Reference Tariff Methodology for New Private Hydroelectric Generation PlantsMetodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada

The Regulatory Authority shall not be subject to the guidelines of the Executive Branch in fulfilling the powers granted to it in this Law; however, it shall be subject to the National Development Plan, the corresponding sectoral plans, and the sectoral policies issued by the Executive Branch."

For the purposes of this law, the following concepts are defined: a) Public Service: That which, due to its importance for the sustainable development of the country, is classified as such by the Legislative Assembly, in order to subject it to the regulations of this law. b) Cost-of-Service: principle that determines the manner of setting the rates and prices of public services, such that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing for a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31."

• e)To cooperate with the State entities competent in environmental protection, when dealing with the provision of regulated services or the granting of concessions."

The aforementioned public services are: a) Supply of electric energy in the stages of generation."

The Regulatory Authority shall continue to exercise the competence that Law Nº 7200 and its reforms, of September 28, 1990, grant to the National Electricity Service."

For the exclusive fulfillment of its functions, the Regulatory Authority shall have the power to inspect and record the legal and accounting books, vouchers, reports, equipment, and installations of the providers."

The Regulatory Authority must apply models for the annual adjustment of rates, based on the modification of variables external to the management of the service providers.

The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan must be central elements for setting the rates and prices of public services. Settings that threaten the financial equilibrium of the public service providing entities shall not be permitted.

The Regulatory Authority must apply models for the annual adjustment of rates, based on the modification of variables external to the management of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Executive Branch, and any other variable the Regulatory Authority deems pertinent.

Likewise, when setting public service rates, the following aspects and criteria must be considered, when applicable:

• a)Guaranteeing financial equilibrium.
• b)The recognition of the cost structures of the different mechanisms for contracting project financing, their special forms of payment, and their effective costs; including, but not limited to, B-type schemes (build and operate, or build, operate, and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.
• c)The protection of water resources, environmental costs, and services."

Costs from the regulated companies shall not be accepted:

• a)Fines imposed on them for non-compliance with the obligations established by this law.
• b)Unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service.
• c)Contributions, expenses, investments, and debts incurred for activities unrelated to the administration, operation, or maintenance of the regulated activity.
• d)Operating expenses disproportionate in relation to the normal expenses of equivalent activities.
• e)Investments rejected by the Regulatory Authority for being considered excessive for the provision of the public service.
• f)The value of unbilled charges not collected by the regulated companies, except for the percentages technically fixed by the Regulatory Authority.

• a)Board of Directors.
• b)A General Regulator and a Deputy General Regulator.
• c)Superintendency of Telecommunications (SUTEL).
• d)The Internal Audit.

The Board of Directors, the General Regulator, the Deputy General Regulator, and the members of SUTEL, shall exercise their functions and fulfill their duties in a manner consistent with the provisions of the National Development Plan, the development plans for each sector, as well as with the corresponding sectoral policies. (.)" . The General Law of Public Administration establishes:

In no case may acts be dictated contrary to unequivocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience. 2. The Judge may control the conformity with these non-juridical rules of the discretionary elements of the act, as if exercising a control of legality.

For its part, regarding private electricity generation, it is important to consider the provisions of Articles 1 to 3 of Law Nº 7200, Law Authorizing Autonomous or Parallel Electric Generation, and Article 17 of Law Nº 8723, which establish:

. Law Nº 7200

For the purposes of this Law, autonomous or parallel generation is defined as the energy produced by electric power plants of limited capacity, belonging to private companies or cooperatives that can be integrated into the national electric system. The electric energy generated from the processing of municipal solid waste shall be exempt from the provisions of this Law and may be acquired by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or the Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, SA), in accordance with the rates approved by the Servicio Nacional de Electricidad (SNE)" (As reformed by Article 2 of Law Nº 7508 of May 9, 1995).

The purchase of electricity by ICE from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the share capital belongs to Costa Ricans, which establish electric power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared of public interest. (As reformed by Article 2 of Law Nº 17508 of May 9, 1995, and modified by Resolution of the Constitutional Chamber Nº 6556-95 of 17:24 hours on November 28, 1995, which annulled its final phrase)." . Law Nº 8723, Framework Law for Concession for the Use of Hydraulic Forces for Hydroelectric Generation:

The avoided cost criterion may not be used, under any circumstances, in setting prices and rates for the sale of energy to ICE or other distributors authorized by law." In the Resolution of the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority Nº RJD-009-2010, published in the Official Gazette La Gaceta Nº 109 of Monday, June 7, 2010, the following was established:

Point II.-"That the National Energy Plan, concerning the electric energy sector, established the following policies: a) Define a tariff model that promotes and incentivizes effectiveness, efficiency, and competitiveness in the provision of the electric energy supply service by market players, and that also fosters the effective introduction of renewable energy sources. b) Design a tariff system that considers, at a minimum, the relationships of generating companies that sell electricity to distribution companies, generating companies that sell electricity among themselves, and distribution companies with electric generation activity. c) Design new mechanisms that incentivize the development and diversification of renewable energy sources and sector players for electric generation activity. d) It is the responsibility of the Public Services Regulatory Authority to set the rates for the public service of electricity supply in the generation stage." In the ARESEP Policy and Tariff Methodologies for the Energy Sector document, regarding the cost-of-service principle, it is stated: ".the principle of 'cost-based tariffs' does not specify that this cost must be of a financial-accounting or similar nature, and Article #31 even indicates that aspects of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency must be taken into account; therefore, in practice, various tariff alternatives have been used, all of which could be defined as cost-based (e.g., accounting-financial, marginal-economic, etc.)." Regarding the public service of electricity generation, the National Development Plan 2011-2014 "María Teresa Obregón Zamora" develops a third axis called "Environment and territorial planning," which promotes, among other things, carbon neutrality and the use of clean energy.

A national goal is established in Chapter 3 of said plan to consolidate the country's environmental positioning with a sustainable energy matrix and optimal environmental performance. A fundamental pillar for this objective, which also represents a strategic aspect for production dynamization within a sustainability framework, consists of guaranteeing an energy matrix based on renewable sources.

This energy matrix aims to ensure sustainability and competitiveness to meet the needs of the population and production, reducing the oil bill and the transfer of costs to the productive and consumer sector.

To this end, achieving greater "consistency between its economic growth and its environmental positioning" was defined as a goal, by promoting the use of the available renewable energy sources, to ensure that 95% of the national energy is based on renewable sources, whose indicator is the percentage of total energy generation obtained from renewable sources.

This axis contemplates various lines of action seeking to increase clean energy generation capacity, among which the generation of energy (625 MW) through hydroelectric, geothermal, and wind projects throughout the national territory stands out, which will enter into operation in the next four years. These projects involve both the State and the participation of private generators. To complete energy generation initiatives, actions aimed at the rational use of energy will be promoted, implementing the National Energy Efficiency Program by entities of the energy subsector for the benefit of the population. (Strategic Objective 6.3.5 Renewable Energies) On the other hand, strategic objective "7.3.1 Increase production: investments in human and physical capital and increased efficiency", specifically regarding infrastructure development, indicates that actions will be taken to ensure the electric energy supply necessary for the country's development in the coming decades, based on clean and renewable energy sources, for which projects related to the construction of hydroelectric and geothermal plants will be promoted.

Among the millennium development goals, we find "9.2.7 Ensure environmental sustainability", which aims to fully assume the principles of sustainability, through which a thriving economy must be harmonized with respect for natural resources and be capable of producing the energy it consumes efficiently and from clean energy sources.

Specifically, regarding policies, sectoral goals, and strategic actions, in the environmental sector, sectoral policy guidelines, goal 3 is found: Electric energy generation from 100% participation of renewable sources.

The strategic action "Promote renewable energy sources and their rational use" was assigned the objective "Guarantee the use of clean energy sources to satisfy national demand, decreasing the use of hydrocarbons," whose goal for the 2011-2014 period is to promote the generation program with renewable energies in 334 MW of clean energy and promote the generation program with renewable energies in 1500 new photovoltaic systems.

On the other hand, the National Energy Plan establishes the following objectives:

a. Ensure the use of energy to strengthen the national economy and promote the greater well-being of the Costa Rican people.

b. Continue the development of generation based on renewable resources.

c. Undertake environmental and social management of recognized excellence that enables sustainable development.

The Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority, under the provisions of Article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Public Services Regulatory Authority and its deconcentrated bodies, is empowered to issue the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation was published in Supplement 13 to La Gaceta Nº 69, of April 8, 2009, and its reforms.

The procedure for this purpose is that of the public hearing, established in Article 36 of Law Nº 7593, which provides:

For the matters indicated in this article, the Regulatory Authority shall convene a hearing in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. For this purpose, the Regulatory Authority shall order the publication in the Official Gazette La Gaceta and in two nationally circulating newspapers of the matters listed below:

a. Requests for the ordinary setting of rates and prices for public services.

b. Requests for authorization of electric power generation in accordance with Law Nº 7200, of September 28, 1990, reformed by Law Nº 7508, of May 9, 1995.

c. The formulation and revision of the norms indicated in

d. The formulation or revision of price and rate-setting models, in accordance with Article 31 of this Law.

For these cases, anyone with a legitimate interest may present their opposition or coadjuvancy, in writing or orally, on the day of the hearing, at which time they must indicate the exact address or fax number for notification purposes by ARESEP. In said hearing, the interested party must set forth the factual and legal reasons they consider pertinent.

The hearing shall be convened once the petition has been admitted and if the formal requirements established by the legal system have been met. For this purpose, an extract shall be published in the official gazette La Gaceta and in two nationally circulating newspapers, twenty (20) calendar days prior to the holding of the hearing.

In the case of an ex officio action by the Regulatory Authority, the same procedure shall be observed.

For the purposes of standing based on collective interest, legal entities organized in associative form and whose purpose is the defense of consumer or user rights may register with the Regulatory Authority to act in their defense as an opposing party, provided that the tariff petition proceeding is related to their purpose. Likewise, community development associations or other social organizations whose purpose is the defense of the legitimate rights and interests of their members shall have standing.

Persons interested in filing an opposition with technical studies who do not have the necessary economic resources for such purposes may request ARESEP to assign a technical expert or professional duly accredited before this entity to carry out said work. This shall be at the expense of the Regulatory Authority's budget. Likewise, the Public Services Regulatory Authority is empowered to establish regional offices in other areas of the country, according to its possibilities and needs.

In accordance with the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority is competent to issue the tariff methodologies for regulated public services, including electricity generation, for which it must follow the public hearing procedure ensuring citizen participation, and for their issuance, it must observe the cost-of-service principle, the rules of science and technique, and the general provisions issued in the National Development Plan related to the electricity sector.

The legal framework cited above provides the basis empowering ARESEP to establish regulatory methodologies that reflect the cost structure, financing, the required returns in accordance with the cost-of-service principle, and the applicable technical aspects, in such a way that reference tariffs are obtained to allow the competitive development of private hydroelectric generation.

Context of the national electricity sector.

II.That the National Electricity Sector finds itself at a stage in which the urgent incorporation of the greatest possible amount of energy is required, coming from electricity generation plants that use renewable energy sources and have costs lower than those of thermal plants. These latter plants currently generate a considerable amount of the available electric energy, despite their higher economic and environmental costs.

In this regard, and in accordance with the provisions of the Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014(1) regarding the importance of guaranteeing an energy matrix based on renewable sources, the electricity sector must increase its generation capacity with clean energy, whether through state projects or with the participation of private generators.

(1) http://documentos.mideplan.go.cr:8080/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/122fcd1c-53a7-47a7- a0ad-84cac6f1d7b9/PND-2011-2014-Maria-Teresa-Obregon-Zamora.pdf Currently, technical studies are available that demonstrate the existence of sufficient untapped potential from different energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal). To take timely advantage of this potential, it is essential to have adequate public policies, and this includes the regulatory policies that the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) is responsible for designing and executing.

Among the most significant state efforts to incentivize generation from renewable sources is the determination of tariff schemes that encourage private investment in electricity generation plants using such sources. These tariff schemes must comply with the principle of service at cost and the other principles and criteria established by Ley Nº 7593.

Ley Nº 7200 of September 13, 1990, provides the opportunity to promote the contribution of private investors and increase the supply of electricity generation based on renewable energy sources. This Law authorizes autonomous or parallel electric generation and allows the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) to purchase electricity from rural electrification cooperatives and from those private companies that establish power plants whose installed capacity does not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 KW) and that use renewable energy sources. The same Law establishes that the aforementioned energy purchases may not exceed 15% of the total power of the set of power plants that make up the national electric system.

According to recent estimates by ICE, this public company can currently contract a maximum of up to 183 MW from private electricity generators, within the framework of Ley Nº 7200. This is a considerable amount of energy that could be injected into the National Electric System to reduce dependence on thermal generation.

To achieve the aforementioned purpose, it is necessary for ARESEP to establish reference tariffs for transactions to be carried out within the framework of Ley Nº 7200.

One of the main obstacles to defining the aforementioned tariff methodologies has been the difficulty of accessing adequate information to estimate the costs associated with private electricity generation, under the conditions established by Ley Nº 7200. Recently, this limitation has been overcome to a considerable extent, with the analyses and data provided by ICE, with the consultation of national and international information sources, and with the contributions and comments received during the public hearing process organized by ARESEP.

The analyses carried out by ARESEP have shown that there is no single standard model for electricity generation with hydroelectric plants within the framework of Ley Nº 7200. Despite the fact that the equipment used in these activities is very standardized, the great diversity of geological, topographical, and hydrological conditions at the sites where these plants are located causes considerable dispersion of production costs. Taking this situation into account, it has been decided to establish a tariff band within which ICE may receive offers from a wide range of private generators and choose those most attractive to it. Within this scheme, ICE is placed in a position to buy energy from some plants whose production costs differ from the average costs of the private generation industry, within acceptable conditions of costs and operational efficiency. This is justified, taking into account that the regulation of private electricity generation by ARESEP responds to the objective of reducing dependence on thermal generation and thus reducing the high economic and environmental costs that this type of generation entails.

The methodology by which the aforementioned tariff band is determined is based on a procedure with which the upper and lower values of that band are estimated, expressed in dollars per KWh. These limits are defined based on the estimation of the average and the standard deviation of the investment costs corresponding to 24 Central American hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, which are in the possession of ARESEP. Other data obtained in the future may be added to these, to expand the reference sample. The upper limit is given by the tariff corresponding to an investment cost equal to the average plus one standard deviation; and the lower limit is given by the tariff calculated with an investment cost equal to the average minus the standard deviation.

It is expected that the tariff methodology proposed in this report will contribute to reducing, in the short and long term, the electric energy tariffs paid by the final consumer. Thus, energy buyers (companies and users) and the national economy as a whole will benefit. It is also expected that this will reduce the considerable negative environmental impacts that thermal generation is causing, which could increase if dependence on that energy source were to grow.

The tariffs resulting from these models would be those used for the purchase of electric energy by ICE from all those new private generators that, under the protection of Ley Nº 7200, sign a contract with ICE and whose energy source is hydraulic.

Proposal submitted to public hearing

III.That the need for a reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants is based on the following considerations:

. The national electricity sector urgently requires the incorporation of the greatest possible number of electricity generation plants that use renewable energy sources and have lower costs than thermal plants. In this way, the greatest possible amount of energy generated by thermal plants can be substituted, on the basis of which a considerable amount of the available electric energy is currently generated, despite their high economic and environmental costs.

. The electricity sector must increase its generation capacity with clean energy, whether through state projects or with the participation of private generators, to ensure the supply of electric energy from renewable sources.

. Technical studies have been carried out demonstrating the existence of sufficient untapped potential in the different energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal), which implies that all necessary efforts must be made to incentivize the use of these sources.

. To incentivize private investment in generation from renewable sources within the framework of Ley Nº 7200, it is necessary for the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) to establish reference tariffs for the transactions regulated by that law.

During the current year, a proposal was submitted to public hearing, through file OT-029-2011, with the purpose of establishing a "Model for the determination of reference ceiling tariffs for new private hydroelectric generation plants." This proposal was based on the following criteria:

. It is a model that defines a range of reference tariffs with the objective of stimulating investment, operational efficiency (cost reduction in operation and maintenance), as well as the optimal use of the water resource and allocative efficiency (price reduction), thereby benefiting energy buyers (companies and citizens), as well as the national economy as a whole.

. The tariffs resulting from these models will be those used for the purchase of electric energy by ICE from all those new private generators that, under the protection of Ley Nº 7200, sign a contract with ICE and whose energy source is hydraulic. The resulting tariff will also serve for the sale of electricity by private generators to other agents in the national electricity market.

. To determine the reference tariff, information was obtained from hydroelectric plants (with installed capacities similar to those established in Ley Nº 7200) from the United States of America, from some Central American countries, and from a group of plants in Costa Rica.

. The model is developed with industry parameters from some Central American countries and some specific cases from Costa Rica. The profitability determined was calculated according to the CAPM methodology, established by ARESEP in similar models.

The complete model that was submitted to the public hearing process is contained in official communication 098-DEN-2011, where its different aspects are developed in detail.

IV.That for the purposes of determining the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants," the following conclusions reached by the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, in its official communication 122-CDR-2011, are considered:

In this regard, it is kept in mind that according to recent estimates by ICE, this public company can currently contract a maximum of up to 183 MW from private electricity generators that produce with renewable sources, within the framework of Ley Nº 7200.

To this end, a tariff band is determined that allows ICE to offer electricity purchase prices with which the bidder can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain reasonable profitability for the level of risk associated with the electricity generation activity.

6. The tariff methodology is based on a model with which the upper and lower values of a tariff band are estimated, expressed in dollars per KWh. Those limits are defined from the estimation of the average and the standard deviation of the available investment cost data for Central American hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW. The upper limit is given by the tariff corresponding to an investment cost equal to the average plus one standard deviation; and the lower limit is given by the tariff calculated with an investment cost equal to the average minus the standard deviation.

7. The model was developed with industry parameters from some Central American countries and some specific cases from Costa Rica, and profitability was calculated according to the CAPM methodology, established by ARESEP in similar models, updating the respective parameters.

The methodological proposal defines the tariff as the final result of the algorithm that includes operating costs (costos de explotación, CE), return of investment (depreciation) (recuperación de la inversión, RI), profitability (r), and an environmental factor (factor ambiental, fa).

8. The method for calculating operating costs is as follows: a) operating cost data are taken from a sample of hydroelectric plants operating in the country, of different installed capacities; b) an exponential regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost; and c) the value of the aforementioned function is used, corresponding to a 10 MW plant, which is the average value of the range allowed by Chapter 1 of Ley Nº 7200.

The Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital, CFC) will depend on the investment amount, the level of leverage used (debt / capital contribution ratio), the financing conditions (interest rate, payment method, and term), the rate of return, the investment recovery period (economic life), the age of the plant, and the applicable income tax rate.

The calculation of this value is made from a sample of investment cost data for hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW. The resulting value is obtained from the average of the averages of the unit investment costs of five installed capacity ranges, each of 4 MW. To that value was added the amount corresponding to the payment of interest during the grace period.

10. With respect to the factor that reflects the investment conditions (FC), this will depend on the conditions established in the financing, namely: leverage (debt ratio), interest rate, debt term (years), the profitability of capital contributions (CAPM), in addition to the age of the plant (years), which will take into account the economic life of the plant (years).

11. The financing conditions (interest rate, debt ratio, and term) to be used in the proposed model will be determined, except for the term which is fixed, by the average of each of these parameters for a sample of national and international projects with capacities similar to those for which tariffs are intended to be applied. Said parameters will be subject to the financial conditions offered by the market at the time.

12. 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.

13. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for the calculation of tariffs (20 years) is the maximum permitted by law.

14. The profitability of the capital contribution will be obtained by means of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), which will take into account the following parameters: the risk-free rate, the beta of the leveraged investment according to the debt ratio, the risk premium, and the updated country risk.

15. The hourly-seasonal structure seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electric system, due to the seasonal influence of hydrology and the weekly behavior of the load curve.

The respective payments shall be made in accordance with what the parties establish via contract, in accordance with the applicable regulations.

The values of the tariff band shall be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley Nº 7593.

