the IE has always carried out an exhaustive process of analysis and requests for additional information, for which, if not satisfied, it incorporates its own estimates. However, it argues that with private generators, it limits itself to excluding items, maintaining, in the vast majority of cases, the values presented by the companies without any questioning.\n\nThe ICE requests that the costs presented by private generators be recognized for tariff purposes in such a way that their optimization is sought, and that their growth aligns with the evolution of the IPP-MAN.\n\nResponse:\n\nIn response to the arguments presented by the opponent, it is indicated that in all tariff settings, the IE conducts a rigorous technical analysis of the information provided by private generators, with the purpose of ensuring the principle of service at cost, in accordance with the methodology and its current reforms, seeking to harmonize the interests of users, consumers, and public service providers.\n\nIn this sense, the information presented through the Regulatory Accounting of each of the new wind plants, in accordance with resolution RIE-132-2017, allows reflecting the balances of the accounting accounts related to the provision of the public service, so the Intendencia has reviewed and evaluated the data obtained from said regulatory accounting of the plants used for the calculation of operating costs.\n\nIn this regard, it is important to mention that, concerning operating costs, the referenced methodology RJD-163-2011 established:\n\n\"The operating cost represents the costs necessary to maintain and operate a wind plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with utilities or profits.\n\nThe calculation of this value will be done by determining a sample of the operating costs (operation, maintenance, and administrative) of electrical plants, to the extent possible, similar to the plants for which tariffs are intended to be applied.\"\n\nIn compliance with the foregoing and as established in Articles 14, 24, 32 of Ley 7593 and Article 16 of the Reglamento of said Law, the IE, in the follow-up processes to the information presented by the companies in their regulatory accounting, in order to verify its veracity regarding the accounting records, their respective allocation by activities, as well as to validate that the balances presented in the cost, expense, and investment items correspond to elements necessary for the provision of the public service, proceeded to request the companies to demonstrate that such costs/investments are those necessary to operate and maintain the public service of electricity generation for each plant through the disaggregation, justification, and presentation of supporting information for the amounts recorded in said accounting accounts. This is because, according to resolution RIE-132-2017, although the items listed in the regulatory chart and manual of accounts have balances, this does not necessarily imply their recognition at the tariff level.\n\nConsistent with the above, the ICE is incorrect in indicating that the analysis carried out by the IE is not demonstrated in the file, because as a result of this review and analysis process by the IE, which is recorded in the file processing this study (ET-042-2021) and in OT-055-021 as detailed in section b. Costos de Explotación (CE) (Operating Costs (CE)), from the additional information provided by the generators at the time of the public hearing, it was possible to carry out a purging of the operating costs, in which the justifications and supporting documentation provided by the companies were assessed to determine the relationship of said items and their balances with the provision of the public service. This was done in order to exclude as operating costs those that do not comply with what is established by the current tariff methodology.\n\nTherefore, what is indicated by the ICE that the values presented by private generation companies are recognized without any questioning is an erroneous statement, since the IE, in strict adherence to the tariff methodology, has carried out a process of review, analysis, and assessment of the operating costs, resulting in the exclusion of those that have not been sufficiently and reasonably justified as necessary to provide the public service or that have been considered excessive or disproportionate, in compliance with the provisions of Article 32 of Ley 7593.\n\nNow, the ICE states that the growth recognized by the IE is not related to the evolution of prices reflected in the IPP-MAN nor to the private sector wage growth, about which it is pertinent to mention that the manufacturing price index (IPP-MAN) from the Central Bank of Costa Rica (BCCR) is used for updating operating costs. In this regard, the current methodology is clear in indicating that operating costs are the necessary costs for the adequate development of the regulated activity. Therefore, although the evolution of the factors mentioned by the opponent may be taken as a reference in the process of reviewing and evaluating the companies' costs and expenses, it is not the only element to consider, as the tariff analysis must be comprehensive.\n\nIn this context, the IE carries out the respective technical reviews and assessments of the justifications and information provided by each company, with the purpose of determining that the operating costs recognized in the tariff are indeed those necessary to maintain and operate the plant, in accordance with the tariff methodology.