V.That from official communication 122-CDR-2011, which serves as the basis for this resolution, the main arguments of the opponents and coadjuvants are extracted, whose summary and analysis it is appropriate to cite as follows:

"(.)

Participants in the public hearing. The public hearing was held in accordance with Article 36 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Nº 7593, and Articles 44 to 61 of the Regulation to the cited Law (Decreto Nº 29732-MP).

According to the Instructional Report presented by the Dirección General de Protección al Usuario, (official communication 0550-DGPU-2011), 20 admitted oppositions and coadjuvancies were received from the Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, Rubén Zamora Castro, Stephen Yurica, Jorge Arturo Alfaro Fallas, Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), Esteban Lara Erramouspe, José Daniel Lara Aguilar, Inversión La Manguera, S. A., Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada, Compañía Eléctrica Doña Julia, S.R.L., Federico Fernández Woodridge, Allan Broide Wohlstein, Empresa Hidroeléctrica Matamoros, S. A., Aeroenergía, S.A., Hidroeléctrica Platanares, S. A., and Hidroeléctrica del General S.R.L., Hidroeléctrica Aguas Zarcas, S. A., Hidroeléctrica Caño Grande, S. A., El Embalse, S. A., Claudio Volio Pacheco, and Hidro Venecia, S. A.

The oppositions received that were not admitted due to lack of formal requirements correspond to: Molinos de Viento del Arenal S. A., Planta Hidroeléctrica Don Pedro S. A., and Planta Hidroeléctrica Río Volcán S. A.

The oppositions presented deal with a considerable number of specific topics. Below is a summary of some of the most recurring arguments that could eventually most significantly affect the tariff and the proposed model. ARESEP's position is set forth on each of them.

ARESEP's analysis after the hearing coincides with the majority of the arguments against establishing a ceiling tariff based on average costs. That scheme has the drawback that it leaves private generators with costs higher than the average that may be estimated without the possibility of participating as energy bidders for ICE. In this regard, it must be considered, firstly, that the average estimated in the proposal sent to the hearing does not correspond to a specific efficiency level, as it is simply a statistical average of available cost data. Secondly, it must be taken into account that in the industrial segment of hydroelectric energy generation with capacities equal to or less than 20 MW, there is no standard of efficient production. Despite the fact that the equipment used in that industry is highly standardized, the diversity of geological, topographical, and hydrological conditions of possible project sites implies the existence of a wide range of infrastructure costs. Thirdly, it is worth keeping in mind that the objective of the proposed tariff scheme is to minimize the use of thermal generation, provided that the substitution is made with renewable sources and significantly lower costs.

Considering the three aforementioned aspects, it is concluded that there may be plants with costs above the average that nevertheless produce with efficiency levels far superior to those of thermal generation and with less negative environmental impact. For this reason, the tariff scheme should establish an upper limit above average costs, within a reasonable range to stimulate efficiency in the segment of tradeable private hydroelectric generation within the framework of Ley Nº 7200.

On the other hand, the ceiling tariff scheme has the drawback that it does not establish a lower limit for the price of energy to be purchased by ICE. This would cause ICE, in its condition as a monopsony operator, to have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators that can be considered efficient.

In accordance with the foregoing, it has been decided to propose a tariff band scheme. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the industrial segment of interest, a statistical criterion has been used to define the band (based on the average and standard deviation of investment costs).

Furthermore, some oppositions requested the establishment of a single tariff to set the sale price of the energy to be purchased by ICE within the framework of Ley Nº 7200. In this regard, it is worth keeping in mind that if a single tariff were established with a value equal to the upper limit of the tariff band proposed in this report, ICE would be left without any discretion to give preference to bidders offering lower tariffs. On the contrary, it would be forced to grant the same tariff to all bidders and to award contracts based on criteria other than the price offered. This possible scheme would entail a discouragement to technical and economic efficiency in the operation of hydroelectric companies willing to sell their energy within the framework of Ley Nº 7200.

In the specific case of the value of the beta parameter that is part of the CAPM method, the recommendation expressed in several oppositions is accepted, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York, USA, which provides updated information. Failing that, an alternate, public, and reliable source would be used.

The tariff recognizes a contractual term of 20 years (the maximum permitted by legislation), although the projects have a useful life that can double this term. Although it is recognized that this restriction creates uncertainty for the investor, as they cannot be sure of being recontracted for a second period, it is imposed by the current legal framework. In any case, a 20-year contract is very favorable for any investor operating in the hydroelectric energy sales industry. Moreover, it is considered that the probability of a new contract after the expiration of the 20-year term is high, taking into account the imminent integration of the Central American electricity market, the increasing trend in hydrocarbon prices, and the growth of national electricity demand.

It was decided to select a sample of investment cost data from Central American plants, coming from a study prepared by a regional body: the Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). The report from which the investment data comes has the following title: "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025", and is dated December 2010. To the data from that source were added investment cost data for Costa Rican plants from ARESEP tariff studies. It is considered that these information sources are more adequate than the one containing the investment data from the USA, because they deal with hydroelectric projects with the physical and economic conditions of the Central American region.

The unit investment cost is actually an average of the average values corresponding to each of the five 4 MW ranges comprised below the 20 MW upper limit established by Ley Nº 7200. This is an attempt to give equal representativeness in the average to the sample values associated with each capacity range. As can be noted, an average value of all available data is being estimated. Therefore, it is not the investment value corresponding to a 10 MW plant, as indicated in some oppositions. It must be added that the average investment cost value includes the capitalization of two years of interest from the grace period. Furthermore, it must be considered that the CAPM model incorporates a leveraged "beta," which reflects the risk associated with financing.

Taking into account what was expressed in some objections, the estimation of the operating cost was reviewed using the procedure indicated above.

Precisely, the public hearing process that has been carried out is so that all potential interested parties in the process express their technical opinion and their objection, if they eventually consider that the proposal suffers from conceptual or methodological problems, or biases in favor of one of the parties.

[...] according to Article 3 of the Law of the Regulatory Authority, the principle governing rate setting is that of service at cost (servicio al costo). Said article states in subsection b) on service at cost:

'... Principle that determines the way of setting the rates and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are contemplated, which allow for a competitive return and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31'.

And it adds that [...] 'This last article [referring to Article 31 of Law No. 7593] obligates the ARESEP to take into account the model productive structures for each service according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the company. Likewise, it indicates as elements for setting the criteria of social equity, environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan. At the same time, the Authority is obligated to ensure that its rates respect the financial equilibrium of the providing entities. [...]' In fulfilling this principle [referring to the principle of service at cost], the Regulatory Entity may establish various methodologies [the methodology - says the Office of the Attorney General of the Republic in its Opinion C-348-2001, of December 17, 2001 - is the set of ordered operations, directed at a determined result, in this case setting the rates corresponding to the public service in question], which will be valid as long as they are based on the necessary costs of the service provider.

We point out, to this effect, that beyond respecting the principles governing rate setting, the selection of the most adequate methodology constitutes a technical problem. A character which also applies to the work aimed at determining whether the selected methodology respects the aforementioned principle. (The original is not underlined.)

'The foregoing could be expanded to maintain that in the selection and application of any methodology, the Regulatory Entity must comply with the Law and with the technical criteria, which in any case can be an element to determine the regularity of its actions, as derived from Article 16 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública).' (The original is not underlined.)

From the foregoing, it can be concluded that the ARESEP has broad powers to establish and use the methodologies it deems convenient, as long as the principle of service at cost is respected, the financial equilibrium of the public service providers subject to the regulations of Law No. 7593 is not threatened, and they conform to the provisions of Article 16 of the aforementioned General Law. These powers include the setting of specific rates or rate bands. It should be kept in mind that a rate band is nothing more than a possible sequence of authorized rates. It must be remembered that setting rates through bands is common practice by public service regulatory entities worldwide.

Finally, it is appropriate to cite the recent Resolution 000506-F-S1-2010 - issued by Chamber One of our Supreme Court of Justice, at 9:45 a.m. on April 30, 2010 -, in relevant part:

[...]

CONSIDERING (CONSIDERANDO) [...]

III.- [...] Therefore, despite alleging the infringement of the principles of legality, reasonableness, proportionality, and legal certainty, it does not indicate how this occurs, but merely points out that the band system constitutes a delegation of powers. For this Chamber, it is clear, according to precept 5 of the ARESEP Law, that among its competencies is that of setting prices and rates for public services [...] Hence, for this Collegiate Body, the defendant, without exceeding its powers in resolution RRG-9233-2008, whose annulment is sought in this process, created a band system for determining the price of fuels at port and airports [...] In accordance with the stipulations of numeral 31 ibidem, the ARESEP may enable or create price calculation models for regulated services, being able to take into account variables external to the providers [...] Thus, in the specific case, the defendant [refers to the ARESEP] did not delegate its competence to RECOPE, but rather established the formula that it technically deemed most suitable and ideal for regulating the specific market [...] Consequently, the only thing the Refinery [refers to RECOPE, S. A.] does is apply it [...], but it is the ARESEP who continues to determine the rate for that market, through the arranged methodology. [...] V.- According to the foregoing, the illegalities invoked by the appellant have not occurred, therefore, the appeal must be rejected.

Below is a summary of the main arguments of the objections and interventions admitted for the rate methodology on hydroelectric generation, as well as the respective analysis of each argument. The reasoning presented below must be complemented with the previous analysis of the main themes of the objections.

Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436, folios 247-249:

The proposed models effectively set a cap on hydroelectric and wind generation rates for new projects, but they are based on investment data and operating costs of reference rates. Effectively, the problem is that we have no certainty that those plants ARESEP is using to define these caps were hydroelectric or wind projects that were developed efficiently. And the problem with this is that plants that were inefficient during their execution are used as a reference.

We agree with what is expressed in the cited text, in that there is no certainty that the estimated average investment and operation values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report, of establishing a rate band around the investment average, allows this uncertainty to be overcome, within reasonable limits. In relation to this topic, see point 5.2.1 of this section.

Annex 2 (Anexo 2) presents in greater detail the sample of projects available to calculate the average and the standard deviation, elements that were used to define the rate band.

ARESEP must initiate the financial oversight of private electricity generation projects, requesting and reviewing the corresponding financial statements so that they reflect, to review if the real investments and the proposed investment models are being reflected. And they should consider regional investment and operation data, adjusted to the national situation.

We agree with what is expressed in the cited text, regarding the importance of having financial information from private generation operations within the framework of Law No. 7200, as input for the adequate setting of rates. Currently, little information of this type is available. In this report, it is proposed that operators selected to sell energy to ICE must submit periodic financial reports on their operations to ARESEP.

Stephen Yurika, ID 8-076-871:

ARESEP must include an environmental factor in the rate, because in reality in many international treaties signed with Costa Rica, the social and environmental costs of companies must be internalized and that must be included in the rates.

We agree with what is expressed in the preceding text. See in this regard point 5.2.5 of this report.

Jorge Arturo Alfaro Vargas, ID 2-306-651:

The objection is regarding the concept of a price cap (tarifa tope), since we are in a condition where a very detailed analysis is being done, very close to real cost, where it is not possible to reduce that price being used in the model, and using a price cap concept puts the investor at a disadvantage in that concept.

We agree with what is expressed in the preceding text. See in this regard what is expressed in point 5.2.1 of this section.

Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273, folios 97-102:

Because the model does not incentivize, or rather, it is proposed that there must be incentivization and the model disincentivizes. It is proposed that an effort must be made in that incentivization and no effort is seen to have been proposed.

On this topic, see what is expressed in points 5.2.1, 5.2.5, and 5.2.12 of this section.

Because the model, first of all, proposes price caps (tarifas tope), that is, that is the maximum that will be set. Price caps are proposed, with information that was barely available, a lot of information that comes precisely from the sole buyer, ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end, it is the only one that will buy, and generators know that this is the maximum to which they will aspire.

From the point of view of the content of the act, there is also a problem, which is that, in principle, the content, says the law, must also be lawful, that is, it is not just about it sounding good mathematically or economically. The content must also be lawful. And when we go to analyze if the content is lawful, what must be established by the legal system, with the environment being a fundamental right. It turns out that, additionally, the Law of the Regulatory Authority in Article 31, which refers precisely to rates, establishes that environmental sustainability (sostenibilidad ambiental) must be considered when setting rates, so we have in the Constitution, in the Law, and even in the same report mentioning an environmental factor, it has been established at all levels that there must be an environmental parameter, that this is part of the lawful content of that act. However, in the model, there is no environmental factor. An omission that could even constitute unconstitutionality by omission, because the Constitution has it, the Law has it, and it is in the initial report itself.

Regarding what is stated in the transcribed text concerning the disadvantages of establishing a price cap scheme based on average costs, see what is expressed in point 5.2.1. In relation to the need to include an environmental component in the rate, see point 5.2.5.

We must also legally distinguish the difference between a public works concession (concesión de obra pública) and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is owned by the State and is before, during, and after. But when we are in a case like this, where we have an electricity generation plant and it is owned by X company, that is framed by private property rights and cannot be given the same treatment, which is what happens in some cases, exactly the same treatment as if it were a concession where the State provided the asset.

That is very dangerous because it could also be a constitutional violation of the right to private property. Why? Because one of the elements of the right to private property, which is fundamental in any democratic country, is the economic value that private property has. If I leave supposedly private property without the economic value it has, I am distorting its nature and turning the country into a totalitarian state where no value is assigned to any assets, nor is any type of importance given to them.

We agree with what is expressed in this position, in that the contractual conditions inherent to the sale of electricity to ICE within the framework of Law No. 7200 are different from those of public service concession contracts. Within the methodology, the updating of all variables is being included in each rate setting, including the investment item, which allows the project value to be updated in each rate setting.

P.H. Don Pedro, S.A. and P.H. Río Volcán, S.A. Represented by José Antonio Benavidez Sancho, ID 1-0478-0037, folios 112-171 of OT -029-2011:

ARESEP is calling a rate hearing to determine the "reference price caps (tarifas tope de referencia)" and does so with a methodology (CAPM) that minimizes the calculation of investor profitability considering the principle of service at cost. ARESEP intends with this signal that private generators compete within a legal framework that is not designed for those purposes, offering different and lower prices than the cap, widely contradicting several fundamental precepts of Law No. 7593.

With the transition from the price cap scheme based on average costs to one of a rate band around these, and with the change in the values of several parameters of the CAPM methodology, the possibilities of incentivizing private investment aimed at selling energy to ICE within the framework of Law No. 7200 are expanded. See in this regard points 5.2.1, 5.2.2, and 5.2.5 of this section.

The CAPM used by ARESEP implies a minimum profitability that potential investors would require, but specifically, the proposed method should consider at least the existence of a premium for the additional risk associated with the small size of the investments, and a premium for the additional risk associated with other factors, such as the little or no liquidity that such investments have by not being listed on efficient stock markets. For the reasons stated above, ARESEP is requested not to establish a reference price cap (tarifa tope de referencia), but rather, as Law No. 7593 indicates, to set a rate for the purchase and sale of energy between private generators and ICE under Chapter I (Capítulo I) of Law No. 7200, which must consider the risk sources associated with the size and characteristics of the investment.

With the CAPM methodology, the main risk elements associated with the activity for which the rate needs to be set are considered. In any case, with the establishment of a rate band, a margin is offered to accommodate projects facing particular situations. See what is indicated in points 5.2.1, 5.2.2, and 5.2.5 of this section.

Regarding the disadvantages of establishing a single rate to set the energy price to be purchased by ICE within the framework of Law No. 7200, see the last paragraph of point 5.2.1 of this section.

There does not seem to be evidence, within the ARESEP model, of the inclusion of a variable representing the criterion of environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), indicated in Law No. 7593, although the context of the document on the model continuously discusses this topic.

Regarding the advisability of including an environmental component in the rate, see point 5.2.5 of this section.

The way in which this model intends to "attract" investment for the development of electricity with renewable resources and private capital participation is not clear, as the ARESEP document does not explain how the model achieves said objective.

Point 5.2.12 of this section explains the main aspects of the tariff model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric energy generation, within the framework established by Law No. 7200.

It is inadmissible that the model and calculation parameters were elaborated by ICE officials, being one of the parties in the energy purchase and sale relationship under Chapter 1 (capítulo 1) of Law No. 7200. This position does not seem balanced, especially when there is no evidence that, during the model formulation process, the opinion of private generators or ACOPE was taken into account.

Regarding what is expressed in the text cited in the preceding paragraph, see point 5.2.11 of this section.

It is necessary to resolve the situation of the tariff file ET-135-2008, its result, resolution RJD-009-2010 published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010, this being the Methodology for setting rates for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE. Furthermore, the permanence of a methodology for existing private generators makes no sense given the current processing of files ET-028-2011 and OT-029-2011.

In relation to the topic raised in the text of the preceding paragraph, see point 5.2.10 of this section.

Regarding the model presented, it does not include: the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law (Ley del Impuesto sobre la Renta) in its Article 18, subsection "a" (Law No. 7092). This tax must be considered within the tax burden, which is reflected by using a global tax rate of 40.5%, which combines income tax and the tax on dividend distribution.

Regarding the 15% tax on dividends, as is the case with all businesses, these taxes must be covered by the beneficiaries of said dividends. The destination of tariff surpluses or returns (payment of dividends, taxes, etc.) are not topics that should be addressed by the regulatory entity.

As the rate is established in United States dollars, it must be clarified that it must be convertible at the selling exchange rate corresponding to the day on which the monthly billing for the delivered energy is made.

In this report, it is established that the conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.

In relation to the rate adjustment, it must be established that the value at which the energy sale was contracted must govern for the entire term of the contract, being periodically adjusted for internal and external inflation variables, as well as for the devaluation of the colón. Said adjustment must be made at least annually, or with the frequency required if the level of the indicators in the adjustment formula shows behavior that justifies it.

Regarding the updating of the variables that define the rate, see point 5.2.6 of this section.

For investment costs, it was proposed to use a database from the USA, made up of 1634 data points corresponding to hydraulic plants equal to or less than 20 MW, run-of-river (a filo de agua) or with reservoir for these sizes. The updating of investment costs to present value was carried out using the United States industrial producer price index (IPPI-EEUU), for the year 2011 (February). The result obtained for the investment cost is $3,396/kW. It should be noted that the value could be underestimated, as it does not consider local entry costs (sales tax), which for US plants represent local costs.

On what is expressed in the preceding paragraph, see point 5.2.7 of this section.

It is necessary to review in the future the information on terms, rates, and conditions of bank financing used in the rate calculation.

Regarding the financial conditions included in the proposed model, information was requested from financial entities so that it is accurate and corresponds to the current conditions for projects of this type. Furthermore, to address this point, the methodology considers a leveraged "beta," which implicitly incorporates the risk derived from project financing. (See point 5.2.7).

The CAPM model with which profitability is calculated must be adjusted so as to reflect the reality of the private electricity generation sector in CR. Given this, what is proposed is to include in the formula an additional variable called Company Risk (Riesgo Empresa), and which considers that the liquidity of the shares of a generation company of less than 20 MW is significantly lower than the liquidity of a basket of shares of energy companies of the same size and diversification as those in the USA but located in CR. Likewise, with this value, geological, hydrological, environmental, and construction risk can also be considered, with which the formula would be: Ke = Kl + βa *(Km - Kl) + RP + Remp, where it is proposed to use a β = 0.48 according to a database compiled by Dr. Aswath Damodaran (http://pages.stern.nyu.edu/-adamodar/), a tax rate of 40.5% to reflect the effect of the tax on dividend distribution, and a Company Risk (Remp) of 3% which is 2 times the normal deviation of the profitability of a hydroelectric project, 100% financed with equity, according to the 2008 Cubujuquí hydroelectric project of Coopelesca, R.L. and the P.H. San Joaquín of Coopesantos, R.L. for a cost of capital of 13.41% for a 13- and 20-year contract and 9.46% for a renewed 7-year contract.

Given the limitations of the Costa Rican stock market, what is cited as company risk is captured by country risk (which is the difference between the domestic market and the market of the United States of America). Furthermore, it must be considered that in general, regulated markets have a lower risk than competitive markets.

Regarding the definition of the β parameter, we agree with the proposed source, or another similar one that is public and reliable. See point 5.2.2 of this report.

In relation to the recognition of the tax on dividends, refer to point 5.2.9.

Regarding the rate adjustment, it was proposed that it be only on operating costs, this being inadequate due to the length of the proposed terms for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation to which the construction period must be added. Within these terms, the entirety of the rate must be adjusted, as future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is convenient to use the US Producer Price Index parameter using as a source the Bureau of Labor Statistics of the United States of America; for the rest of the components, it is proposed to use national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))).

In relation to the length of the contracts and the costs involved in the construction period, it is considered convenient to incorporate the financial expenses incurred during the grace period as an integral part of the investment cost. Regarding the updating of the different costs, see what is expressed in point 5.2.6.

Objections filed by: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), represented by Mario Alvarado Mora, ID 4-129-640, folios 367-406 of ET-028-2011 and 368-407 of OT-029-2011; Empresa Eléctrica Matamoros, SA, represented by Juan Carlos Madrigal Matamoros, ID 1-0771-0693, folios 251-283 of ET-028-2011 and 250-282 of OT-029-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, represented by José Jonathan Zúñiga Prado, ID 1-890-593, folios 194–232; and Inversiones La Manguera, S.A., represented by Mauricio López Cedeño, ID 1-869-512, folio 330-365 of OT-029-2011.

The concept of price cap (tarifa tope) has no legal or technical basis and, at least in the analysis conducted, would only promote price competition against the profitability of the investors.

It is, moreover, a competition that lacks a legal framework, since Law 7200 nor any other Law we know of is designed for this purpose; it is precisely for this that the special electricity commission of the Legislative Assembly is discussing the General Electricity Law bill, which will establish that type of competition. But the current frameworks do not contain it, and furthermore, the price cap concept contradicts some principles of Law No. 7593. It demands from the investor a lower profitability than that established by a methodology like the CAPM, promoting a potentially ruinous business and against the financial equilibrium of the company, a topic established in Law No. 7593.

In this report, the price cap scheme is replaced by a rate band one. See in this regard point 5.2.1 of this report. In relation to the application of the CAPM methodology, see point 5.2.2. Regarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases within the framework of Law No. 7200, based on a rate band scheme defined by ARESEP, see point 5.2.13 of this report.

There is no evidence in the model of the criterion of environmental sustainability (sostenibilidad ambiental) established in Law No. 7593; there are important elements that should be considered to assess this criterion: the opportunity cost and externality of thermal sources. By opportunity cost, I mean that if thermal plants are not installed and the country needs renewable plants, thermal plants would have to be installed, with the difference in costs, with the difference in terms of emissions, with the difference in terms of foreign currency outflow, with the difference in terms of the image problems for a country.

Regarding the advisability of including an environmental component in the rate, see point 5.2.5 of this section.

ARESEP also cites the possibility that these rates decided through this process could be applied to private generators that sell to other authorized agents, but we are not really aware that there are other authorized agents or under what legal framework that could be done because the only possibility we are aware of is Ley 7200 for private generators. If the Regulatory Authority could enlighten us on this matter, we could really assess this issue because the case file does not show what those other options are.

The objector is correct; current legislation does not open the possibility for private generators to sell to other companies. Therefore, all references to that possibility in the methodology are corrected.

The models and calculation parameters, as indicated by the case file of this public hearing, were made by ICE, which is the buyer, which demonstrates the conflict of interest.

On the matter addressed in the preceding paragraph, see what is set forth in point 5.2.11 of this section.

On May 7, 2010, according to resolution RJD-009-2010, published on June 7, 2010, it establishes a methodology for setting rates for existing generators. The current rate proceeding contemplates the case of a rate for recontracting, and furthermore the proceeding we are now discussing differentiates between hydroelectric cases and wind cases, which is, let us say, an additional element as opposed to what was established in the previous resolution of the Board of Directors, and we consider it very prudent, in order to avoid confusion, to avoid contradictions, and to avoid errors, to request that ARESEP repeal and archive this resolution published on June 7, 2010.

The rate models that were discussed at the public hearing on April 6, 2011, are only applicable to new hydroelectric plants. On this matter, see what is expressed in point 5.2.10 of this section.

The model does not include the 15% dividend tax established by the Income Tax Law (Ley del Impuesto sobre la Renta) in its Article 18, subsection a. This is reflected by using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the dividend distribution tax.

On what is expressed in the preceding paragraph, see point 5.2.9 of this section.

The energy sale rate must govern for the entire term of the contract; this is very important because otherwise we will have no possibility of securing bank financing, and adjustments must be periodic for internal and external inflation variables and also for devaluation, because the financial component is also variable. Rates are variable; it is very difficult to find fixed rates in the financial sector, so a formula is proposed that is attached in the study we have submitted as documentation here at the entrance of this hearing for the Regulatory Authority's assessment.

On the duration of the contracts, see what is expressed in point 5.2.4 of this section. And on the subject of financing, see points 5.2.2 and 5.2.3.

For the investment cost for hydroelectric plants, ARESEP basically discards an important database and discards it because the update of its data reaches a value of 4,500 dollars per installed kilowatt and considers it too high. ACOPE updated the database, but not the entire database, taking the projects that truly pertain to this rate setting, which are run-of-river plants under 20 Megawatts or with reservoirs for those sizes, with the weighted average using the United States Industrial Producer index, which is the one recommended by ARESEP, resulting in a value of 3,396 dollars per installed kilowatt.

On what is expressed in the preceding paragraph regarding the estimation of investment costs, see point 5.2.7 of this section.

In the case of operation and maintenance costs (costos de explotación) for hydroelectric plants, to the data provided by ARESEP we have added the data that were included in rate case file 135-2008, which come from our associates. Also included are the administrative costs that were omitted by ARESEP and are very important, since it is not just operation and maintenance, but the administration of that operation and maintenance. And they are updated with the appropriate index, and the new adjustment curve is calculated. To select the value for the average plant size, plant capacities are considered that are basically in that group but are equal to or less than 20 Megawatts, and with the average data of these capacities the operation and maintenance cost is obtained, which is 146 dollars per kilowatt per year.

In the category of operation and maintenance costs, administrative, operation, and maintenance costs are included, which were taken from a representative sample of plants, updated to present value. On this matter, also see what is expressed in point 5.2.8 of this section.

On the subject of profitability (CAPM), conducting an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by ACOPE associates but also by academics from the Tecnológico, we have an effect of adjusting this process to the Costa Rican case, and the values it yields are explained in the document. First, they are within the range of 15 and 18 and 27 and 96 the value of the academics from the Tecnológico, and those we calculated for specific cases in new contracts are 15, 81, and 9.45 for the matter of the investor's cost of capital profitability.

In the proposal presented in this report, several of the parameters used to apply the CAPM methodology were modified. See in this regard point 5.2.2 of this report.

Regarding the rate adjustment, it was proposed that it be only on the operation and maintenance costs, this being inadequate due to the lengthy terms proposed for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation, to which the construction period must be added. Over these terms, the entire rate must be adjusted, since future cash flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is advisable to use the United States Producer Price Index parameter, using as a source the Bureau of Labor Statistics of the United States of America; for the rest of the components, the use of national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar are proposed, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))) In relation to the subject of the construction period, it is indicated that the proposal in this report is including, as part of the project cost, the capitalization of two grace years. Regarding the updating of the different costs, see point 5.2.6 of this report.

Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994, 408-540:

The rate established by ARESEP does not provide an adequate profitability for the activity carried out. ARESEP's rate model is methodologically correct, but the information applied to it is incorrect, and the signals ARESEP is sending to the market do not at all incentivize the participation of private enterprise.

Point 5.2.12 of this section explains the main aspects of the rate model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric energy generation, within the framework of Ley 7200.

Regarding the rate structure, the seasonality concentrates too much income in 5 months of the year, which, let us say, financially is sometimes not logical for those who have financial burdens. Since it is observed that 66% of the income is generated in 5 months of the year, while in the remaining 7 months only 34% comes in, which creates a significant imbalance to cover the current expenses of an indebted company.

The rate structure is designed so that all the financial resources required by the project are generated. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual periodicity of energy purchases responds to energy demand requirements of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) and is therefore a condition external to the rate model design.

Regarding the actual production of a plant, we see that the method used by ARESEP is very simplistic; they even make their calculations at the time of application with an efficiency of 0.91. I imagine it is a very new technology, and we conducted a real operational analysis of a plant, that is, introducing the hydrological factors, the actual equipment efficiencies at their different operating levels, and it yields that instead of being 14.35 Gigawatts per year in the case of a 2.5 plant, it would be approximately 14.7 Gigawatts, and although the variation seemed positive, the value in the formula is in the denominator, which again reduces the rate.

The determination of the plant factor (factor de planta, Fp) is made from the average of the plant factor values from several years, corresponding to national private hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, which have been generating during a substantial portion of the respective year (10 or more months). It is, therefore, an estimate based on a large amount of actual data from plants similar to those that can sell energy to ICE within the framework of Chapter 1 of Ley 7200.

It is not understandable how the profitability of an investment must decrease upon the expiration of the contract term, since what incentivizes in a real investment environment is to sell those plants and seek new investments that generate greater profitability. This differentiation violates the principles of equal treatment in an open market, and the only one who would benefit would be the intermediary (ICE), which would reduce its energy purchase costs and would not necessarily transfer it to its consumers (at least to date it has not done so with the plants that renewed contracts under the terms of Ley 7200).

In relation to the matter addressed in the preceding paragraph, see point 5.2.4 of this section.

In the case of the investment and contract term, it must be clarified whether the financing is the initial one when subscribing the financing or the form in which it must be applied. In the tax part, only the application of income taxes is foreseen, and dividend taxes are not being contemplated. Existing legislation applies a 15% tax rate to profits distributed among the partners of the companies.

In relation to the matter of the recognition of the dividend tax, see point 5.2.9 of this section.

The interest rate applied to the investment must be the effective rate, that is, one that includes origination costs and commissions, unless they are included as part of the total investment costs.

The interest rate was estimated using the rate periodically calculated by the Central Bank of Costa Rica for loans in dollars to the industrial sector. On this matter, see point 5.2.3.

In calculating the cost profitability, ARESEP proposes using a somewhat outdated beta and, that is, an average leverage of projects that is not necessarily the reality for each one of the projects.

This report adopts the recommendation expressed in several objections, regarding using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York. See in this regard point 5.2.2.

José Daniel Lara Aguilar, ID 1-1326-0817:

The problem starts because despite ARESEP's intent to stimulate investment by using terms of reference provided by ICE, being the sole buyer, it fails to reflect the activities of energy costs or the investment markets, and, well, that has been mentioned previously, but what happens is that by failing in this task, it makes the model, while mathematically correct, lack real applicability, and we will touch very clearly on the concept of reasonable profit, which clashes with the concept of a price cap (tarifa tope) being implemented, since a rate lower than the result of a non-reasonable profit. So, if we say it is a price cap for a reasonable profit, then a lower rate would be a non-reasonable profit.

This report proposes a rate band scheme, not a price cap. See point 5.2.1 of this section.

The value of the "beta" parameter of the CAPM model used in this report says they are based on reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000, which are not easy to find since they are from the year 2000, but after an almost library-like effort, finding them here at ARESEP, let us see a couple of details and phrases that are in those same reports. The first thing we can see is that here it is established that since the year 2000, those limitations that Mr. Álvaro mentions are known.

We are in 2011; the knowledge of the Betas for capital returns has not been resolved with certainty. This raises serious questions as to whether those reasonable profits that these reports seek can be achieved with information that has not been attempted to be updated, and let us see here the first thing, which is the sources. It says very clearly, and I will read it, "the limitations originate in the case of the Betas, because when consulting the probable information source on the Internet, it should be noted that a credit card number must be entered to continue with the query." This means, then, that the procedures for rate setting are based on free information from the Internet and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are a little more serious or a little more reliable.

In relation to the beta value, the recommendation expressed in several objections is adopted, regarding using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York. See in this regard point 5.2.2.

Tobías Cossen, ID 1267600140826:

What ARESEP, with that rate and with that model with a price cap of 9.4 cents, does is impede private investment in projects. Because with that rate, there is clearly no project that can be carried out.

The improvements introduced in the rate model proposed in this report make it possible to enhance its capacity to stimulate private investment aimed at selling hydroelectric energy to ICE within the framework of Ley 7200. See in this regard the rate estimation in annex 3 of this report.

Compañía Eléctrica Doña Julia, represented by Ronald Álvarez Campos, ID 2-530-396, folios 283-328:

Related to the contractual terms that the model proposes. In the case file, ARESEP emphasizes that the aim is to incentivize the participation of private entities in generation; this is not only incentivized thanks to a good rate or a good legal framework. There is a factor we are leaving aside, and that is business continuity. We all know, and the same case file attests, that hydroelectric projects have a useful life not of 20 years, not of 13 years, they have useful lives of 40 years or even more. What happens with these projects after their contracts? Where are we guaranteeing the business continuity of these investors?

See what is expressed regarding contract periodicity in point 5.2.4.

In the 2008 model, the resulting rate with the parameters used by ARESEP was to set the rate for existing plants at 5.74 dollar cents per kilowatt/hour generated. This is evidently lower than the 6 cents established in the 2002 resolution and clearly lower than the 7.72 cents that today, in 2011, are being set as the acceptable rate for recontracting a plant. The repeal of resolution RJD-009-2010 is requested, that the model proposed for this hearing be applied to existing generators, and not only that it be applied but that the values be truly updated in such a way that they reflect the reality that allows an investor to find it attractive to bring a plant to this country.

In relation to the matter of the rate methodology for existing plants, see point 5.2.10 of this section.

Federico Fernández Woodbridge, ID 1-844-157:

A fixed rate; what ARESEP is proposing is to adjust the operation and maintenance costs, that is, possibly the employees can continue buying their basic food basket and I can buy spare parts and that kind of thing, but what happens with the dividends. In other words, the investor enters a project to make money, and that money must at least preserve its purchasing power, and what is happening with the dollar today is very concerning. So, I wanted to start with that point.

The updating of costs in the proposal of this report makes it possible to recover their purchasing power, given that they are subject to fluctuations over time generated by the evolution of macro-prices (local inflation, exchange rate, and external inflation).

The fair rate of return of 11.43 that ARESEP is proposing is very interesting because the financing bank of the region par excellence is the Central American Bank (Banco Centroamericano), and the cut-off rate of the Central American Bank is 12, that is, any project that any of the people here take to the BCIE for financing, they are going to say, no, look, I cannot finance this project, because I have a cut-off rate of 12%.

Based on the profitability estimation method established in this report, it is projected that it will be higher than 12% and therefore facilitates that the projects will be bankable. See point 5.2.2 of this section.

Allan Broide Wohlstein, ID 1-1110-0069:

If a price cap is set, the concept of the incentive is lost; one falls into a problem called the "winner's curse" or the curse of the winner, which is a phenomenon that occurs in auctions or bidding processes, and one example is the project that won in the last bidding, and it also places it in an asymmetric negotiating position with the single buyer, as others mentioned, that is, there is no clarity on how the final price would be determined.

In the event of setting a price cap, they should not use the average price but rather the marginal price, right? They should use the highest costs and the lowest efficiency in order to include all projects and not fall into the vices, let us say, or the problems that this implies.

Given the time desired to bring in new projects, the best is to define it once and for all. If you set the price, we no longer have to enter into a year-and-a-half process with ICE to determine what the new price will be.

There is agreement with what is expressed in the preceding text, in relation to the disadvantages associated with establishing a price cap. On the other hand, regarding the drawbacks of establishing a single rate to set the sale price of the energy to be purchased by ICE within the framework of Ley 7200, see point 5.2.1 of this section.

Hidroeléctrica Caño Grande, represented by Alonso Núñez Quesada, ID 4-160-063, folios 233-246:

This object or this existing philosophy in the mathematical model has serious friction with what is established in Ley 7593, Law of the Regulatory Authority for Public Services (Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos). The rate-setting power, as is correctly indicated and has been indicated in various rulings by the Constitutional Chamber (Sala Constitucional), is a power-duty, but more than that, it is a sovereign power that the Law attributed to a decentralized entity so that these officials, as officials and abiding by the principle of legality, can then apply existing legislation. The guidelines for that rate-setting power are clearly established in Articles 3, 5, 25 to 29, and 31 of Ley 7593. And it turns out that, being a sovereign power, because it effectively affects the legal sphere of private parties, and that affecting the legal sphere of private parties has its vicissitudes because it signifies the sovereign power of the State to restrict, to limit, or to eliminate consolidated legal situations that exist in a contractual relationship.

This means that, according to what is sought in the mathematical method, and if it can be observed, there is ultimately a lack of competence at the moment the respective price fixing is carried out between the generator and the Costa Rican Electricity Institute (Instituto Costarricense de Electricidad). Why? Because there is no rule that authorizes the Regulatory Authority for Public Services to establish a rate that determines a reference cap and allows the generator and ICE to establish prices of the contractual relationship. That would imply a delegation of that rate-setting power, and there is no rule that establishes that power of delegation on the part of the Law so that a private party can establish a price, which is public, and precisely there is where friction exists regarding the concept of legal reserve. And why a legal rule must exist that establishes that possibility of delegating, of delegating that power. The model refers to the price being determined between the generator and ICE; they are the ones who set the rate, not ARESEP. The providers are going to define a rate.

Where precisely the cross-cutting axis of the Law of the Regulatory Authority for Public Services is that, as an entity, ARESEP comes to be the impartial entity that comes to determine that rate, that power, that economic compensation that is the fair one that must be given to the provider of the public service. Indeed, I have included here that if a band system concept is given, because from the cap to zero there is a band, then that would imply effectively disregarding the competencies held by ARESEP due to the lack of application, which is a defect; lack of competence is one of the gravest defects that administrative conduct has. And so, Articles 3, 5, 29, 30, and 31 of Ley 7593 are violated by that lack of application.

The State recently, in 2009, through legal opinion 0J-66-2009, has said that the establishment of a band system in a rate is illegal and is an illegitimate conduct that the regulatory entity would deploy. I believe that, although the legal opinion is not binding, one must keep in mind that it is a source of administrative law as jurisprudence. And this effectively has a hint that it must be assessed at this procedural stage, that because we are in the preparatory stage, these matters related to the powers, with that sovereign power, with the Legal Reserve that the regulatory entity has, must be observed, where it is established that it cannot delegate that competence to private parties in the concession relationship.

Another effect that can occur with a reference rate as a cap is that there may be an effect of service liberalization because there can effectively be a liberalization of the rate-setting powers when there is a liberalization of the public service, as is clearly established in Article 50 of the General Telecommunications Law (Ley General de Telecomunicaciones), where it says that the rates for telecommunications services available to the public are only fixed by SUTEL initially, but as the market becomes more efficient and effective competition can be guaranteed, rates will be fixed by the providers.

It is clear that if there is no liberalization of the public generation service, there can be no transfer of the exercise of sovereign power in rate setting to that generator and ICE. Because otherwise we would then enter into a liberalization of the public service contained in Article 5 of Ley 7593.

Regarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases within the framework of Ley 7200, based on a rate band scheme defined by ARESEP, see point 5.2.13 of this report.

Manrique Rojas Araya, ID 1-893-107:

A list of paper projects is used; none of them, as far as I know, are built and operating projects, so they are merely expectations, and we have seen that many of these projects are done with very poor engineering studies where the cost projection does not adjust to reality. And I do not understand why the use of data that do exist is omitted, and some of them are included in the same Regulatory Authority, for example, in ET-161-2010, it states what the cost of the Sigifredo Solís Hydroelectric Plant was, which, although it is more than 20 Megawatts, consists of a 24 and a 2 Megawatt plant.

To estimate investment costs, the best information available was used. In this regard, see point 5.2.7 of this section.

On what basis is the value defined to be calculated at 10 Megas. Why 10 Megas, why not 8, why not 5, why not 4?

The investment cost values were not established with respect to a model plant of 10 MW. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity under 20 MW. In this regard, see point 5.2.7 of this section and annex 2 of this report. Regarding the calculation of the operation and maintenance cost, a value corresponding to the mean value of the installed capacity range allowed by Ley 7200 was indeed estimated. Given that there are very few operation and maintenance cost data for that range, a conservative criterion was chosen when estimating that value. See the explanation of that calculation in Anexo 2 of this report.