\n\nb. Regarding the calculation of the unit investment amount: The ICE indicates that in the sample for the calculation of unit investment, the IE considered the projects Montes de Oro, Segeléctrica, Guayabos, and Montezuma twice, both for the 2012 call and the 2014 call, being the same projects.\n\nIn this regard, it requests that the projects Montes de Oro, Segeléctrica, Guayabo, and Montezuma presented in the ICE Call 01-2012 be excluded from the sample of plants and projects used to determine the unit investment, because the updated costs of these same four projects are presented in the ICE Call 02-2014, and they should not be duplicated.\n\nResponse:\n\nIn response to what was indicated, once the assessment was carried out by the IE, it was determined that the ICE's statement is correct, considering that the sample for calculating the unit investment included the projects Montes de Oro, Segeléctrica, Guayabos, and Montezuma twice, in the 2012 and 2014 calls. Based on the foregoing, the opponent is informed that, once the respective assessments were made, the investment costs in this report have been adjusted.\n\nc. Regarding the update of interest rates: The ICE points out that the IE uses the interest rate values for the 60-month period from July 2016 to June 2021, resulting in an average interest rate of 7.62%. However, it indicates that because the public hearing will be held on September 2, 2021, the last 60 months prior to the public hearing would end in August 2021 and not in June 2021, as the IE did in this proposal.\n\nThe ICE requests that the interest rate on dollar loans from private banks to the industrial sector be updated to the corresponding period from September 2016 to August 2021, to comply with the values for the last 60 months indicated by the methodology.\n\nResponse:\n\nIn this regard, the ICE is informed that the average interest rate was duly updated in this report, considering the average from September 2016 to August 2021, as evidenced in the section \"c. Costo fijo del capital (CFC)\" (Fixed Cost of Capital (CFC)) and Anexos 10 and 20.\n\nd. Regarding the update of the selling exchange rate: The ICE indicates that because the update of the variables is as of June 2021 according to the report, the IE uses the average exchange rate for that month. However, the IE must use the average selling exchange rate for the month closest to the hearing, in order to be consistent with the other variables.\n\nThe ICE requests that the reference selling exchange rate values from the BCCR be updated to the month of July 2021.\n\nResponse:\n\nIn this regard, the ICE is informed that the exchange rate was duly updated in this report, considering the average for August 2021, as evidenced in Anexo 20.\n\n2. Opposition: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identification number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 04-0129-0640, in his capacity as General Attorney-in-Fact with sum limit.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing.\n\nPresents a written submission (visible on folio 70).\n\nNotifications: To email: alyvisa@acope.com\n\nSummary:\n\nRegarding the calculation of the plant factor: ACOPE indicates that the Intendencia de Energía calculates the plant factor including the wind plants Guanacaste (with a capacity of 52250 kW), Orosi (with a capacity of 51750 kW), and Chiripa (with a capacity of 50985 kW), all of them BOT-type plants with a contract under Chapter 2 of Ley 7200, and with installed capacities close to 50 MW. In this regard, it states that since they differ greatly from the size of the plants being tariffed in this setting, the Intendencia de Energía is requested to exclude them from the plant factor calculation.\n\nResponse:\n\nRegarding the sample used for the plant factor: the current methodology approved in resolution RJD-163-2011 establishes in section \"iv. Expectativas de venta (E)\" (Sales Expectations (E)) the following:\n\n\"(.)\n\nFor the determination of the plant factor (factor de planta, fp), load factor or plant factor values shall be considered, solely from national plants, considering the information for the last five available years, according to the Regulatory Authority's database. The plant factor information from the tenders held to acquire energy shall be included as additional data to the actual information used.\n\nFor these purposes, a weighted average of the load factors of private generators that have been generating for a substantial portion of the respective year (10 or more months) or what was indicated by the bidder in the tenders shall be considered.\n\nThe weighting for each year shall be based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years plus the additional information from the calls for bids shall be based on the installed capacity of each of the years and data included.\"\n\nIn this regard, as observed from the excerpt of the methodology cited above, for the calculation of the plant factor, a weighted average of the plant factors of national plants of private generators that have been generating for a period of 10 months or more in a year must be considered. Therefore, as detailed in section 3.a Sales Expectations (Expectativas de Venta, E), the IE, in compliance with the provisions of the tariff methodology, proceeded to calculate the plant factor considering the information from all national private wind generation plants, according to the available information.\n\n3. Opposition: Fila de Mogote D C R Sociedad de Responsabilidad Limitada, legal ID number 3-102-155950, represented by Mr. Enrique Morales González, identity card number 01-0606-0457, in his capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing. Submits a written brief (visible at folio 71).\n\nNotifications: To the email address: emorales@huntcostarica.com\n\nSummary:\n\na. Regarding the calculation of the plant factor: Fila de Mogote DCR indicates that the Energy Directorate calculates the plant factor including the wind plants Guanacaste (with a capacity of 52250 kW), Orosi (with a capacity of 51750 kW), and Chiripa (with a capacity of 50985 kW), all of which are BOT-type plants with a contract under Chapter 2 of Law 7200, and with installed capacities close to 50 MW. In this regard, it states that since these differ greatly from the size of the plants being tariffed in this setting, the Energy Directorate is requested to exclude them from the calculation of the plant factor.\n\nResponse:\n\nThe arguments presented by the company Fila de Mogote DCR are identical to those contained in the written opposition submitted by ACOPE.\n\nTherefore, the opposing party is referred to the response given to ACOPE in opposition 2.\n\nb. Regarding operating costs: The company affirms that in the tariff proposal, after the submission of regulatory accounting, exclusions were made to its operating costs that do not seem justifiable, and it proceeds to provide clarifications on each of the excluded costs.\n\nFila de Mogote requests that the clarifications made regarding the operating costs that were excluded from the regulatory accounting be considered and included in the analysis performed.\n\nResponse:\n\nRegarding operating costs, based on the information provided, a technical assessment of their recognition was carried out, using the corresponding justifications in the position as support, in the following terms:\n\n1. An analysis was performed on the additional information provided by the company, therefore the exclusion of the expense for \"Wind Plant Employees Medical Insurance\" in the amount of ?8,752,132.06, under account 5.2.1.03.01.Personnel, is maintained, because the company did not provide information justifying this item as a proper and necessary expense for the provision of the public service; furthermore, it is clarified that the costs of social charges and the respective work risk insurance policy were considered. Therefore, since these items are already recognized, in accordance with subsections b and d of Article 32 of Law 7593, this expense is considered unnecessary and excessive.\n\n2. Regarding the expense \"Tests for New Plant Personnel Entry\" in the amount of ?842,575.00, under account 5.2.1.03.01. Personnel, based on the justification provided by the company in its position regarding the necessity of this item for the provision of the public service, the recognition of this expense is adjusted as part of the operating costs.\n\n3. Regarding the expense \"Office Consumables\" in the amount of ?1,269,779.23 under account 5.2.1.03.06. Others, the company indicates as justification that, as stated at the time of providing the information, this item includes consumables that are office materials and supplies required by personnel working in plant operation and monitoring. However, this statement does not coincide with what was indicated in the homologation of regulatory accounts in the chart of accounts for the 2020 period, in which the company indicates that this item refers to expenses associated with employee entertainment, an expense not necessary for the provision of the service.\n\nBy virtue of the foregoing, a contradiction arises between the two arguments presented by the company, which leads to uncertainty that prevents this Directorate from determining whether this item is necessary for the public service, therefore the exclusion of this expense from operating costs is maintained.\n\n4. Regarding the expense \"Office Consumables\" in the amount of ?1,189,732.67 under account 5.2.1.03.06. Others, the company indicates in its position that it corresponds to per diems for employees when they hold meetings, visits, or transfers outside the plant. However, because an amount of ?1,927,216.37 for per diems is also recognized tariff-wise under account 5.2.1.03.06. Others, the exclusion of said expense is maintained as it is considered disproportionate or excessive, according to subsection d of Article 32 of Law 7593.\n\n5. Regarding the expenses \"Legal Services for Legal Compliance required by entities\" in the amount of ?4,478,828.57, \"Tax Compliance\" in the amount of ?3,740,831.00, and \"Plant Personnel Payroll Calculation Service\" in the amount of ?3,917,051.98, the company did not provide in its justification the necessary information to demonstrate that these items and amounts correspond to a necessary expense for the provision of the public service. It is important to note that, as indicated in report IN-0087-IE-2021, the administrative services for managing the administrative part of the plant, namely, human resources, accounting, administration of the contract with ICE, legal, among others, are included as part of the tariff expenses recognized for the company.\n\nTherefore, the exclusion of the expenses in question is maintained as they are not justified as necessary for the public service and are considered excessive or disproportionate according to subsections b and d of Article 32.