The risk-free rate is a little different, but it is simply because a broader base is being used. Now, the unlevered Beta, a lot was already said about that in a previous presentation. Totally outdated data from 11 years ago is used, and those reports, DEN-499 and 837, were not in the case file; one of the presenters was able to locate them, but I did not find them in the case file at least. And, why if in 2008 a database was used that is quite prestigious, that of Professor Damodaran from the University of New York, why is it not being used now, why if in 2008 an updated database was used at that time, in 2011 do we go back to 2000?

The value of the "beta" parameter being used is the one that comes from Professor Damodaran's Internet site. See in this regard point 5.2.2 of this section.

The investment cost. Data should be used for plants under 20 Megas, with plants already built, not paper plants. If we are going to use plants from elsewhere, it does not matter, but let us make the corresponding adjustments; there are plants that have very preferential tax treatment in other latitudes. Regarding the operation and maintenance cost, let us include all costs, let us include the private plants, the information already provided in 2008; for ICE's plants, let us include all costs, not just a part, and yes, we suggest that the reference value for the calculation is not 10 Megawatts, but rather the point where the curve begins to have an inflection.

The investment cost values were not established with respect to a model plant of 10 MW. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity under 20 MW. In this regard, see point 5.2.7 of this section.

Furthermore, financial conditions cannot be established as constant on day 1 for the entire life of the contract; there is variability. Taxes. All taxes must be included, not just part. Profitability. One must be consistent; independent, verifiable sources must be used, and the CAPM methodology must be adjusted to the reality of the sector and the country.

In relation to the matter of financial conditions, see point 5.2.3 of this section. In relation to the matter of the recognition of taxes, see point 5.2.9 of this section. And in relation to the CAPM methodology, see point 5.2.2 of this section.

Regarding the price cap, it should be a definitive rate. And as for the adjustment formula, it must be complete, not partial, not just adjusting operation and maintenance; that does not allow the project to be bankable.

In relation to the rate scheme to be used, see point 5.2.1 of this section. As for the matter of cost updating, see point 5.2.6.

Claudio Volio Pacheco, ID 1-302-793:

And without financing, it is essential that there are adequate rates and bankable rate schedules, that is, rates must be predictable, and as said earlier, they must give tranquility to the banks, and among those costs that exist and that do not appear in the model, there are costs such as interest during construction and another series of costs, the reserves that exist and so on, for which one must keep their feet on the ground and know what it costs to finance a plant, because, as I say, if there is no financing, there are no plants.

In relation to the matter of financing, see point 5.2.3 of this section.

Hidro Venecia S. A., represented by Rafael Rojas Rodríguez, folios 172-193:

To use the CAPM model, it is necessary to employ the model developed by the Business Administration School of the Technological Institute of CR (Instituto Tecnológico de CR), for the context of an emerging economy.

In relation to the use of the CAPM methodology, see point 5.2.2 of this section.

The investment cost per installed kW, used in the ARESEP proposal, is based on hydroelectric projects, many of which are unbuilt, mainly from Panama (10 out of 15 projects), which is why it does not provide a picture that faithfully reflects the investment cost for Costa Rican hydroelectric generation projects, since financial costs are lower, the dividend tax (15%) is not paid, in addition to using only three references from Costa Rican hydroelectric plants to support the cost of a generation model, and furthermore it was adjusted using the U.S. Bureau Composite Trend index, which does not reflect the increase in local labor costs.

Investment costs were estimated using the best information currently available. In this regard, see point 5.2.7 of this section. Regarding the recognition of the dividend tax, see point 5.2.9 of this section.

Regarding the financial cost, the ARESEP model proposes an interest rate based on offers presented in the 2006LI-00043-PROV tender for the hydroelectric BOT promoted by ICE and from the Vara Blanca and El Angel, S.A. hydroelectric projects. For this cost, one must consider not only the interest rate, but also the arrangement and disbursement fees, the liquidity reserves required by the financial institution, and any other cost related to obtaining financing.

As indicated in point 5.2.3, the method for estimating the interest rate was changed compared to what was proposed in the submission to the public hearing.

Indexation of the fixed capital quota must be done semi-annually, in order to maintain the purchasing power of the corresponding payments, using the following equations: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) and Mn = Mn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1), and this should also be applied during the construction period.

Regarding the method for indexing the tariff, see point 5.2.6 of this section.

With respect to the economic life of the project, to encourage investment in hydroelectric projects, it is advisable that the contracting periods equal the economic life of the project.

Regarding the periodicity of contracts, see point 5.2.4 of this report.

The concept of a price-cap tariff (tarifa tope) is not appropriate to establish as a reference. Article 6, subsection d of Law No. 7593, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos Law, establishes the power to set tariffs, but Article 31 states that tariff fixations that undermine the financial equilibrium of the public service-providing entities are not permitted. Therefore, ARESEP cannot delegate its function to other entities, which it would do if it established a price-cap tariff.

A price-cap tariff scheme is not established, but rather a tariff band scheme. In this regard, see point 5.2.1 of this section. Regarding the legitimacy of establishing a band and not a specific tariff, see point 5.2.13 of this section.(.)

VI.In extraordinary session 050-2011, of August 8, 2011, the minutes of which were ratified on August 10, 2011; the Board of Directors of the Autoridad Reguladora resolved by majority: 1) To fully accept official communication 122-CDR-2011 of August 5, 2011. 2) To establish the model for determining reference tariffs for private electricity generation for new hydroelectric plants. 3) To consider the response to the opponents to be what is indicated in Considerando V of this resolution and to thank them for their valuable participation in this process. 4) To instruct the Centro de Desarrollo de la Regulación to prepare and submit for the knowledge of this Board of Directors a proposed methodology to determine the environmental factor as soon as possible, as ordered. Therefore:

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS; RESOLVES:

I. To establish the following: "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,"

General Provisions (This section was eliminated by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) Objective The ultimate objective of the reference tariff model defined in this report is to provide the necessary tariff incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in the first chapter of Law No. 7200 to replace the greatest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from renewable sources. In this regard, ICE estimates indicate that it can currently contract with private electricity generators that produce from renewable sources for up to a maximum of 183 MW.

(*) Scope The model presented is applicable to the tariff fixations for energy sales to ICE by private generators that produce with new hydroelectric plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Law 7200, for those purchases and sales of electric energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP, and for those purchases and sales of energy from new plants that produce with non-conventional sources for which an approved specific tariff methodology does not yet exist from the Autoridad Reguladora.

The tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which no specific methodology exists is the tariff band estimated through this methodology, without considering seasonal structure.

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 contract for the purchase and sale of electricity or for self-consumption purposes.

Source of information

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

The calculation of operating costs (costos de explotación) shall be done using the financial-accounting information of the group of plants to which this methodology applies, and the calculation shall only consider the costs necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service.

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

This information must be justified in accordance with Article 33 of Law 7593; it shall not include costs that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, nor those defined in Article 32 of that same Law, and shall only include the useful and usable costs necessary to provide the regulated public service, which is the sale of energy to ICE. The financial-accounting information from the latest available annual report shall be used, as detailed below, as of the initiation date of the tariff fixation process, with the opening of the respective administrative case file (expediente), in accordance with the regulatory accounting provisions issued for this sector.

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

The cutoff date for the input data for the variables to perform the tariff calculation shall be the fiscal year-end date established at the national level, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff fixation procedure, or failing that, the national fiscal close established by law.

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

Additional considerations

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

In the event that a source of information required for the calculation of any variable in this methodology ceases to be available for use, the Intendencia de Energía (or the Aresep body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff fixation process for this service) shall have the authority to substitute this source of information with another reliable source, based on public information, issued by a competent entity, and that technically achieves the required purpose. For this, a detailed justification for the change must be set forth in the report supporting the tariff study in which the new source of information will be incorporated, in a separate section or an independent section.

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

When an additional variable is indispensable for performing intermediate calculations, the Intendencia de Energía (or the Aresep body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff fixation process for this service) shall have the authority to apply these calculations using the criteria indicated in the preceding paragraph.

(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

(*)(The point called "scope" was thus added by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014)

General formulation of the model To achieve the mentioned objective, a tariff model has been defined that stimulates private investment associated with hydroelectric generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within an acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a tariff band is established that allows ICE to offer electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover their operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return (rentabilidad) for the level of risk associated with the electricity generation activity.

The tariffs per KWh estimated through the proposed model include operation and maintenance costs, financial costs, and the net return to the investor.

(*) In general, the economic equation for the supply of electric energy can be expressed by equating costs plus return with income, from the perspective of the private generator. In this way, the following equation is obtained:

CE + CFC = IR (Equation 1) Where:

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital), which is the sum of the recovery of the investment (RI) and the return (r). Thus, CFC = RI + r RI = Recovery of the investment (depreciation) R = Return (Rentabilidad) on investment IR = Required income, which is the result of multiplying the tariff "p" by the energy sales "E", that is, IR = p x E p = Sale tariff E = Sales (amount of energy) Solving for p:

From the above it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on the electricity sales expectations, the operating costs, the capital recovery (depreciation), and the return.

(*)(The preceding formula was thus amended by resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016)

Where:

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital), which is the sum of the recovery of the investment (RI) and the return (r). Thus, CFC = RI + r RI = Recovery of the investment (depreciation) r = Return (Rentabilidad) on investment fa = Total or unit environmental factor (factor ambiental) IR = Required income, which is the result of multiplying the tariff "p" by the sales of energy "E", that is, IR = p x E p = Sale tariff E = Sales (amount of energy) Solving for p:

From the above it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on the electricity sales expectations, the operating costs, the capital recovery (depreciation), the return, and the environmental factor.

The environmental cost would be incorporated into the price determined by the general formula, becoming an integral part of the final price. The approval of the mechanism and methodology corresponding to the environmental component, as well as its respective amount, must be processed through the procedures established in the current legal framework (convening and holding a public hearing).

(*) Sales expectations (E) The production of the plant also depends on the availability of the installed capacity for generation, which in turn depends on the physical characteristics of the utilization (aprovechamiento), the technology used, the age of the facilities, as well as the company's maintenance practices. In turn, the distance between the plant and the delivery point is important due to the losses associated with transmission.

In any case, it is possible to express all these factors in terms of a capacity utilization factor (Factor de Planta). This is a commonly used factor that can be associated with each type of primary source; a value for this parameter can be established applicable to each type of source, making it possible to differentiate the sale tariff based on the primary source.

In summary, to estimate the amount of energy that will be used to determine the applicable tariff, the following equation is considered:

Where:

E = Annual sales (amount of energy).

C = Average contracted capacity of the plants in MW.

H = average amount of real annual hours in which the plants were in operation delivering energy for sale to ICE over the last 5 years.

fp = Average plant factor (Factor de planta) over the last 5 years of the plants used for the calculation.

Although there is a scale effect in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs, it is possible to simplify the model and perform the analysis for a plant of unitary size (unit contracted capacity), whereby the previous formula is reduced to:

The annual plant factor (fp) of a power plant, for this case, is defined as the quotient between the actual energy generated by the power plant during a period and the energy generated if it had worked at full load during that same period, according to the contracted values, using the following formula:

Where:

Fpi,a = Plant factor for each plant in each year.

Egi,a = Amount of energy in kWh that each plant generated in each year.

Pconi,a = Contracted power in kW, per plant in each year.

Hi,a = amount of hours in which the plant was in operation delivering energy for sale to ICE in each year.

i = Each one of the plants in the group.

a = Each one of the 5 years.

The value of the average plant factor over the last 5 years used in this model shall be obtained from data of Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities of less than 20 MW, on which ARESEP possesses such information. This value shall be updated in each tariff fixation. For this purpose, data from the latest five-year period on which ARESEP has information shall be used.

The value of the plant factor shall be calculated as follows:

For each of the years in the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated, according to the following formula:

Where:

Fpa = Average annual plant factor for the group of plants.

Fpia = Plant factor for each plant in each year.

i = Each one of the plants.

a = Each one of the years.

n = Index representing the number of plants.

Subsequently, the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor data to be used in the tariff fixation, calculated in the following way:

Where:

Fp = Average plant factor for the group of plants.

Fpa = Average annual plant factor for the group of plants.

Q = Number of years used to calculate the average.

a = Each one of the years.

(*)(The preceding subsection Sales expectations (E) was thus amended by resolution No. RE-0205-JD-2021 of September 28, 2021)

Operating costs (CE) Operating costs include the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. They do not include depreciation expenses, financial expenses, taxes associated with profits, or earnings.

This value shall be updated in each tariff fixation, using for its indexation the "manufacturing price index" (índice de precios a la manufactura) of the Banco Central de Costa Rica (BCCR.), with the data from the latest cut available as of the date of opening of the tariff case file.

(The preceding paragraph was thus amended by resolution RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

The calculation method was as follows:

• a)Data on operating costs are taken from a sample of hydroelectric plants operating in the country, with different installed capacities.
• b)A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.

(Subsection b) above was thus amended by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) c) The value of the mentioned function corresponding to a 10 MW plant is used, which is the median value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.

• d)In each tariff fixation, any new operating cost data that may have been obtained, corresponding to hydroelectric plants operating in the country, are incorporated.

The calculation of the operating cost value with the data available at the time this report was drafted is presented in Annex 1 (Anexo 1). This value shall be updated in each tariff fixation.

Fixed capital cost (CFC) Through the component called "Fixed Capital Cost" (Costo Fijo por Capital, CFC), investors are guaranteed returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the development of the plant attractive.

The CFC depends on the amount of the investment, the level of leverage used (debt/equity contribution ratio), the financing conditions (interest rate, payment method, and term), the recognized rate of return, the investment recovery period (economic life), the age of the plant, and the applicable income tax rate.

This Fixed Capital Cost item is determined by the following equation:

CFC = RI + r = M x FC (Equation 4)

(The preceding equation was thus amended by resolution RJD-161-2011 of October 26, 2011)

CFC = Fixed capital cost, which is the sum of the recovery of the investment (RI) and the return (r).

RI = Recovery of the investment (depreciation) r = Return (Rentabilidad) on investment (*)RI = Recovery of the investment (depreciation)

(*)(The preceding point was thus added by resolution RJD-161-2011 of October 26, 2011)

Where:

r = M x FC (Equation 5) Where:

r = Return (Rentabilidad) on investment M = Total amount of the unit investment FC = Factor reflecting the conditions of the investment The FC factor depends on the conditions under which the financing is established and on the age of the plant.

The value of each variable that determines the CFC shall be updated in each tariff fixation.

6.1.1 Investment conditions factor. The FC factor reflects a mean value of the investment return applicable throughout the entire economic life. Within this context, during the first years, the net profit received by the investor is low (and less than the loss of value of the plant), since a portion is being allocated to progressively "buy" the participation of the financial entities in the investment made.

The FC factor is calculated using an equation that allows determining the amount of the uniform quota, applicable throughout the entire economic life, required by the plant owner to recover their investment and obtain a reasonable return. The equation is as follows:

Where:

ψ = Leverage (apalancamiento) (debt ratio) (%) ρ = Return (Rentabilidad) on equity contributions (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Term of the debt (years) v = Economic life of the project (years) The components of the FC factor formula are defined below.

Leverage (ψ) The financial leverage value is used to estimate the relationship between debt and equity capital, which is part of the formula for the leveraged beta (beta apalancado) defined later.

To perform the calculation, an average of the financing information for electric projects available at the Autoridad Reguladora shall be used.

This value shall be updated in each tariff fixation.

Return on equity contributions (ρ) The calculation of the return on equity contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

The CAPM method is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it and can be separated into two major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).

The CAPM determines the cost of average equity capital for each industry, according to the following formula:

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ = Return (Rentabilidad) on equity capital contributions.

KL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.

PR = Risk premium (Prima por riesgo). It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.

RP = Country risk (Riesgo país). It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.

βa = Leveraged beta (Beta apalancada) of the investment. It is the co-variance of the return of a given asset and the market return. It is called "leveraged" when part of the investment is financed with debt.

The leveraged beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Leveraged beta (Beta apalancada).

βd = Unleveraged beta (Beta desapalancada).

D/Kp = Ratio between debt and equity capital (estimated through financial leverage) t = Tax rate on income.

The parameters required to be calculated to estimate the return on equity contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unleveraged beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:

Risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the U.S. Treasury Bonds. The rate shall be used with the same maturity period as that used for calculating the risk premium, which is available on the internet page of the U.S. Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

Risk premium (PR) shall use the variable called "Implied Premium (FCFE)". For 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 Unleveraged beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". If any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source shall be used.

In the event that, for one or more of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years but that is the same for all variables shall be used.

For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information referring to the financing level for each type of private electric generation plant available at the Autoridad Reguladora shall be used.

6. Other variables a) Interest rate (i) The monthly average of the values of the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars from private banks shall be used.

• b)Economic life of the project (v) 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 for defining the tariff. It is being assumed that this economic life is half of the useful life of the project, estimated at 40 years.
• c)Term of the debt (d) and term of the contract The term of the debt is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating the tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by law. If ICE were to contract the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.
• d)Age of the plant (e) Given that these are new plants, this variable is assigned a value of zero.

(The subsection "Return on equity contributions (ρ)) above was thus amended by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) Amount of the unit investment (M).

The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.

(The preceding paragraph was thus amended by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014)

(*) The calculation of this value shall be performed using data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from which extreme values shall be excluded, from four sources of information:

• a)The most recent version of the Regional Indicative Generation Expansion Plan (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación), published by the Consejo de Electrificación de América Central–Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)Reports made by the Autoridad Reguladora on fixation of sale prices for energy to ICE or other companies from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200 and Law No. 8345.

7200 and Law No. 8345.

(*)(The preceding paragraph was thus amended by resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016)

(Thus added by resolution RJD-013 of February 29, 2012)

(*) All available data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW shall be extracted from the mentioned sources of information. Subsequently, this data shall be subjected to the following treatment:

• a)Calculate the investment per installed kW for each plant (US$/KW).
• b)Obtain the simple average of the investment cost per installed kW of the plants used for the calculation.

(*) (Thus amended by resolution RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024 Table 2.1 of Annex 2 (Anexo 2) of this report presents the current calculation of the average investment cost, based on the previously established criteria. This value shall be updated in each tariff fixation.

(*) Update of the investment amount in fixed assets The update of the investment amount in fixed assets that make up the rate base shall be performed using a representative price index, in the event that the data used are more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets shall be performed annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting said decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.

(*)(The preceding paragraph was thus added by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014)

Definition of the tariff band (*) The sale price of energy by private generators to the ICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, shall be regulated by means of a tariff band.

The main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are the following:

In the event that the calculation with the three proposed standard deviations indicates a lower limit of zero or less than zero, the immediately preceding positive natural number of standard deviations shall be taken such that the lower limit is greater than zero. That is, if with three standard deviations the investment amount is zero, two standard deviations are used; if with two standard deviations the investment amount is zero, one standard deviation is used; and if with one standard deviation the investment amount is zero, the average is used.

(*)(The preceding paragraph was thus amended by resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016)

During the design process of the methodology proposed in this report, it was observed that there is no standard model for hydroelectric generation with installed capacities equal to or less than 20 MW in Costa Rica. Although equipment costs are well established and are standard, the diversity of geological, hydrological, and topographical conditions means that infrastructure costs show substantial differences. Consequently, the option of establishing a price band based on efficiency levels is made difficult. It was therefore decided to define this band using a statistical criterion.

In particular, it is proposed to define the price band based on the determination of a maximum and a minimum investment cost value. To do this, first, the standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost is calculated. The upper limit of the price band is defined as the average investment cost plus the standard deviation. And the lower limit, as the average investment cost minus the standard deviation.

Table 2.2 of Anexo 2 presents the calculation of the investment cost range on which the definition of the tariff band is based, using the data available at the time this report was drafted. This range shall be updated in each tariff setting.