\n\nConsequently, this Directorate agrees with what was indicated by the company Fila de Mogote only with regard to account 5.2.1.03.01\n\nSalaries, for the recognition of the expense \"Tests for New Plant Personnel Entry\" in the amount of ?842,575.00, and therefore this adjustment is incorporated into section b. Operating Costs (Costos de Explotación, CE) of this report.\n\n4. Opposition: Aeroenergía S.A., legal ID number 3-101-155347, represented by Mr. Salomón Lechtman Koslowski, identity card number 1-0527-0594, in his capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing. Submits a written brief (visible at folios 72 to 77).\n\nNotifications: To the email addresses salo@gecoenergía.com and info@gecoenergia.com\n\nSummary:\n\nRegarding the calculation of the plant factor: Aeroenergía S.A. indicates that the Energy Directorate included the values of the Orosí, Guanacaste, and Chiripa wind plants, which operate with a BOT contract under Chapter 2 of Law 7200 and have installed capacities of up to 50 MW, which exceeds the 20 MW of the private wind plants intended to be tariffed.\n\nTherefore, it states that plants with BOT contracts and capacities close to 50 MW should not be considered for purposes of calculating the plant factor.\n\nResponse:\n\nThe arguments presented by the company Aeroenergía S.A. are identical to those contained in the written opposition submitted by ACOPE. Therefore, the opposing party is referred to the response given to ACOPE in opposition 2.\n\n5. Opposition: Inversiones Eólicas Campos Azules Sociedad Anónima, legal ID number 3-101-644281, represented by Ms. María Fernanda Esquivel Rodríguez, identity card number 1-1167-0010, in her capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing.\n\nSubmits a written brief (visible at folio 78).\n\nNotifications: To the email addresses: cmic-notificaciones@somoscmi.com and alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nSummary:\n\nRegarding operating costs: The company opposes the exclusion of costs in the amount of ?31,487,939.80 colones, regarding which it states that ARESEP omits providing the reasoning for excluding the operating costs, and furthermore that such exclusions affect the real calculation of the plant's operating costs, reducing the possibilities of operating and covering its operational and contractual obligations. It also indicates that it has not been given the opportunity to share all the supporting evidence that may be required by ARESEP.\n\nThe company Campos Azules requests that all the justifications for operating costs presented be taken into account, so that they are included as valid for operating and delivering a public service.\n\nResponse:\n\nThe company did not provide the necessary information to justify and demonstrate that the excluded items and their amounts correspond to necessary expenses for the provision of the public service. It is pertinent to highlight that in section b. Operating Costs of report IN-0087-IE-2021 brought to public hearing, the Directorate analyzed each excluded expense individually, detailing the respective justification for its exclusion in compliance with Article 32 of Law 7593 and the principle of cost-of-service, therefore the company is incorrect in stating that ARESEP did not provide the reasoning for the exclusion of said items.\n\nIn this regard, the company erroneously claims that it was not given the opportunity to provide the required supporting information, considering that as part of the follow-up to the presentation of the regulatory accounting, through official letter OF-0442-IE-2021 of June 7, 2021, the company was requested to demonstrate that said costs or expenses are those necessary to operate and maintain the public electricity generation service. In that sense, the company, in its response letter of June 17, 2021, did not submit the justifications or supporting information that would allow determining that said expenses were necessary to provide the public service.\n\nFurthermore, as the public hearing is an additional space for the company to provide additional information in this regard, in the information supplied it also does not provide the necessary justifications to demonstrate that said costs or expenses are necessary to maintain and operate the plant, as established by Law 7593 and the principle of cost-of-service.\n\nRegarding the exclusion of items in operating costs, based on the information provided, a technical assessment of the justifications given by the company in its position for each expense was carried out, in the following terms:\n\n1. Regarding the expense for \"donations\" classified under account 5.2.3. Social and environmental costs in the amount of ?16,918,436.99 colones, its exclusion is maintained since the company did not demonstrate, within the information supplied, the reasons for determining that this item is necessary to maintain and operate the plant.\n\n2. Regarding the expenses for \"other consultancies\" and \"external legal services\" in the amounts of ?13,852,802.81 and ?716,700 respectively, classified under account 5.3.1.01.03 Contracted services, the company provided generic arguments without providing, within the information supplied, the justifications for which these items are necessary to provide the public service. In addition, administrative services for managing the administrative part of the plant, namely, human resources, accounting, commercial, bank management, among others, are included as part of the tariff expenses recognized. Therefore, the exclusion of the expenses in question is maintained as they are not justified as necessary for the public service and are considered excessive or disproportionate according to subsections b and d of Article 32.