Time-of-use and seasonal structure The tariff shall have a monomic structure, such that payment shall only be made for energy. The time-of-use and seasonal structure is a relative differentiation of the price of energy, by hours of the week and by hydrological seasons. It seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electrical system, due to the seasonal influence of hydrology and the weekly behavior of the load curve.

The seasonal time-of-use tariff structure to be used is the following:

. The high season period (high period) covers the five months from January to May, and the rest of the year is the low season or period.

. The time periods are divided into three: peak, valley, and night. The peak period consists of the five hours, separated into two blocks, of highest demand on the five working days of the week, from 10:30 a.m. to 1:00 p.m. and from 5:30 p.m. to 8:00 p.m. The night period covers from 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day, all seven days of the week. The valley period covers the remaining hours, including from 6:00 a.m. to 8:00 p.m. on weekends, where there is no peak period.

The dimensionless parameters that shall be applied to the defined tariff level are the following:

These parameters shall be updated in each tariff setting, based on the reports of the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) in which a seasonal time-of-use structure model is defined for the purchase prices paid to electric generators.

Currency in which the tariff shall be expressed The tariffs resulting from the detailed methodology shall be expressed and invoiced in United States of America dollars (US$ or $).

The conditions under which payments are made shall be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on the applicable regulations.

Adjustment of the tariff band values The values of the tariff band shall be reviewed at least once a year, in accordance with what is established by Law No. 7593.

At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band.

(The preceding paragraph was thus added by resolution RJD-161-2011 of October 26, 2011)

Other considerations To improve this methodology in the future, it is established that new private hydroelectric generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually submit to the ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification. In this way, the ARESEP will be able to have better information for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.

TRANSITORY PROVISION. Once the changes to the tariff methodology of the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, come into force, the Intendencia de Energía must initiate ex officio, within a maximum period of 60 calendar days, within that period the opening of the tariff file must be requested, the initial report must be issued, and the DGAU must be requested to convene the respective public hearing.

(The preceding transitory provision was thus added by resolution RE-0014-JD-2024 of April 4, 2024)

II.To provide as a response to the opponents what is indicated in Considerando V of this resolution and to thank them for their valuable participation in this process.

DISSENTING VOTE OF THE DIRECTOR EMILIO ARIAS RODRÍGUEZ File OT-029-2011 Metodología Tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, official communication 417 RG -2011 of August 5, 2011.

Based on my constitutional oath to uphold and respect the Constitución Política and the laws of the Republic, I dissent from the majority vote insofar as the proposal called "Metodología Tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" must, in my opinion, be added to, clarified, or corrected, in accordance with the observations I note below:

First: Within the powers of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) regarding concessions and tariffs with respect to private generators, it is not legally acceptable to assume that the Instituto Costarricense de Electricidad conducts auctions or tenders to decide from which company it purchases energy. Furthermore, the tariff-setting power is a sovereign power that cannot be delegated and is assigned by Law to the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, so the justification for the proposed establishment of the Tariff Band system, presented by the Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), lacks legal support. The report indicates that there is a monopsony power held by the ICE in the energy purchase market authorized by Chapter I of Law No. 7200, which is true; (see page 21 of 113-CDR-2011), the report indicates that the ceiling tariffs included in the original proposal submitted to a public hearing have the drawback that no lower limit is established, so the ICE would make use of that power, and therefore to solve that problem, the bands are proposed.

However, in the opinion of the undersigned director, the proposal of tariff bands does not solve the identified problem either. Under current conditions, where a Ley General de Electricidad has not yet been approved and there is no competitive market, a specific tariff subject to review must be established for private generators that sell energy to the ICE under Chapter I of Law No. 7200.

Second: The sale prices of energy to the ICE authorized by Law No. 7200 must comply with the provisions of Articles 3 and 31 of Law No. 7593, in concordance with Article 17 of Law No. 8723, Ley Marco de Concesión para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica, which state:

• a)Public Service. That which, due to its importance for the sustainable development of the country, is classified as such by the Asamblea Legislativa, in order to subject it to the regulations of this law.
• b)Service at cost. Principle that determines the method of setting the tariffs and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with what is established in

• c)Public service provider. Public or private entity that provides public services by concession, permit, or law. (Thus amended by Article 41, subsection a) of Law No. 8660 of 8/8/2008, published in Alcance 31, to La Gaceta 156 of 8/13/2008).
• d)Environmental impact assessment. Scientific-technical study, carried out by professionals in the field, that allows identifying and predicting the effects that a specific project will produce on the environment, quantifying and weighing them, to propose a recommendation."

To set the tariffs and prices of public services, the Autoridad Reguladora shall take into account the model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the providing companies. In this last case, efforts shall be made to promote small and medium-sized enterprises. If there is a proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.

The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan nacional de desarrollo shall be central elements for setting the tariffs and prices of public services. Settings that jeopardize the financial equilibrium of the public service providing entities shall not be permitted.

The Autoridad Reguladora must apply models for annual tariff adjustment, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, wage adjustments made by the Poder Ejecutivo, and any other variable that the Autoridad Reguladora deems pertinent.

Likewise, when setting public service tariffs, the following aspects and criteria must be considered, when applicable:

• a)Guarantee financial equilibrium.
• b)The recognition of the cost schemes of the different contracting mechanisms for project financing, their special forms of payment, and their effective costs; among them, but not limited to, type B schemes: (build and operate, or build, operate, and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.
• c)The protection of water resources, environmental costs, and services.

(Thus amended, the entire article, by Article 41, subsection g) of Law No. 8660 of 8/8/2008, published in Alcance 31, to La Gaceta 156 of 8/13/2008)."

The regulation regarding the public service and the sale tariffs for electricity to the ICE, which are approved for companies that have concessions for the exploitation of hydraulic forces for hydroelectric generation under this Law, shall be established in accordance with the principles, criteria, and rules of Law No. 7593, in particular the precepts of service at cost and the setting of prices and tariffs contained in Articles 3 and 31, respectively. The avoided cost criterion may not be used, under any circumstances, in the setting of prices and tariffs for the sale of energy to the ICE or other distributors authorized by law. This rule prevails over any other that precedes it in this matter. Chapter II of Law No. 7200 is exempted from the scope of this article." From the reading and analysis of these articles, it is deduced that the so-called environmental factor is an imperative; there is an obligation to include it within the proposed methodology.

This factor is one of the central elements for setting the tariffs and prices of public services. The methodology refers to the inclusion of the factor (fa) with a value of zero because it was not calculated. In this regard, I point out that the consideration of this methodological proposal must be postponed until it is complete; this factor cannot be relegated and left unconsidered indefinitely, until a new methodology is approved that defines it.

Specifically, within point 5.2.12 called "Promotion of private investment in hydroelectric generation," in point b), it is textually indicated: "opening the possibility of including an environmental component in the tariff, whose design will be submitted to a public hearing shortly." From this, it follows that we are indeed facing a possibility that remains undefined in time, especially considering the historical time that the processing of a methodology at the institutional level entails. Additionally, it is important to question the economic and human cost this represents.

On the other hand, on page 22 of the document delivered via official communication 122-CDR-2011 / 65718, which is the one submitted for consideration by the Junta Directiva, it is indicated that "the ARESEP agrees with establishing an environmental cost factor." Again, in the opinion of this director, it is not that it agrees; it is that Article 31 of Law No. 7593 obligates it to include it within the methodology.

Third: At the time of voting on the "Metodología Tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas," official communication 417 RG -2011 of August 5, 2011, this director has not received the information requested in session 46-2011 of July 20, 2011, a session where the proposals of the Dirección de Servicios de Energía and the Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) were presented, which is of vital importance for making a decision. However, it should be noted that informally, during the course of this session, I viewed the official communication DEN 2011/ 17963, of July 22, 2011, through which the Dirección de Servicios de Energía delivers to this board the information requested by this director; however, it was not delivered to me in time, which once again demonstrates the concealment of information from this director, preventing me from making a decision with complete and accurate information.

Fourth: Currently, the Junta Directiva of the ARESEP, due to decisions not attributable to this director or to directora Echandi Gurdián, lacks technical and legal advisory services independent of the rest of the administration's bodies, a situation that began on October 9, 2010. This limits the verification by this collegiate body of the conformity of the Administration's proposal with the respective regulations and technical rules, which I support in accordance with the principle of impartiality of public officials and the fundamental right of the administered to the impartiality of the Administration. See rulings 6472-2006, 2883-96, and 3932-95 of the Sala Constitucional. It is clear that, in their capacity as public officials, legal advisors are equally called upon to respect the principle of impartiality and transparency that emanates from Article two of the Constitution, in concordance with Article 230 and following of the Ley General de Administración Pública.

San José, August 17, 2011.

Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos: a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley. b) Servicio al costo: principio que 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, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.".

• e)Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones".

Los servicios públicos antes mencionados son: a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación."

La Autoridad Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley Nº 7200 y sus reformas, del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad".

Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros legales y contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los prestadores."

La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios.

Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.

La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.

De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:

• a)Garantizar el equilibrio financiero.
• b)El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean reglamentados.
• c)La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales.

No se aceptarán costos de las empresas reguladas:

• a)Las multas que les sean impuestas por incumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.
• b)Las erogaciones innecesarias o ajenas a la prestación del servicio público.
• c)Las contribuciones, los gastos, las inversiones y deudas incurridas por actividades ajenas a la administración, la operación o el mantenimiento de la actividad regulada.
• d)Los gastos de operación desproporcionados en relación con los gastos normales de actividades equivalentes.
• e)Las inversiones rechazadas por la Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la prestación del servicio público.
• f)El valor de las facturaciones no cobradas por las empresas reguladas, con excepción de los porcentajes técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora.

• a)Junta Directiva.
• b)Un regulador general y un regulador general adjunto.
• c)Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
• d)La Auditoría Interna.

La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes. (.)" . La Ley General de la Administración Pública establece:

En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia. 2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos discrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad.

Por su parte, en cuanto a la generación privada de electricidad, es importante considerar lo dispuesto en los artículos 1º a 3º de la Ley Nº 7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela y el artículo 17 de la Ley Nº 8723, que establecen:

. Ley Nº 7200

Para los efectos de esta Ley, se define la generación autónoma o paralela como la energía producida por centrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional. La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, SA), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE)" (Así reformado por el artículo 2º de la Ley Nº 7508 del 9 de mayo de 1995).

Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean convencionales. (Así reformado por el artículo 2º de la Ley Nº 17508 del 9 de mayo de 1995 y modificado por Resolución de la Sala Constitucional Nº 6556-95 de las 17:24 horas del 28 de noviembre de 1995, que anuló su última frase).

. Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica:

El criterio de costo evitado no podrá ser utilizado, bajo ninguna circunstancia, en la fijación de los precios y las tarifas para la venta de energía al ICE u otros distribuidores autorizados por ley".

En la Resolución de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos Nº RJD-009-2010, publicada en el Diario Oficial La Gaceta Nº 109 del lunes 7 de junio del 2010, en la cual se estableció lo siguiente:

Punto II.-"Que el Plan Nacional de Energía en lo que concierne al sector de energía eléctrica, se establecieron las siguientes políticas: a) Definir un modelo tarifario que promueva e incentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica por parte de los actores del mercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de energía. b) Diseñar un sistema de tarifas que considere, como mínimo, las relaciones de las empresas generadoras que venden electricidad a las empresas distribuidoras, empresas generadoras que venden electricidad entre sí y empresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica. c) Diseñar mecanismos nuevos que incentiven el desarrollo y diversificación de fuentes de energía renovables y de actores del sector para la actividad de generación eléctrica. d) Corresponde a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos fijar las tarifas para el servicio público de suministro de electricidad en la etapa de generación".

En el documento Política y Metodologías Tarifarias del Sector Energía de la ARESEP se cita, sobre el principio de servicio al costo: ".el principio de "tarifas al costo", no específica que este costo debe ser de naturaleza financiero-contable o similar, e incluso en el artículo #31 se indica que deben tomarse en cuenta aspectos de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de la energía y eficiencia económica; por lo que en la práctica se han utilizado diversas alternativas tarifarias, todas las cuales podrían definirse como basadas en el costo (Ej. contable -financiero, marginal-económico, etc.)".

En cuanto al servicio público de generación de electricidad, el Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014 "María Teresa Obregón Zamora", desarrolla un tercer eje denominado "Ambiente y ordenamiento territorial", en el que se promueve, entre otras cosas, la carbono neutralidad y el uso de energías limpias. Se establece como una meta nacional, en el capítulo 3 de dicho plan, el consolidar el posicionamiento ambiental del país con una matriz energética sostenible y un desempeño ambiental óptimo. Un pilar fundamental para ese objetivo y que representa además un aspecto estratégico para la dinamización productiva en un esquema de sostenibilidad, consiste en la garantía de una matriz energética sustentada en fuentes renovables.

Esta matriz energética pretende asegurar la sostenibilidad y competitividad para atender las necesidades de la población y la producción, disminuyendo la factura petrolera y la transferencia de costos al sector productivo y consumidor.

Para ello se definió como meta lograr una mayor "consistencia entre su crecimiento económico y su posicionamiento ambiental", mediante el impulso del aprovechamiento de las fuentes renovables de energía de que se dispone, para lograr que el 95% de la energía nacional se sustente en fuentes renovables, cuyo indicador sea el porcentaje de la generación total de energía obtenido de fuentes renovables.

Este eje contempla diversas líneas de acción que buscan aumentar la capacidad de generación de energía limpia, entre ellas destacan la generación de energía (625 MW) por medio de proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos en todo el territorio nacional, los cuales entrarán en operación en los próximos cuatro años. Estos proyectos involucran tanto al Estado como la participación de generadores privados. Para completar iniciativas de generación energética, se promoverán acciones tendientes al uso racional de la misma, implementando el Programa de Eficiencia Energética Nacional, por parte de entidades del subsector energía y en beneficio de la población. (Objetivo estratégico 6.3.5 Energías Renovables) Por otra parte, el objetivo estratégico "7.3.1 Aumentar la producción: inversiones en capital humano y físico y el incremento de la eficiencia", específicamente en cuanto a desarrollo de infraestructura, se indica que realizarán acciones tendientes a asegurar el suministro de energía eléctrica necesario para el desarrollo del país en las próximas décadas, a partir de fuentes de energía limpia y renovable, para lo cual impulsarán proyectos relacionados con la construcción de plantas hidroeléctricas y geotérmicas.

Entre los objetivos de desarrollo del milenio, encontramos el "9.2.7 Garantizar la sostenibilidad del medio ambiente", en el que se pretende asumir plenamente los principios de sostenibilidad, mediante los cuales una economía pujante debe ser armonizada con el respeto a los recursos naturales y capaces de producir la energía que se consume de forma eficiente y a partir de fuentes de energía limpia.

Específicamente, en cuanto las políticas, metas sectoriales y acciones estratégicas, en el sector ambiental, lineamientos de políticas sectoriales, se encuentra la meta 3. Generación de energía eléctrica a partir de un 100% de participación de fuentes renovables.

A la acción estratégica "Impulsar las fuentes renovables de energía y su uso racional", se le asignó el objetivo "Garantizar el uso de fuentes limpias de energía para satisfacer la demanda nacional, disminuyendo la utilización de hidrocarburos", cuya meta para el periodo 2011-2014 es impulsar el programa de generación con energías renovables en 334 MW de energía limpia e impulsar el programa de generación con energías renovables en 1500 nuevos sistemas fotovoltaicos.

Por otro lado, el Plan Nacional de Energía establece los siguientes objetivos:

a. Asegurar el aprovechamiento de la energía, con el fin de fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo costarricense.

b. Continuar el desarrollo de la generación basado en recursos renovables.

c. Realizar un manejo ambiental y social de reconocida excelencia que permita el desarrollo sostenible.

La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta Nº 69, del 8 de abril del 2009 y sus reformas.

El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la Ley Nº 7593, que dispone:

Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora ordenará publicar en el Diario Oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, los asuntos que se enumeran a continuación:

a. Las solicitudes para la fijación ordinaria de tarifas y precios de los servicios públicos.

b. Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley Nº 7200, del 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley Nº 7508, de 9 de mayo de 1995.

c. La formulación y revisión de las normas señaladas en el artículo 25.

d. La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.

Para estos casos, todo aquel que tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma oral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar exacto o el número de fax, para efectos de notificación por parte de la ARESEP. En dicha audiencia, el interesado deberá exponer las razones de hecho y de derecho que considere pertinentes.

La audiencia se convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos formales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la audiencia.

Tratándose de una actuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se observará el mismo procedimiento.

Para los efectos de legitimación por interés colectivo, las personas jurídicas organizadas bajo la forma asociativa y cuyo objeto sea la defensa de los derechos de los consumidores o de los usuarios, podrán registrarse ante la Autoridad Reguladora para actuar en defensa de ellos, como parte opositora, siempre y cuando el trámite de la petición tarifaria tenga relación con su objeto. Asimismo, estarán legitimadas las asociaciones de desarrollo comunal u otras organizaciones sociales que tengan por objeto la defensa de los derechos e intereses legítimos de sus asociados.

Las personas que estén interesadas en interponer una oposición con estudios técnicos y no cuenten con los recursos económicos necesarios para tales efectos, podrán solicitar a la ARESEP, la asignación de un perito técnico o profesional que esté debidamente acreditado ante este ente, para que realice dicha labor. Esto estará a cargo del presupuesto de la Autoridad Reguladora. Asimismo, se faculta a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para que establezca oficinas regionales en otras zonas del país, conforme a sus posibilidades y necesidades.

De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora es la competente para emitir las metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública en el que garantice la participación ciudadana y para la emisión de las mismas deberá observar el principio de servicio al costo, las reglas de la ciencia y la técnica y las disposiciones generales emitidas en el Plan Nacional de Desarrollo, relativas al sector eléctrico.

El marco legal citado anteriormente, provee la base que faculta a ARESEP para establecer metodologías regulatorias que refleje la estructura de costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo con el principio de servicio al costo y los aspectos técnicos aplicables, de tal forma que se obtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la generación hidroeléctrica privada.

Contexto del sector eléctrico nacional.

II.Que el Sector Eléctrico Nacional, se encuentra en una etapa en la que se requiere urgentemente de la incorporación de la mayor cantidad posible de energía, proveniente de plantas de generación de electricidad, que utilicen fuentes de energía renovables y tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas. Estas últimas generan actualmente una cantidad apreciable de la energía eléctrica disponible, a pesar de sus mayores costos económicos y ambientales.

En este sentido, y en concordancia con lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014(1) sobre la importancia de garantizar una matriz energética basada en fuentes renovables, el sector electricidad debe aumentar su capacidad de generación con energías limpias, ya sea mediante proyectos estatales o con participación de generadores privados.

(1) http://documentos.mideplan.go.cr:8080/alfresco/d/d/workspace/SpacesStore/122fcd1c-53a7-47a7- a0ad-84cac6f1d7b9/PND-2011-2014-Maria-Teresa-Obregon-Zamora.pdf Actualmente se dispone de estudios técnicos que demuestran la existencia de suficiente potencial no utilizado de diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa, hidroeléctrico y geotermia). Para aprovechar oportunamente ese potencial, es preciso contar con políticas públicas adecuadas, y ello incluye las políticas de regulación que corresponde diseñar y ejecutar a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).

Entre los esfuerzos estatales más significativos para incentivar la generación con fuentes renovables, se encuentra la determinación de esquemas tarifarios que incentiven la inversión privada en plantas de generación de electricidad con tales fuentes. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el principio de servicio al costo y los otros principios y criterios que establece la Ley Nº 7593.

La Ley Nº 7200 del 13 de setiembre de 1990, brinda la oportunidad de promover el aporte de los inversionistas privados y aumentar la oferta de generación de electricidad basada en fuentes renovables de energía. Mediante esta Ley se autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela y se permite al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a las cooperativas de electrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales eléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20.000 KW) y que utilicen fuentes de energía renovables. En la misma Ley se establece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15% de la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el sistema eléctrico nacional.

Según estimaciones recientes del ICE, esta empresa pública puede contratar en la actualidad hasta un máximo de 183 MW a generadores privados de electricidad, en el marco de la Ley Nº 7200. Esa es una cantidad considerable de energía que se podría inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, para reducir la dependencia de generación térmica.