\n\n6. Opposition: Costa Rica Energy Holding S.A., legal ID number 3-101-457242, represented by Ms. María Fernanda Esquivel Rodríguez, identity card number 1-1167-0010, in her capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing.\n\nSubmits a written brief (visible at folio 78).\n\nNotifications: To the email addresses: cmic-notificaciones@somoscmi.com and alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nSummary:\n\nRegarding operating costs: The company opposes the exclusion of costs in the amount of ?20,517,481.13 colones, regarding which it states that ARESEP omits providing the reasoning for excluding the operating costs, and furthermore that such exclusions affect the real calculation of the plant's operating costs, reducing the possibilities of operating and covering its operational and contractual obligations. It also indicates that it has not been given the opportunity to share all the supporting evidence that may be required by ARESEP.\n\nFurthermore, it argues that there is an error in the tariff calculation Excel sheet, as the amount taken to the tariff calculation is ?1,257,785,625.97, which represents exclusions of ?51,563,101.04, while further down ARESEP only justifies ?20,517,481.13, so the amount ?1,288,831,245.88 should be used.\n\nThe company Energy Holding requests that all the justifications for operating costs presented be taken into account, so that they are included as valid for operating and delivering a public service, and that the arithmetic of the tariff calculation be corrected in the terms previously indicated.\n\nResponse:\n\nThe company did not provide the necessary information to justify and demonstrate that the excluded items and their amounts correspond to necessary expenses for the provision of the public service. It is pertinent to highlight that in section b. Operating Costs of report IN-0087-IE-2021 brought to public hearing, the Directorate analyzed each excluded expense individually, detailing the respective justification for its exclusion in compliance with Article 32 of Law 7593 and the principle of cost-of-service, therefore the company is incorrect in stating that ARESEP did not provide the reasoning for the exclusion of said items.\n\nIn this regard, the company erroneously claims that it was not given the opportunity to provide the required supporting information, given that as part of the follow-up to the presentation of the regulatory accounting, through official letter OF-0444-IE-2021 of June 7, 2021, the company was requested to demonstrate that said costs or expenses are those necessary to operate and maintain the public electricity generation service. In that sense, the company, in its response letter of June 17, 2021, did not submit the justifications or reasons that would allow determining that said expenses were necessary to provide the public service.\n\nFurthermore, as the public hearing is an additional space for the company to provide additional information in this regard, in the information supplied it also does not provide the necessary justifications to demonstrate that said costs or expenses are necessary to maintain and operate the plant, as established by Law 7593 and the principle of cost-of-service.\n\nRegarding the exclusion of items in operating costs, based on the information provided, a technical assessment of the justifications given by the company in its position for each expense was carried out, in the following terms:\n\n1. Regarding the expense for \"donations\" classified under account 5.2.3. Social and environmental costs in the amount of ?7,406,894.07 colones, its exclusion is maintained since the company did not demonstrate, within the information supplied, the reasons why this item is necessary to maintain and operate the plant.\n\n2. Regarding the expenses for \"external legal services\" in the amount of ?13,110,587.06, classified under account 5.3.1.01.03 Contracted services, the company provided generic arguments without providing, within the information supplied, the justifications for which these items are necessary to provide the public service. In addition, administrative services for managing the administrative part of the plant, namely, human resources, accounting, commercial, bank management, among others, are included as part of the tariff expenses recognized for the company. Therefore, the exclusion of the expenses in question is maintained as they are not justified as necessary for the public service and are considered excessive or disproportionate according to subsections b and d of Article 32.\n\nRegarding the company's statement that there is an error in the amount of operating expenses in the tariff calculation Excel sheet, the IE, after the corresponding assessment, determined that what the company indicates is correct, in that the Excel sheet where the tariff model is applied excluded an expense amount of ?51,563,101.04, when it was appropriate to exclude ?20,517,481.13. Therefore, the expense amount for the company Energy Holding is adjusted in the calculation of operating costs, as can be observed in section b. Operating Costs (CE) of this report.\n\n7. Opposition: Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., legal ID number 3-101-512403, represented by Ms. María Fernanda Esquivel Rodríguez, identity card number 1-1167-0010, in her capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing. Submits a written brief (visible at folio 78).\n\nNotifications: To the email addresses: cmic-notificaciones@somoscmi.com and alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nSummary:\n\nRegarding operating costs: The company opposes the exclusion of costs in the amount of ?36,519,424.69 colones, regarding which it states that ARESEP omits providing the reasoning for excluding the operating costs, and furthermore that such exclusions affect the real calculation of the plant's operating costs, reducing the possibilities of operating and covering its operational and contractual obligations. It also indicates that it has not been given the opportunity to share all the supporting evidence that may be required by ARESEP.\n\nThe company Inversiones Eólicas Guanacaste requests that all the justifications for operating costs presented be taken into account, so that they are included as valid for operating and delivering a public service.\n\nResponse:\n\nThe company did not provide the necessary information to justify and demonstrate that the excluded items and their amounts correspond to necessary expenses for the provision of the public service. It is pertinent to highlight that in section b. Operating Costs of report IN-0087-IE-2021 brought to public hearing, the Directorate analyzed each excluded expense individually, detailing the respective justification for its exclusion in compliance with Article 32 of Law 7593 and the principle of cost-of-service, therefore the company is incorrect in stating that ARESEP did not provide the reasoning for the exclusion of said items.\n\nIn this regard, the company erroneously claims that it was not given the opportunity to provide the required supporting information, given that as part of the follow-up to the presentation of the regulatory accounting, through official letter OF-0441-IE-2021 of June 7, 2021, the company was requested to demonstrate that said costs or expenses are those necessary to operate and maintain the public electricity generation service. In that sense, the company, in its response letter of June 17, 2021, did not submit the justifications or reasons that would allow determining that said expenses were necessary to provide the public service.\n\nFurthermore, as the public hearing is an additional space for the company to provide additional information in this regard, in the information supplied it also does not provide the necessary justifications to demonstrate that said costs or expenses are necessary to maintain and operate the plant, as established by Law 7593 and the principle of cost-of-service.\n\nRegarding the exclusion of items in operating costs, based on the information provided, a technical assessment of the justifications given by the company in its position for each expense was carried out, in the following terms:\n\n1. Regarding the expense for \"donations\" classified under account 5.2.3. Social and environmental costs in the amount of ?22,385,765.20 colones, its exclusion is maintained since the company did not demonstrate, within the information supplied, the reasons why this item is necessary to maintain and operate the plant.\n\n2. Regarding the expenses for \"other consultancies\" and \"external legal services\" in the amounts of ?12,427,913.49 and ?1,705,746.00 respectively, classified under account 5.3.1.01.03 Contracted services, the company provided generic arguments without providing, within the information supplied, the justifications for which these items are necessary to provide the public service. In addition, administrative services for managing the administrative part of the plant, namely, human resources, accounting, commercial, bank management, among others, are included as part of the tariff expenses recognized for the company. Therefore, the exclusion of the expenses in question is maintained as they are not justified as necessary for the public service and are considered excessive or disproportionate according to subsections b and d of Article 32.\n\n8. Opposition: Vientos del Volcán Sociedad Anónima, legal ID number 3-101-512404, represented by Ms. María Fernanda Esquivel Rodríguez, identity card number 1-1167-0010, in her capacity as General Attorney-in-Fact without limit of sum.\n\nObservations: Does not make use of the floor at the public hearing.\n\nSubmits a written brief (visible at folio 78).\n\nNotifications: To the email addresses: cmic-notificaciones@somoscmi.com and alejandro.jimenez@somoscmi.com\n\nSummary:\n\nRegarding operating costs: The company opposes the exclusion of costs in the amount of ?173,608,176.64 colones, regarding which it states that ARESEP omits providing the reasoning for excluding the operating costs, and furthermore that such exclusions affect the real calculation of the plant's operating costs, reducing the possibilities of operating and covering its operational and contractual obligations. It also indicates that it has not been given the opportunity to share all the supporting evidence that may be required by ARESEP.\n\nThe company Vientos del Volcán requests that all the justifications for operating costs presented be taken into account, so that they are included as valid for operating and delivering a public service.