Para lograr el propósito mencionado, es necesario que la ARESEP establezca tarifas de referencia para las transacciones a efectuar en el marco de la Ley Nº 7200.

Uno de los principales obstáculos para definir las metodologías tarifarias antes mencionadas, ha sido la dificultad de acceso a información adecuada para estimar los costos asociados con la generación privada de electricidad, en las condiciones establecidas por la Ley Nº 7200. Recientemente, esa limitación se ha podido superar en una medida considerable, con los análisis y datos aportados por el ICE, con la consulta de fuentes de información nacionales e internacionales, y con los aportes y comentarios recibidos durante el proceso de audiencia pública organizado por la ARESEP.

Los análisis realizados por ARESEP han mostrado que no existe un único modelo estándar para la generación eléctrica con plantas hidroeléctricas en el marco de la Ley Nº 7200. A pesar de que los equipos empleados en esas actividades están muy estandarizados, la gran diversidad de condiciones geológicas, topográficas e hidrológicas en los sitios donde se ubican esas plantas, causa una considerable dispersión de costos de producción. Tomando en cuenta esta situación, se ha optado por establecer una banda de tarifas dentro de las cuales el ICE podrá recibir ofertas de una gama amplia de generadores privados y escoger las que le resulten más atractivas. Dentro de este esquema, se pone al ICE en condiciones de comprar energía de algunas plantas cuyos costos de producción difieran de los costos promedio de la industria de generación privada, dentro de condiciones aceptables de costos y de eficiencia operativa. Ello se justifica, tomando en cuenta que la regulación de la generación privada de electricidad por parte de ARESEP responde al objetivo de reducir la dependencia de la generación térmica y de esa forma, disminuir los altos costos económicos y ambientales, que ese tipo de generación implica.

La metodología mediante la cual se determina la banda de tarifas antes mencionada está basada en un procedimiento con el que se estiman los valores superior e inferior de esa banda, expresados en dólares por KWh. Esos límites están definidos a partir de la estimación del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión correspondientes a 24 plantas hidroeléctricas centroamericanas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, los cuales están en poder de la ARESEP. A esos datos se les pueden agregar otros que se obtengan en el futuro, para ampliar la muestra de referencia. El límite superior está dado por la tarifa correspondiente a un costo de inversión igual al promedio más una desviación estándar; y el límite inferior está dado por la tarifa calculada con un costo de inversión igual al promedio menos la desviación estándar.

Se espera que la metodología tarifaria planteada en este informe contribuya a reducir en el corto y el largo plazo las tarifas de energía eléctrica que paga el consumidor final. Así se verán beneficiados los compradores de energía (empresas y usuarios) y la economía nacional en su conjunto. Se espera también que de esta forma se reduzcan los considerables impactos ambientales negativos que la generación térmica está ocasionando, los cuales podrían incrementarse si la dependencia de esa fuente energética llegara a aumentar.

Las tarifas resultantes de estos modelos serían las que se utilicen para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo de la Ley Nº 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea hidráulica.

Propuesta sometida a audiencia pública

III.Que la necesidad de contar con una metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, se basa en las siguientes consideraciones:

. El sector eléctrico nacional requiere urgentemente de la incorporación de la mayor cantidad posible de plantas de generación de electricidad, que utilicen fuentes de energía renovable y tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas. De esa forma, se podrá sustituir la mayor cantidad posible de energía generada por plantas térmicas, con base en las cuales se genera actualmente una cantidad apreciable de la energía eléctrica disponible, a pesar de sus altos costos económicos y ambientales.

. El sector de electricidad debe aumentar su capacidad de generación con energías limpias, ya sea mediante proyectos estatales o con participación de generadores privados, para asegurar el suministro de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

. Se han realizado estudios técnicos que demuestran la existencia de suficiente potencial no utilizado en las diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa, hidroeléctrico y geotermia), lo que implica que deben realizarse todos los esfuerzos necesarios para incentivar la utilización de estas fuentes.

. Para incentivar la inversión privada en generación con fuentes renovables en el marco de la Ley Nº 7200, es necesario que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) establezca tarifas de referencia para las transacciones normadas por esa ley.

Durante el presente año se sometió a audiencia pública, por medio del expediente OT-029-2011, una propuesta con el fin de establecer un "Modelo para la determinación de tarifas tope de referencia para plantas nuevas de generación privada hidroeléctricas". Esa propuesta se fundamentó en los siguientes criterios:

. Se trata de un modelo que define un rango de tarifas de referencia con el objetivo de estimular la inversión, la eficiencia operativa (reducción de costos en la operación y el mantenimiento) así como el uso óptimo del recurso hídrico y la eficiencia asignativa (reducción de precios), con lo cual se verán beneficiados los compradores de energía (empresas y ciudadanos), así como la economía nacional en su conjunto.

. Las tarifas resultantes de estos modelos serán las que se utilicen para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo de la Ley Nº 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea hidráulica. La tarifa resultante también servirá para la venta de electricidad por parte de los generadores privados a otros agentes en el mercado eléctrico nacional.

. Para determinar la tarifa de referencia se obtuvo información de plantas hidroeléctricas (con potencias similares a las establecidas en la Ley Nº 7200) de los Estados Unidos de América, de algunos países centroamericanos y de un grupo de plantas de Costa Rica.

. El modelo se desarrolla con parámetros de la industria de algunos países de Centroamérica y algunos casos específicos de Costa Rica. La rentabilidad que se determina se calculó de acuerdo a la metodología del CAPM, establecida por la ARESEP en modelos similares.

El modelo completo que se sometió al proceso de audiencia pública consta en el oficio 098-DEN-2011, en donde se desarrollan en detalle los diferentes aspectos del mismo.

IV.Que para efectos de determinar la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", se consideran las siguientes conclusiones a las cuales arribó la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, en su oficio 122-CDR-2011

1. El objetivo último de la metodología tarifaria definida en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios para que en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley Nº 7200, para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuentes hidráulicas. Al respecto, se tiene presente que según estimaciones recientes del ICE, esta empresa pública puede contratar en la actualidad hasta un máximo de 183 MW a generadores privados de electricidad que produzcan con fuentes renovables, en el marco de la Ley Nº 7200.

2. Se ha definido un modelo tarifario que estimula la inversión privada asociada con plantas de generación hidroeléctrica con potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango aceptable de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se determina una banda tarifaria que permite al ICE ofrecer precios de compra de electricidad con los cuales el oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de electricidad.

3. El contar con tarifas de referencia para las transacciones de energía antes mencionadas es de gran importancia para el Sistema Eléctrico Nacional y en general, para el desarrollo económico y social del país.

4. En particular, el esquema tarifario propuesto permite aprovechar las oportunidades que ofrece la Ley Nº 7200 del 13 de setiembre de 1990, para promover el aporte de los inversionistas privados y aumentar la oferta de generación de electricidad basada en fuentes renovables de energía.

5. Las tarifas resultantes de este modelo serían las que se utilicen para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo del capítulo primero de la Ley Nº 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea hidroeléctrica.

6. La metodología tarifaria está basada en un modelo con el que se estiman los valores superior e inferior de una banda tarifaria, definen a partir de la estimación del promedio y la desviación estándar de los datos de costo de inversión disponibles para plantas hidroeléctricas centroamericanas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW. El límite superior está dado por la tarifa correspondiente a un costo de inversión igual al promedio más una desviación estándar; y el límite inferior está dado por la tarifa calculada con un costo de inversión igual al promedio menos la desviación estándar.

7. El modelo se desarrolló con parámetros de la industria de algunos países de Centroamérica y algunos casos específicos de Costa Rica, y la rentabilidad se calculó de acuerdo con la metodología del CAPM, establecida por la ARESEP en modelos similares, actualizando los respectivos parámetros.

La propuesta metodológica define la tarifa como el resultado final del algoritmo que incluye los costos de explotación (CE), la recuperación de la inversión (depreciación) (RI), la rentabilidad (r) y un factor ambiental (fa).

8. El método para calcular el costo de explotación es el siguiente: a) se toman los datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas; b) se hace un ejercicio de regresión exponencial para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación; y c) se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200.

El Costo Fijo por Capital (CFC) dependerá del monto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado (relación deuda / aportes de capital), de las condiciones de financiamiento (tasa de interés, modalidad de pago y plazo), de la tasa de retorno, del período de recuperación de la inversión (vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta aplicable.

9. El monto total de la inversión (M) representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país. El cálculo de este valor se efectúa a partir de una muestra de datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW. El valor resultante se obtiene del promedio de los promedios de los costos unitarios de inversión de cinco rangos de capacidad instalada, cada uno de 4 MW. A ese valor se agregó el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de gracia.

10. En lo que respecta al factor que refleja las condiciones de la inversión (FC), éste dependerá de las condiciones que se establezcan en el financiamiento, a saber: apalancamiento (relación de deuda), tasa de interés, plazo de la deuda (años), la rentabilidad de los aportes de capital (CAPM), además de la edad de la planta (años), que tomará en cuenta la vida económica de la planta (años).

11. Las condiciones de financiamiento (tasa de interés, la relación de deuda y el plazo) a utilizar en el modelo propuesto estarán determinadas, a excepción del plazo que es fijo, por el promedio de cada uno de estos parámetros para una muestra de proyectos nacionales e internacionales con capacidades similares a los que se pretende aplicar tarifas. Dichos parámetros estarán sujetos a las condiciones financieras que ofrezca el mercado en su momento.

12. Para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa.

13. La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas (20 años), es el máximo permitido por la ley.

14. La rentabilidad del aporte de capital será obtenido por medio del Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), el cual tomará en cuenta los siguientes parámetros: la tasa libre de riesgo, el beta de la inversión apalancada según la relación de deuda, el premio por riesgo y el riesgo país actualizado.

15. La estructura horario - estacional procura representar los cambios cíclicos del valor de la energía en el sistema eléctrico, debidos a la influencia estacional de la hidrología y al comportamiento semanal de la curva de carga.

16. Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $). Los respectivos pagos se harán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, de conformidad con la normativa aplicable.

Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.

17. Para mejorar esta metodología en el futuro, los generadores privados hidroeléctricos nuevos tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada.

V.Que del oficio 122-CDR-2011 que sirve de sustento a la presente resolución, se extraen los principales argumentos de los opositores y coadyuvantes, cuyo resumen y análisis conviene citar así:

"(.)

5.1. Participantes en la audiencia pública. La audiencia pública se realizó de conformidad con el artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Nº 7593, y los artículos del 44 al 61 del Reglamento de la citada Ley (Decreto Nº 29732-MP).

Según el Informe de instrucción presentado por la Dirección General de Protección al Usuario, (oficio 0550-DGPU-2011) se recibieron 20 oposiciones y coadyuvancias admitidas provenientes de la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, Rubén Zamora Castro, Stephen Yurica, Jorge Arturo Alfaro Fallas, Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), Esteban Lara Erramouspe, José Daniel Lara Aguilar, Inversión La Manguera, S. A., Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada, Compañía Eléctrica Doña Julia, S.R.L., Federico Fernández Woodridge, Allan Broide Wohlstein, Empresa Hidroeléctrica Matamoros, S. A. Aeroenergía, S.A., Hidroeléctrica Platanares, S. A. e Hidroeléctrica del General S.R.L., Hidroeléctrica Aguas Zarcas, S. A., Hidroeléctrica Caño Grande, S. A., El Embalse, S. A. Claudio Volio Pacheco, e Hidro Venecia, S. A.

Las oposiciones recibidas que no fueron admitidas por falta de requisitos formales corresponden a: Molinos de Viento del Arenal S. A., Planta Hidroeléctrica Don Pedro S. A., y Planta Hidroeléctrica Río Volcán S. A.

5.2 Principales argumentos expuestos. Las oposiciones presentadas versan sobre una considerable cantidad de temas específicos. A continuación se resumen algunos de los argumentos más recurrentes y que eventualmente podrían afectar más significativamente la tarifa y el modelo propuesto. Sobre cada uno de ellos se expone la posición de la ARESEP.

5.2.1 Esquema tarifario: ¿Tarifas tope, banda o tarifa única?. Varias de las oposiciones expresadas en audiencia objetaron el esquema de tarifas tope, y en particular el uso de una tarifa asociada con costos promedio para establecer ese tope.

El análisis de la ARESEP posterior a la audiencia coincide con la mayoría de los argumentos en contra de establecer una tarifa tope con base en costos promedio. Ese esquema tiene el inconveniente de que se deja sin posibilidad de participar como oferente de energía para el ICE a los generadores privados con costos superiores al promedio que se llegue a estimar. Al respecto, hay que considerar, en primer lugar, que el promedio que se estimó en la propuesta remitida a audiencia no se corresponde con un nivel eficiencia determinado, pues se trata simplemente de un promedio estadístico de datos de costos disponibles. En segundo lugar, hay que tomar en cuenta que en el segmento industrial de generación de energía hidroeléctrica con potencias iguales o menores que 20 MW, no existe un estándar de producción eficiente. A pesar de que el equipo empleado en esa industria está muy estandarizado, la diversidad de condiciones geológicas, topográficas e hidrológicas de los posibles sitios de proyecto implican la existencia de un rango amplio de costos de infraestructura. En tercer lugar, conviene tener presente que el objetivo del esquema tarifario que se propone es reducir al mínimo el uso de generación térmica, siempre y cuando la sustitución se realice con fuentes renovables y costos significativamente menores.

Considerando los tres aspectos antes mencionados, se concluye que puede haber plantas con costos superiores al promedio que sin embargo producen con niveles de eficiencia muy superiores a los de la generación térmica y con menor impacto ambiental negativo. Por esa razón, el esquema tarifario debería establecer un límite superior por encima de los costos promedio, dentro de un rango razonable para estimular la eficiencia en el segmento de generación hidroeléctrica privada transable en el marco de la Ley Nº 7200.

Por otra parte, el esquema de tarifa tope tiene el inconveniente de que no establece un límite inferior para el precio de la energía a comprar por el ICE. Ello provocaría que el ICE, en su condición de operador monopsónico, tendría un margen inconvenientemente amplio para fijar precios por debajo del costo de muchos operadores que pueden ser considerados eficientes.

De conformidad con lo tarifaria. Dado que se carece de información detallada sobre niveles de eficiencia en el segmento industrial de interés, se ha empleado un criterio estadístico para definir la banda (en función del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión).

Por otra parte, en algunas oposiciones se solicitó establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley Nº 7200. Al respecto, conviene tener presente que si se estableciera una tarifa única con un valor igual al límite superior de la banda tarifaria propuesta en este informe, el ICE quedaría sin ninguna discrecionalidad para dar preferencia a los oferentes que cotizaran menores tarifas. Por el contrario, se vería obligado a otorgar la misma tarifa a todos los oferentes, y a adjudicar los contratos con base en criterios distintos al precio ofrecido. Este eventual esquema entrañaría una desmotivación a la eficiencia técnica y económica en la operación de las empresas hidroeléctricas dispuestas a vender su energía en el marco de la Ley Nº 7200.

5.2.2 Reconocimiento de la rentabilidad del capital: Aunque el método CAPM (Capital Assets Pricing Model, por sus siglas en inglés) presenta algunas desventajas y problemas prácticos de aplicación, es utilizable para las condiciones del segmento costarricense de generación privada de energía hidroeléctrica, porque este opera en condiciones de mercado y está compuesto por un número significativo de operadores que no tienen restricciones para la movilidad de su capital. Para industrias con condiciones como las mencionadas, el CAPM es un método adecuado para reconocer el rendimiento del capital. Entre sus ventajas, están que permite considerar las particularidades de un sector (como el eléctrico), es más transparente que otras alternativas, permite tomar promedios de largo plazo de variables relevantes para evitar una gran volatilidad en los resultados, y admite ajustes en razón del grado de apalancamiento o riesgo de cada sector.

En el caso concreto del valor del parámetro beta que forma parte del método CAPM, se acoge la recomendación expresada en varias oposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la información proporcionada y publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York, USA., la cual brinda información actualizada. En su defecto, se utilizaría una fuente alterna, pública y confiable.

5.2.3 El financiamiento: Las condiciones del financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de amortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del contrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las publicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; iii) el apalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre proyectos hidroeléctricos privados que posee la ARESEP; y iv) otras variables que se utilizan para aplicar el método CAPM se tomarán del sitio de Internet del profesor Aswath Damodaran.

5.2.4 La periodicidad de los contratos y de la tarifa: La propuesta original que se llevó a audiencia pública contenía dos alternativas en cuanto al plazo de la tarifa: una con una única tarifa durante los 20 años del contrato; y otra segmentando el plazo en dos sub-plazos de 13 y 7 años, respectivamente. Esta última alternativa fue considerada en algunas oposiciones como causante de mayor incertidumbre, lo que podría implicar a su vez mayores costos y, potencialmente, no hacer bancables algunos proyectos. Por esta razón, en la propuesta final se accedió a dejar solo la alternativa de una tarifa única durante todo el plazo del contrato.

En la tarifa se reconoce un plazo contractual de 20 años (máximo permitido por la legislación), aunque los proyectos tienen una vida útil que puede duplicar este plazo. Aunque se reconoce que esta restricción crea incertidumbre al inversionista, al no poder estar seguro de que se le recontratará por un segundo periodo, es impuesta por el marco legal vigente. En todo caso, un contrato por 20 años es muy favorable para cualquier inversionista que opere en la industria de venta de energía hidroeléctrica. Además, se considera que la probabilidad de una nueva contratación después de expirado el plazo del 20 años es alta, si se toma en cuenta la inminente integración del mercado eléctrico centroamericano, la tendencia al incremento en el precio de los hidrocarburos y el crecimiento de la demanda nacional de electricidad.

5.2.5 El factor ambiental: La ARESEP está de acuerdo con establecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos. La legislación lo permite y es recomendable desde el punto de vista técnico. Sin embargo, para este reconocimiento es necesario formular una metodología concreta, bien fundamentada, que deberá someterse al trámite previsto en la legislación (audiencia pública). Se espera que en el corto plazo se inicie un procedimiento separado para incorporar el componente ambiental en la tarifa de generación privada con plantas hidroeléctricas, en el marco de la Ley Nº 7200.

5.2.6 La actualización de la tarifa: Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593. Todos los valores que determinan la tarifa se actualizarán en cada fijación tarifaria.

5.2.7 La inversión: Se han planteado varias alternativas sobre el monto de la inversión a reconocer en este modelo tarifario. Algunas de las propuestas de los opositores solicitan reconocer información derivada de una base de datos de plantas de los Estados Unidos de América (EUA). Aunque esta base de datos contiene una gran cantidad de plantas, lo que en principio es atractivo desde el punto de vista estadístico y económico, la información contenida presenta varias dudas acerca de si el nivel de inversión promedio en EUA es representativo del que corresponde a Costa Rica. Adicionalmente, hay que señalar que si se desea utilizar esta base de datos para establecer el costo de la inversión, también se debe utilizar para establecer el costo de explotación, para ser consistentes en su aplicación. Lamentablemente, los actores que participaron en la audiencia no brindaron información comparativa que permita revisar estos valores con mejores elementos de juicio, para garantizar consistencia en el modelo planteado.

Se optó por seleccionar una muestra de datos de costos de inversión de plantas centroamericanas, provenientes de un estudio elaborado por un organismo regional: el Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). El informe del que provienen los datos de inversión tiene el siguiente título: "Plan Indicativo Regional de diciembre del 2010. A los datos de esa fuente se agregaron los datos de costos de inversión de plantas costarricenses provenientes de estudios tarifarios de la ARESEP. Se considera que estas fuentes de información son más adecuadas que la que contiene los datos de inversión en EUA, porque se trata de proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas de la región centroamericana.

El costo de inversión unitario es en realidad un promedio de los valores promedio correspondientes a cada uno de los cinco rangos de 4 MW comprendidos por debajo del límite superior del 20 MW que establece la Ley Nº 7200. Así se trata de dar igual representatividad en el promedio a los valores de la muestra asociados con cada rango de potencia. Como se puede notar, se está estimando un valor promedio de todos los datos disponibles. Por tanto no se trata del valor de la inversión correspondiente a una planta de 10 MW, como se indicó en algunas oposiciones. Hay que agregar que, al valor de costo de inversión promedio, se le incluye la capitalización de dos años de intereses del período de gracia. Además, hay que considerar que el modelo CAPM incorpora una "beta" apalancada, que refleja el riesgo asociado al financiamiento.