\n\nResponse:\n\nThe company did not provide the necessary information to justify and demonstrate that the excluded items and their amounts correspond to necessary expenses for the provision of the public service. It is pertinent to highlight that in section b. Operating Costs of report IN-0087-IE-2021 brought to public hearing, the Directorate analyzed each excluded expense individually, detailing the respective justification for its exclusion in compliance with Article 32 of Law 7593 and the principle of cost-of-service, therefore the company is incorrect in stating that ARESEP did not provide the reasoning for the exclusion of said items.\n\nIn this regard, the company erroneously claims that it was not given the opportunity to provide the required supporting information, given that as part of the follow-up to the presentation of the regulatory accounting, through official letter OF-0443-IE-2021 of June 7, 2021, the company was requested to demonstrate that said costs or expenses are those necessary to operate and maintain the public electricity generation service. In that sense, the company, in its response letter of June 17, 2021, did not submit the justifications or reasons that would allow determining that said expenses were necessary to provide the public service.\n\nFurthermore, as the public hearing is an additional space for the company to provide additional information in this regard, in the information supplied it also does not provide the necessary justifications to demonstrate that said costs or expenses are necessary to maintain and operate the plant, as established by Law 7593 and the principle of cost-of-service.\n\nRegarding the exclusion of items in operating costs, based on the information provided, a technical assessment of the justifications given by the company in its position for each expense was carried out, in the following terms:\n\n1. Regarding the expense for \"donations\" classified under account 5.2.3. Social and environmental costs in the amount of ?6,269,872.85 colones, its exclusion is maintained since the company did not demonstrate, within the information supplied, the reasons why this item is necessary to maintain and operate the plant.\n\n2. Regarding the expenses for \"External Legal Services\" and \"Tax Advisory\" in the amounts of ?17,508,294.04 and ?153,587.02 respectively, classified under account 5.3.1.01.03 Contracted services, the company provided generic arguments without providing, within the information supplied, the justifications for which these items are necessary to provide the public service. In addition, administrative services for managing the administrative part of the plant, namely, human resources, accounting, commercial, bank management, among others, are included as part of the tariff expenses recognized for the company. Therefore, the exclusion of the expenses in question is maintained as they are not justified as necessary for the public service and are considered excessive or disproportionate according to subsections b and d of Article 32.\n\n[.]\n\nIII. That in accordance with what is stated in the preceding resultandos and considerandos and in the merit of the case file, it is appropriate to set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for the sale of electric energy to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200; as is hereby ordered.\n\nTHEREFORE\n\nTHE ENERGY DIRECTORATE\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the following tariff band for all new private wind generators that sign a contract for the sale of electric energy to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200, corresponding to the following tariff structure:\n\n| --- | --- | --- |\n\nII. To indicate to the new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology RJD-163-2011 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 electricity supply service in its generation stage.\n\nIII. To indicate to the new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 \"Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Generators covered under Chapter I of Law No. 7200, Consortia of Public, Municipal, and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation, and other similar entities authorized by the legal framework\" of December 22, 2017, and its updates.\n\nIV. To indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Law No. 7200, that if they fail to comply with the two preceding provisions (5. and 6.), the respective documentation shall be referred to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of opening the corresponding administrative procedures.\n\nV. To consider the positions of the participants in the public hearing addressed in accordance with what is set forth in Considerando II of this resolution.\n\nVI. It shall become effective as of the day following its publication in the official gazette La Gaceta.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Public Administration Act (Ley General de la Administración Pública, LGAP), it is hereby informed that the ordinary remedies of revocation (revocatoria) and appeal (apelación), as well as the extraordinary remedy of review (revisión), may be filed against this resolution. The revocation remedy may be filed before the Energy Superintendent (Intendente de Energía), who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Board of Directors (Junta Directiva), which is responsible for resolving them.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGAP, the 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 must be filed within the time limits set forth in Article 354 of said law." }