5.2.8 Los costos de explotación: De las fuentes disponibles, se ha considerado que la mejor es la correspondiente a los costos de las plantas del ICE, por tratarse de una cantidad medianamente significativa de plantas, ser estas nacionales y contarse con información periódica sobre las mismas. Asimismo, deben hacerse los ajustes correspondientes en la información presentada para tener en cuenta el tipo de costos en que se incurre y el tamaño de las plantas.

Tomando en cuenta lo 5.2.9 El pago de impuesto a los dividendos: Es criterio del ente regulador que dentro de la estructura de costos de los servicios públicos solo se deben considerar aquellos impuestos propios de la actividad productiva empresarial correspondientes a la entidad económica ejecutante y no los que deben pagar los accionistas por sus utilidades, los cuales deben ser asumidos por los inversionistas y no por los usuarios del servicio público. Como ocurre en todos los negocios, el impuesto sobre los dividendos debe ser cubierto por los beneficiarios de los mismos. No corresponde al ente regulador decidir sobre el destino de tales réditos.

5.2.10 Vigencia de la resolución RJD-009-2010 (plantas existentes): La metodología que se aprobó para definir las tarifas de plantas existentes (Resolución RJD-0009-2010) se aplicará solo a aquellas que ya han tenido un contrato con el ICE. La metodología que ahora se propone es para plantas nuevas; por lo que no procede desde el punto de vista jurídico que la metodología propuesta derogue la anterior.

5.2.11 Objetividad de la metodología: En algunas oposiciones se expresó que el hecho de que el ICE haya contribuido al diseño de la metodología propuesta genera problemas de objetividad en su formulación. Al respecto, hay que precisar que la metodología que ha propuesto la Autoridad Reguladora se basa en varias fuentes de información, y fue propuesta, en su versión original, por funcionarios de la ARESEP. Posteriormente se ha enriquecido con el aporte de diferentes actores, en cuenta algunos de los operadores, no es una propuesta del ICE. Aunque éste contribuyó con valiosos insumos; lo mismo se puede afirmar de otros actores.

Justamente, el proceso de audiencia pública que se ha realizado, es para que todos los posibles interesados en el proceso externen su opinión técnica y su oposición, si eventualmente consideraran que la propuesta adolece de problemas conceptuales o metodológicos, o de sesgos a favor de una de las partes.

5.2.12 Promoción de la inversión privada en generación hidroeléctrica: El modelo propuesto en este informe está diseñado para estimular la inversión privada en generación hidroeléctrica, orientada a aprovechar las oportunidades abiertas por el Capítulo I de la Ley Nº 7200. Dos de los principales elementos del modelo que permitirían el logro de ese objetivo, son los siguientes: a) establecer un esquema de bandas tarifarias, mediante el cual se ofrece un margen considerable para que firmas con costos diferentes al promedio tengan posibilidades de vender energía al ICE; y b) abrir la posibilidad de incluir en la tarifa un componente ambiental, cuyo diseño será sometido a audiencia en el corto plazo. Otras mejoras con respecto a la formulación del modelo remitido a audiencia pública que permiten establecer tarifas más atractivas para los generadores privados, son las siguientes: a) reconocer, en el costo de inversión, los intereses correspondientes a dos años del período de gracia; y b) utilizar para la aplicación de la metodología CAPM los valores obtenidos de una fuente de información internacionalmente reconocida, verificable y actualizable periódicamente.

5.2.13 Potestad de la ARESEP para fijar cualquier modalidad de tarifa: Respecto de la potestad de la ARESEP para establecer cualquier tipo de metodología tarifaria, ya se ha pronunciado la Procuraduría General de la República, en varias ocasiones, por ejemplo en sus Dictámenes: C-348-2001, del 17 de diciembre del 2001, y C-003-2002, del 7 de enero del 2002, así:

[...] conforme el artículo 3 de la Ley de la Autoridad Reguladora, el principio que rige la fijación de tarifas es el de servicio al costo. Dispone dicho artículo en su inciso b) sobre el servicio al costo:

'... Principio que 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, de acuerdo con lo que establece el artículo 31'.

Y agrega que [...] 'Este último artículo [se refiere al artículo 31 de la Ley Nº 7593] obliga a la ARESEP a tomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de la empresa. Asimismo, señala como elemento para la fijación los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo. Al mismo tiempo, se obliga a la Autoridad a que sus tarifas respeten el equilibrio financiero de las entidades prestatarias. [...]' En el cumplimiento de este principio [se refiere al principio de servicio al costo], la Entidad Reguladora puede establecer diversas metodologías [la metodología -dice la Procuraduría General de la República en su Dictamen C-348-2001, del 17 de diciembre del 2001- es el conjunto de operaciones ordenadas, dirigidas a un resultado determinado, en este caso la fijación de las tarifas correspondientes al servicio público de que se trate], que serán válidas en tanto se funden en los costos necesarios del prestatario del servicio.

Señalamos, al efecto, que más allá del respeto de los principios que rigen la fijación tarifaria, la escogencia de la metodología más adecuada constituye un problema de carácter técnico. Carácter que también tiene la labor tendiente a determinar si la metodología seleccionada respeta el citado principio. (El original no está subrayado).

'Cabría ampliar lo anterior para sostener que en la escogencia y aplicación de cualquier metodología, el Ente Regulador debe sujetarse a la Ley y a los criterios técnicos, que en todo caso pueden ser un elemento para determinar la regularidad de su actuación, conforme se deriva del artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública[']. (El original no está subrayado).

De lo anterior puede concluirse, que la ARESEP tiene amplias potestades para establecer y utilizar las metodologías que considere convenientes, en tanto se respete el principio de servicio al costo, no se atente contra el equilibrio financiero de los prestadores de los servicios públicos, sujetos a las regulaciones de la Ley Nº 7593 y, sean conformes con lo estipulado en el artículo 16 de la citada Ley General. Esas potestades incluyen la fijación de tarifas puntuales o bandas tarifarias. Téngase en cuenta que una banda tarifaria no es otra cosa que una secuencia posible de tarifas autorizadas. Se debe tener presente que es frecuente la fijación de tarifas mediante bandas por parte de los entes reguladores de servicios públicos en todo el mundo.

Por último, conviene citar la reciente Resolución 000506-F-S1-2010 -dictada por la Sala primera de nuestra Corte Suprema de Justicia, a las 9:45 horas del 30 de abril del 2010-, en lo que interesa:

[...]

[...]

III.- [...] Luego, pese a alegar infringidos los principios de legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y seguridad jurídica, no indica cómo se produce, sino que se limita a señalar que el sistema de bandas configura una delegación de potestades. Para esta Sala, es claro, según el precepto 5 de la Ley Nºde la ARESEP, entre sus competencias se encuentra la de fijar precios y tarifas de los servicios públicos [...] De ahí, para este Órgano Colegiado, la accionada, sin exceder sus potestades en la resolución RRG-9233-2008, cuya nulidad se pretende en este proceso, creó un sistema de bandas para la determinación del precio de los combustibles en puerto y aeropuertos [...] De conformidad con las estipulaciones del numeral 31 ibídem, la ARESEP puede habilitar o crear modelos de cálculo de precios para servicios regulados, pudiendo tomar en cuenta variables externas a los prestadores [...] Así, en la especie la demandada [se refiere a la ARESEP] no delegó su competencia a RECOPE, sino que estableció la fórmula que técnicamente estimó resulta más adecuada e idónea para regular el mercado específico [...] Consecuentemente, lo único que hace la Refinadora [se refiere a RECOPE, S. A.] es aplicarla [...], pero es la ARESEP quien continúa determinando la tarifa para ese mercado, mediante la metodología dispuesta. [...] V.- De acuerdo con lo expuesto, no se han dado las ilegalidades que invoca la casacionista, por lo cual, deberá rechazarse el recurso.

5.3 Resumen y análisis de oposiciones y coadyuvancias. A continuación se presenta un resumen de los principales argumentos de las oposiciones y coadyuvancias admitidas para la metodología tarifaria sobre generación hidroeléctrica, así como el respectivo análisis de cada argumento. Los razonamientos que se presentan a continuación deben ser complementados con el análisis anterior de los principales temas de las oposiciones.

Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, representada por Carlos Roldán Villalobos, cédula 4-138-436, folios 247-249:

Los modelos propuestos efectivamente fijan un tope en las tarifas de generación hidroeléctrica y eólica para proyectos nuevos, pero se basan en datos de inversión y costos de operación de tasas de referencia efectivamente, el problema es que no tenemos certeza de que esas plantas que está usando la ARESEP para definir esos topes hayan sido proyectos hidroeléctricos o eólicos que hayan sido desarrollados de una manera eficiente. Y el problema de esto es que se usa como referencia plantas que fueron ineficientes a la hora de hacer su ejecución.

Se coincide con lo promedio de inversión y explotación que se estimaron correspondan a procesos productivos eficientes. La opción planteada en este informe, de establecer una banda tarifaria alrededor del promedio de inversión, permite superar esta incertidumbre, dentro de límites razonables. En relación con este tema, véase el punto 5.2.1 de esta sección.

En el anexo 2 se presenta con mayor detalle la muestra de proyectos disponibles para calcular el promedio y la desviación estándar, elementos que fueron utilizados para definir la banda de tarifas.

La ARESEP debe iniciar la fiscalización financiera de los proyectos de generación eléctrica privada, solicitando y revisando los estados financieros correspondientes para que se reflejen, para revisar si se están reflejando las inversiones reales y que los modelos propuestos de inversión. Y deberían de considerar datos de inversión y de operación regionales, ajustados a la situación nacional.

Se coincide con lo información financiera de las operaciones de generación privada en el marco de la Ley Nº 7200, como insumo para la fijación adecuada de tarifas. En la actualidad, se cuenta con poca información de ese tipo. En este informe se propone que los operadores se seleccionen para venderle energía al ICE, deban presentar a la ARESEP informes financieros periódicos sobre sus operaciones.

Stephen Yurika, cédula 8-076-871:

ARESEP deberá incluir en la tarifa un factor ambiental, pues en realidad en muchos tratados internacionales que está firmado con Costa Rica que hay que internalizar los costos sociales y ambientales de las empresas y eso debe estar incluido en las tarifas.

Se está de acuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto el punto 5.2.5 de este informe.

Jorge Arturo Alfaro Vargas, cédula 2-306-651:

La objeción es con respecto al concepto de tarifa tope, ya que se está en una condición donde se está haciendo un análisis muy detallado, muy a costo real, donde no es posible disminuir ese precio que se está usando en el modelo y que el usar un concepto de tarifa tope pone en desventaja al inversionista en ese concepto.

Se está de acuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto lo expresado en el punto 5.2.1 de esta sección.

Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273, folios 97-102:

Porque el modelo no incentiva, o sea, se plantea que hay que incentivar y el modelo desincentiva. Se plantea que hay que hacer un esfuerzo en esa incentivación y no se ve ningún esfuerzo planteado.

Sobre este tema, véase lo expresado en los puntos 5.2.1, 5.2.5 y 5.2.12 de esta sección.

Porque el modelo en primer término plantea tarifas tope, es decir, ese es el máximo que se le va a fijar. Se plantean tarifas tope, con información que casi no se tenía, mucha información que viene precisamente del único comprador que es el ICE, lo que puede generar un conflicto de intereses, porque al final es el único que va a comprar y los generadores lo que saben que ese es el máximo al que van a aspirar.

Desde el punto de vista del contenido del acto también hay un problema y es que en principio el contenido, dice la ley, tiene que ser también lícito, o sea, no se trata solo de que matemáticamente o económicamente suene bien. El contenido también tiene que ser lícito. Y cuando vamos a analizar si el contenido es lícito lo que hay que establece el ordenamiento jurídico, siendo un derecho fundamental del ambiente. Resulta que además la Ley de la Autoridad Reguladora en el artículo 31, que se refiere precisamente a las tarifas, establece que se tiene que considerar a la hora de fijar las tarifas las sostenibilidad ambiental, entonces tenemos que en la Constitución, en la Ley e incluso en el mismo informe que se menciona un factor ambiental, está estableció a todo rango que tiene que haber una parámetro ambiental, que ese es parte del contenido lícito de ese acto. Sin embargo, en el modelo no hay ningún factor ambiental. Omisión que puede ser incluso una inconstitucionalidad por omisión, porque lo tiene la Constitución, lo tiene la Ley y está en el propio informe inicial.

Sobre lo planteado en el texto transcrito a propósito de los inconvenientes de establecer un esquema de tarifa tope basada en costos promedio, véase lo expresado en el punto 5.2.1. En relación con la necesidad de incluir un componente ambiental en la tarifa, véase el punto 5.2.5.

Tenemos que distinguir jurídicamente también la diferencia que existe entre una concesión de obra pública y un servicio público. Porque en una concesión de obra pública, hay un activo, pero ese activo es propiedad del Estado y es antes, durante y después. Pero cuando estamos en un caso como este, que tenemos una planta de generación eléctrica y es propiedad de X sociedad, eso está enmarcado por el derecho de propiedad privada y no se le puede dar el mismo trato, que es lo que sucede en algunos casos exactamente el mismo trato que si fuera una concesión donde el Estado le dio el bien.

Eso es muy peligro porque puede ser una violación también constitucional del derecho de propiedad privada, ¿Por qué? Porque uno de los elementos del derecho de propiedad privada, que es fundamental en cualquier país democrático, es el valor económico que tiene la propiedad privada. Si yo dejo a una propiedad supuestamente privada sin el valor económico que tiene la estoy desnaturalizando y me estoy convirtiendo en un país totalitario donde a todos los bienes yo no les asigno ningún valor ni les doy ningún tipo de importancia.

Se coincide con lo propias de la venta de electricidad al ICE en el marco de la Ley Nº 7200 son distintas a las de los contratos de concesión de servicio público. Dentro de la metodología se está incluyendo la actualización de todas las variables en cada fijación tarifaria, incluido el rubro de inversión, lo que permite es que se actualice el valor del proyecto en cada fijación tarifaria.

P.H. Don Pedro, S.A. y P.H. Río Volcán, S.A. Representada por José Antonio Benavidez Sancho, cédula 1-0478-0037, folios 112-171 del OT -029-2011:

La ARESEP está llamando a audiencia tarifaria para determinar las "tarifas tope de referencia" y lo hace con una metodología (CAPM) que minimiza el cálculo de rentabilidad del inversionista considerando el principio de servicio al costo. Pretende la ARESEP que con esa señal los generadores privados compitan en un marco legal que no está diseñado para esos fines, ofreciendo precios distintos y menores al tope, contradiciendo ampliamente varios preceptos fundamentales de la Ley Nº 7593.

Con el paso del esquema de tarifa tope basada en costos promedio a uno de banda tarifaria alrededor de estos, y con el cambio en los valores de varios parámetros de la metodología CAPM, se amplían las posibilidades de incentivar la inversión privada orientada a vender energía al ICE en el marco de la Ley Nº 7200. Véase al respecto los puntos 5.2.1, 5.2.2 y 5.2.5 de esta sección.

El CAPM utilizado por ARESEP, lo que implica es una rentabilidad mínima que exigirían los inversionistas potenciales, pero en concreto el método propuesto debería considerar al menos la existencia de una prima por el riesgo adicional asociado al pequeño tamaño de las inversiones, y de una prima por el riesgo adicional asociado a otros factores, como la poca o nula liquidez que tienen dichas inversiones al no estar cotizadas en los mercados de valores eficientes. Por las razones anteriormente expuestas, se solicita a la ARESEP que no establezca una tarifa tope de referencia, sino que, como lo indica la Ley Nº 7593, fije una tarifa para la compra y venta de energía entre los generadores privados y el ICE al amparo del I capítulo de la Ley Nº 7200, misma que debe considerar las fuentes de riesgo asociadas al tamaño y a las características de la inversión.

Con la metodología de CAPM se consideran los principales elementos de riesgo asociados a la actividad para la que se requiere fijar tarifa. De todas maneras, con el establecimiento de una banda tarifaria se ofrece un margen para dar cabida a proyectos que enfrenten situaciones particulares. Véase lo indicado en los puntos 5.2.1, 5.2.2 y 5.2.5 de esta sección.

En cuanto a los inconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley Nº 7200, véase el último párrafo del punto 5.2.1 de esta sección.

No parece haber evidencia, dentro del modelo de la ARESEP, sobre la inclusión de una variable que represente el criterio de sostenibilidad ambiental, indicado en la Ley Nº 7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente de este tema.

En cuanto a la conveniencia de incluir en la tarifa un componente ambiental, véase el punto 5.2.5 de esta sección.

No está clara la forma en que este modelo pretende "atraer" inversión para el desarrollo de electricidad con recursos renovables y participación del capital privado, pues el documento de ARESEP no explica como el modelo logra dicho objetivo.

En el punto 5.2.12 de esta sección se explica sobre los principales aspectos del modelo tarifario propuesto en este informe que tienden a estimular la inversión privada para la generación de energía hidroeléctrica, en el marco de lo que establece la Ley Nº 7200.

Es inadmisible que el modelo y los parámetros de cálculo hayan sido elaborados por funcionarios del ICE, quien es una de las partes en la relación de compra venta de energía del capítulo 1 de la Ley Nº 7200. No parece equilibrada esta posición, especialmente cuando no hay evidencia de que, durante el proceso de formulación del modelo, se haya tomado en cuenta la opinión de los generadores privados o de ACOPE.

Sobre lo expresado en el texto citado en el párrafo anterior, véase el punto 5.2.11 de esta sección.

Es necesario resolver la situación del expediente tarifario ET-135-2008, su resultado, la resolución RJD-009-2010 publicada en La Gaceta Nº 109 del 7 de junio del 2010, siendo ésta la Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE. Además no tiene sentido la permanencia de una metodología para generadores privados existentes cuando el trámite actual de los expedientes ET-028-2011 y OT-029-2011.

En relación con el tema planteado en el texto del párrafo anterior, véase el punto 5.2.10 de esta sección.

Sobre el modelo presentado, no incluye: el impuesto del 15% sobre dividendos que establece la Ley del Impuesto sobre la Renta en su artículo 18, inciso "a" (Ley Nº 7092). Debe considerarse dicho impuesto dentro de la carga impositiva, lo cual se refleja usando una tasa impositiva global de 40,5%, que conjuga el impuesto de la renta y el impuesto a la distribución de dividendos.

En lo que respecta al impuesto del 15% sobre los dividendos, al igual que sucede con todos los negocios, estos impuestos deben ser cubiertos por los beneficiarios de dichos dividendos. El destino de los excedentes o réditos tarifarios (pago de dividendos, impuestos, etc.) no son temas que deben ser tratados por el ente regulador.

Como la tarifa se establece en dólares estadounidenses, se debe aclarar que debe ser convertible al tipo de cambio de venta correspondiente al día en que se realice la facturación mensual de la energía entregada.

En este informe se establece que las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.

En relación con el ajuste de la tarifa, se debe establecer que el valor al que se contrató la venta de energía, debe regir para toda la vigencia del contrato, ajustándose periódicamente por variables de inflación interna y externa, así como por la devaluación del colón. Dicho ajuste debe realizarse al menos anualmente, o con la frecuencia que se requiera si el nivel de los indicadores de la fórmula de ajuste muestran un comportamiento que lo justifique.

En lo que respecta a la actualización de las variables que definen la tarifa, véase el punto 5.2.6 de esta sección.

Para los costos de inversión, se propuso utilizar una base de datos de los EEUU, conformada por 1634 datos que corresponden a plantas hidráulicas iguales o menores del 20 MW, hidroeléctricas a filo de agua o con embalse para estos tamaños. La actualización de los costos de inversión a valor presente se efectuó utilizando el índice de precios al productor industrial de los Estados Unidos (IPPI-EEUU), para el año 2011 (febrero). El resultado que se obtiene para el costo de inversión es $3 396/kW. Cabe señalar que el valor podría estar subestimado, ya que no considera los costos locales de internamiento (impuesto de ventas), que para el caso de plantas EEUU representan costos locales.

Sobre lo expresado en el párrafo anterior, véase el punto 5.2.7 de esta sección.

Es necesario revisar a futuro la información sobre plazos, tasas y condiciones del financiamiento bancario utilizados en el cálculo de la tarifa.

Respecto a las condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, se procedió a solicitar información a los entes financieros de tal manera que ésta sea precisa y corresponda con las condiciones actuales para proyectos de este tipo. Además, para atender éste punto, la metodología considera una "beta" apalancada, que incorpora implícitamente el riesgo derivado del financiamiento del proyecto. (Ver punto 5.2.7).

El modelo CAPM con el cual se calcula la rentabilidad, debe ser ajustado de tal manera que permita reflejar la realidad del sector de generación eléctrica privada en CR. Ante esto, lo que se propone es incluir en la fórmula una variable adicional que se denomina Riesgo Empresa, y que considera que la liquidez de las acciones de una empresa de generación de menos del 20 MW es significativamente menor que la liquidez de una canasta de acciones de empresas de energía como el mismo tamaño y diversificación de las de EEUU pero ubicadas en CR. De igual forma con este valor también se puede considerar riesgo geológico, hidrológico, ambiental y de construcción, con lo cual la fórmula quedaría: Ke = Kl + βa *(Km - Kl) + RP + Remp, donde se propone utilizar un β = 0,48 según base de datos compilada por el Dr. Aswath Damodaran (http://pages.stern.nyu.edu/-adamodar/), una tasa impositiva de 40,5% para reflejar el efecto del impuesto a la distribución de dividendos y un Riesgo empresa (Remp) de 3% que es 2 veces la desviación normal de la rentabilidad de un proyecto hidroeléctrico, financiado 100% con capital, según proyecto hidroeléctrico Cubujuquí del 2008 de Coopelesca, R.L. y el P.H. San Joaquín de Coopesantos, R.L. para un costo de capital de 13,41% para un contrato de 13 y 20 años y 9,46% para un contrato renovado de 7 años.

Ante las limitaciones del mercado de valores costarricense, lo que se cita como riesgo empresa es recogido por el riesgo país (que es la diferencia entre el mercado interno y el mercado de los Estados Unidos de América). Además, se debe considerar que en general los mercados regulados tienen un riesgo menor que los mercados competitivos.

En cuanto a la definición del parámetro β, se está de acuerdo con la fuente que se propone, u otra similar que sea pública y confiable. Véase el punto 5.2.2 de este informe.

En relación con el reconocimiento del impuesto a los dividendos, refiérase el punto 5.2.9.

Respecto al ajuste de la tarifa, se propuso que sea sólo sobre los costos de explotación, siendo esto inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que sumarles el periodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la totalidad de la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y la devaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar el parámetro del Índice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente el Bureau of Labor Statistcs de los Estados Unidos de América, para el resto de los componentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de cambio del colón costarricense frente al dólar, tal y como se muestra: P1 = Pi-1*((0,6*(IPPi/IPPi-1)+0,4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))).

En relación con lo prolongado de los contratos y los costos que conlleva el periodo constructivo, se considera conveniente incorporar los gastos financieros incurridos durante el período de gracia, como parte integral del costo de la inversión. Respecto a la actualización de los diferentes costos, véase lo expresado en el punto 5.2.6.

Oposiciones presentadas por: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), representada por Mario Alvarado Mora, cédula 4-129-640, folios 367-406 del ET-028-2011 y 368-407 del OT-029-2011; Empresa Eléctrica Matamoros, SA, representada por Juan Carlos Madrigal Matamoros, cédula 1-0771-0693, folios 251-283 del ET-028-2011 y 250-282 del OT-029-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, representada por José Jonathan Zúñiga Prado, cédula 1-890-593, folios 194-232; e Inversiones La Manguera, S.A., representada por Mauricio López Cedeño, cédula 1-869-512, folio 330-365 del OT-029-2011.

El concepto de tarifa tope, no tiene asidero legal ni técnico y por lo menos en el análisis que se hizo solo promovería una competencia de precios en contra de la rentabilidad de los inversionistas.

Es una competencia que además no tiene un marco legal, pues la 7200 ni ninguna otra Ley que conocemos está diseñada para este fin, para eso se está discutiendo precisamente la comisión especial de electricidad de la Asamblea Legislativa, el proyecto de Ley General de Electricidad que va a establecer ese tipo de competencias. Pero los marcos actuales no la contienen y además contradice el concepto de tarifa tope algunos principios de la Ley Nº 7593. Exige al inversionista una rentabilidad menor que la establecida por una metodología como el CAPM, promoviendo un negocio potencialmente ruinoso y en contra del equilibrio financiero de la empresa, tema establecido en la Ley Nº 7593.

En este informe se sustituye el esquema de tarifa tope por uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 5.2.1 de este informe. En relación con la aplicación de la metodología CAPM, véase el punto 5.2.2. En cuanto al marco legal que permite al ICE establecer contratos para compras de electricidad en el marco de la Ley Nº 7200, con base en un esquema de banda tarifaria definido por la ARESEP, véase el punto 5.2.13 de este informe.

No hay evidencia en el modelo del criterio de sostenibilidad ambiental que se establece en la Ley Nº 7593, hay elementos importantes que deberían considerarse para valorar este criterio, costo de oportunidad y externalidad de las fuentes térmicas y el costo de oportunidad me refiero a que si no se instalan plantas térmicas y el país ocupa plantas renovables. Se tendría que hacer instalación de plantas térmicas, con la diferencia de costos, con la diferencia en cuanto a emisiones, con la diferencia en cuanto salida de divisas, con la diferencia en cuanto a los problemas de imagen de un país.

En cuanto a la conveniencia de incluir en la tarifa un componente ambiental, véase el punto 5.2.5 de esta sección.

La ARESEP también cita la posibilidad de que estas tarifas que se decidan a través de este proceso se apliquen a generadores privados que venden a otros agentes autorizados, pero realmente no conocemos que hayan otros agentes autorizados o bajo qué normativa jurídica podría hacerse eso porque la única posibilidad que conocemos es la Ley Nº 7200 para los generadores privados. Si pudiera ilustrarnos la Autoridad Reguladora en este tema realmente podríamos valorar ese asunto porque no consta en el expediente cuáles son esas otras opciones.

Lleva razón el opositor; la legislación vigente no abre la posibilidad de que generadores privados vendan a otras empresas. Por lo tanto se corrige toda referencia a esa posibilidad en la metodología.

Los modelos y los parámetros de cálculo, según indica el mismo expediente de esta audiencia pública fueron hechos por el ICE que es el comprador, lo que evidencia el conflicto de interés.

Sobre el tema abordado en el párrafo anterior, véase lo expuesto en el punto 5.2.11 de esta sección.

El 7 de mayo del 2010, según la resolución RJD-009-2010, publicada el 7 de junio del 2010, establece una metodología para fijar tarifas a los generadores existentes. El trámite tarifario actual contempla el caso de una tarifa para la recontratación y además el trámite que estamos discutiendo ahora hace diferencia en casos hidroeléctricos y casos eólicos, lo cual es digamos un elemento adicional a diferencia de lo que se estableció en la anterior resolución de la Junta Directiva y consideramos muy prudente para evitar confusiones, para evitar contradicciones y para evitar errores solicitarle a la ARESEP la derogatoria y archivo de esta resolución publicada el 7 de junio del 2010.

Los modelos tarifarios que se discutieron en la audiencia pública del 6 de abril del 2011 solamente son aplicables a plantas hidroeléctricas nuevas. Sobre este tema, véase lo expresado en el punto 5.2.10 de esta sección.

El modelo no incluye el impuesto del 15% a los dividendos que establece la Ley del Impuesto sobre la Renta en su artículo 18, inciso a. Lo cual refleja usando una tasa impositiva global de 40,5%, que conjuga el impuesto de la renta y el impuesto a la distribución de dividendos.

Sobre lo expresado en el párrafo anterior, véase el punto 5.2.9 de esta sección.

La tarifa de venta de energía debe regir por toda la vigencia del contrato, esto es algo muy importante porque de lo contrario no vamos a tener ninguna posibilidad de lograr financiamientos bancarios y los ajustes deben ser periódicos por las variables de inflación interna y externa y así como por devaluación, porque realmente la parte financiera también es variable. Las tasas son variables, es muy difícil encontrar tasas fijas a nivel del sector financiero, entonces se propone una fórmula que se anexa en el estudio que hemos entregado en documentación aquí a la entrada de esta audiencia para que sea valorada por la Autoridad Reguladora.

Sobre la duración de los contratos, véase lo expresado en el punto 5.2.4 de esta sección. Y sobre el tema del financiamiento, véanse los puntos 5.2.2 y 5.2.3.

Para el costo de inversión para plantas hidroeléctricas, la ARESEP básicamente descarta una base de datos importante y la descarta porque la actualización de sus datos alcanza un valor de 4 500 dólares por kilovatio instalado y lo considera muy alto. ACOPE actualizó la base de datos, pero no toda la base, tomando los proyectos que realmente competen a esta fijación tarifaria que son plantas menores a 20 Megavatios a filo de agua o con embalses para esos tamaños con el promedio ponderado usando el índice del Productor Industrial de los Estados Unidos, que es el que recomienda la ARESEP y da como resultado un valor de 3.396 dólares por kilovatio instalado.

Sobre lo expresado en el párrafo anterior a propósito de la estimación de los costos de inversión, véase el punto 5.2.7 de esta sección.

En el caso de costos de explotación para plantas hidroeléctricas a los datos aportados por la ARESEP le hemos sumado los datos que se incluyeron en el expediente tarifario 135-2008, que son de nuestros asociados. Se incluyen también los costos administrativos que fueron omitidos por la ARESEP y son muy importantes, pues no solo es operación y mantenimiento, si no la administración de esa operación y mantenimiento. Y se actualizan con el índice adecuado y se calcula la nueva curva de ajuste. Para seleccionar el valor del tamaño promedio de la planta se consideran potencias de plantas básicamente que están en ese grupo, pero que son iguales o menores a 20 Megavatios y con el dato promedio de estas potencias de obtiene el costo de explotación, que es de 146 dólares por kilovatio por año.

En el rubro de costos de explotación, están incluidos los costos administrativos, de operación y mantenimiento, los cuales fueron tomados de una muestra representativa de plantas, actualizada a valor presente. Sobre este tema véase además lo En el tema de rentabilidad (CAPM), haciendo un análisis del proceso para el caso de Costa Rica, según información aportada no solo por asociados de ACOPE, si no académicos del Tecnológico, tenemos un efecto de ajustar este proceso al caso costarricense y los valores que da, están explicados en el documento. Primero están dentro del rango del 15 y 18 y del 27 y 96 el valor de los señores académicos del Tecnológico y los que nosotros calculamos para los casos específicos en contratos nuevos, son 15, 81 y 9.45 para el tema de la rentabilidad del costo de capital del inversionista.

En la propuesta que se presenta en este informe se modificaron varios de los parámetros utilizados para aplicar la metodología de CAPM. Véase al respecto el punto 5.2.2 de este informe.

Respecto al ajuste de la tarifa, se propuso que sea sólo sobre los costos de explotación, siendo esto inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que sumarles el periodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la totalidad de la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y la devaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar el parámetro del Índice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente el Bureau of labor Statistics de los Estados Unidos de América, para el resto de los componentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de cambio del colón costarricense frente al dólar, tal y como se muestra: P1 = Pi-1*((0,6*(IPPi/IPPi-1)+0,4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))) En relación con el tema del período constructivo, se indica que en la propuesta de este informe se está incluyendo, como parte del costo de la obra, la capitalización de dos años de gracia. Respecto a la actualización de los diferentes costos, véase el punto 5.2.6 de este informe.

Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994, 408-540 :

La tarifa establecida por la ARESEP no da una rentabilidad adecuada para la actividad que se realiza. El modelo tarifario de la ARESEP es metodológicamente correcto, pero la información aplicada al mismo es incorrecta y las señales que está dando la ARESEP al mercado no incentivan para nada la participación de la empresa privada.

En el punto 5.2.12 de esta sección se explica sobre los principales aspectos del modelo tarifario propuesto en este informe que tienden a estimular la inversión privada para la generación de energía hidroeléctrica, en el marco de la Ley Nº 7200.

Sobre la estructura tarifaria, la estacionalidad concentra demasiado los ingresos en 5 meses del año, lo cual digamos financieramente a veces no es lógico para los que tienen cargas financieras. Ya que se observa que el 66% de los ingresos se generan en 5 meses del año, mientras que los restantes 7 meses sólo ingresa el 34%, lo cual crea un desbalance importante para cubrir el gasto corriente de una empresa endeudada.

La estructura tarifaria está diseñada para que se generen todos los recursos financieros que el proyecto requiere. La gestión de los fondos a lo largo del año se encuentra en el ámbito de la gestión administrativa por parte del inversionista. La periodicidad anual de las compras de energía responde a requerimientos de demanda de energía del Sistema Eléctrico Nacional y por eso es una condición externa al diseño del modelo tarifario.

En cuanto a la producción real de una central, vemos que el método utilizado por ARESEP es muy simplista, inclusive hacen sus cálculos a la hora de hacer la aplicación con una eficiencia de 0,91, me imagino que es una tecnología muy nueva y nosotros hicimos un análisis operativo real de una planta, o sea, introduciendo la parte de los factores hidrológicos, las eficiencias de los equipos reales a sus diferentes niveles de operación y nos arroja que en vez de ser un 14,35 Gigavatios por año en el caso de una planta del 2,5 daría como a 14,7 Gigavatios y aunque la variación pareciera positiva el valor en la fórmula está en el índice inferior, lo cual reduce otra vez la tarifa.

La determinación del factor de planta (Fp) se efectúa a partir del promedio de los valores de factores de planta de varios años, correspondientes a plantas hidroeléctricas privadas nacionales con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, que hayan estado generando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más meses). Se trata, por tanto, de una estimación basada en una cantidad grande de datos reales de plantas similares a las que pueden vender energía al ICE en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200.

No es comprensible cómo la rentabilidad de una inversión debe bajar al vencerse el plazo del contrato, ya que lo que incentiva en un ambiente real de inversión es a vender esas plantas y buscar nuevas inversiones que generen más rentabilidad. Esta diferenciación viola los principios de igualdad de trato en un mercado abierto, y al único que beneficiaría sería al intermediario (ICE) que reduciría sus costos de compras de energía y no necesariamente lo trasladaría a sus consumidores (por lo menos a la fecha no lo ha hecho con las plantas que renovaron contratos bajo los términos de la Ley Nº 7200).

En relación con el tema tratado en el párrafo anterior, véase el punto 5.2.4 de esta sección.

En el caso de la inversión y plazo del contrato, se debe aclarar si el financiamiento es el inicial al suscribir el financiamiento o la forma en que debe aplicarse. En la parte impositiva, solo se prevé la aplicación de los impuestos de renta y no se están contemplando los impuestos a los dividendos. La legislación existente aplica una tasa impositiva del 15% a las utilidades que se reparten entre los socios de las empresas.

En relación con el tema del reconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto 5.2.9 de esta sección.

La tasa de interés aplicada a la inversión debe ser la efectiva, es decir, que incluya los costos de formalización y comisiones, a menos que los mismos sean incluidos como parte de los costos de la inversión total.

La tasa de interés se estimó con la tasa que calcula periódicamente el Banco Central de Costa Rica para préstamos en dólares al sector industrial. Sobre este tema, véase el punto 5.2.3.

En el cálculo de la rentabilidad del costo, el ARESEP plantea utilizar un beta un poco desactualizado y, o sea, un apalancamiento medio de proyectos que no necesariamente es la realidad para cada uno de los proyectos.

En este informe se acoge la recomendación expresada en varias oposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la información proporcionada y publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York. Véase al respecto el punto 5.2.2.

José Daniel Lara Aguilar, cédula 1-1326-0817:

El problema comienza que a pesar de que ARESEP pretende estimular la inversión al utilizar términos de referencia que brinda el ICE siendo el único comprador no logra reflejar las actividades de los costos de la energía ni los mercados de inversión y, bueno, eso ya se ha mencionado anteriormente, pero lo que sucede es que al fallar en esta tarea hace que el modelo, si bien matemáticamente correcto, carezca de aplicabilidad real y vamos a tocar muy claramente el concepto de ganancia razonable que choca con el concepto de una tarifa tope sea puesto en marcha, pues que una tarifa inferior de resultado de una ganancia no razonable. Entonces si decimos que es una tarifa tope para una ganancia razonable, pues una tarifa inferior sería una ganancia no razonable.

En este informe se propone un esquema de banda tarifaria, no una tarifa tope. Véase el punto 5.2.1 de esta sección.

El valor del parámetro "beta" del modelo CAPM utilizado en el presente informe, dice que son basados en los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000, que no son sencillos de encontrar, puesto que son del año 2000, pero después de un esfuerzo casi que de biblioteca, encontrándolos aquí en la ARESEP, veamos un par de detalles y de frases que están en los mismos informes. Lo primero que podemos ver que aquí se estableced que desde el año 2000 esas limitaciones que don Álvaro menciona son conocidas.

Estamos en el 2011, no se ha resuelto con certeza el conocimiento de los Betas para los réditos de capital. Eso hace pensar mucho de si esas ganancias razonables que pretenden estos informes se pueden lograr con información que no se ha tratado de actualizar y veamos aquí lo primero y es que las fuentes, dice muy claramente y lo voy a leer, "las limitaciones se originan en el caso de las Betas, debido a que el consultar en Internet la probable fuente de información se debe indicar que debe digitarse un número de tarjeta de crédito para continuar con la consulta". Eso quiere decir que entonces los procedimientos para la elaboración tarifaria están basados en información gratuita de Internet y que no se han hecho ni las inversiones necesarias para adquirirlas de fuentes que sean un poco más serias o un poco más confiables.

En relación con el valor de la beta se acoge la recomendación expresada en varias oposiciones, en el sentido de utilizar como fuente la información proporcionada y publicada en Internet por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York. Véase al respecto el punto 5.2.2.

Tobías Cossen, cédula 1267600140826:

Lo que ARESEP con esa tarifa y con ese modelo con una tarifa tope del 9,4 centavos hace es impedir la inversión privada de proyectos. Porque con esa tarifa no hay proyecto que se pueda realizar claramente.

Las mejoras introducidas en el modelo tarifario que se propone en este informe permiten elevar su capacidad para estimular la inversión privada orientada a vender energía hidroeléctrica al ICE en el marco de la Ley Nº 7200. Véase al respecto la estimación tarifaria del anexo 3 de este informe.

Compañía Eléctrica Doña Julia, representada por Ronald Álvarez Campos, cédula 2-530-396, folios 283-328:

Lo relacionado con los plazos contractuales que el modelo plantea. En el expediente la ARESEP hace hincapié que lo que se busca es incentivar la participación de entes privados en la generación, esto no solo se incentiva gracias a una buena tarifa o a un buen marco legal, hay un factor que estamos dejando de lado y es la continuidad del negocio. Todos sabemos y en el mismo expediente consta que los proyectos hidroeléctricos tienen una vida útil no del 20 años, no de 13 años, tienen vidas útiles de 40 años o hasta más. ¿Qué pasa con estos proyectos luego de sus contratos, dónde estamos garantizando la continuidad del negocio de estos inversionistas?

Véase lo que se En el modelo del 2008, la tarifa resultante con los parámetros que utilizaba la ARESEP, era tasar la tarifa para plantas existentes en 5,74 centavos de dólar por kilovatio/hora generado. Esto evidentemente es más bajo que los 6 centavos que están establecidos en la resolución del 2002 y claramente es más bajo que los 7,72 centavos que hoy 2011 se están plasmando como la tarifa aceptable para recontratar una planta. Se solicita la derogatoria de la resolución RJD-009 del 2010, que se aplique a los generadores existentes el modelo propuesto para esta audiencia y no solo que se aplique, si no que realmente se actualicen los valores de tal forma que reflejen la realidad que permita a un inversionista ver atractivo traer una planta a este país.

En relación con el tema de la metodología tarifaria para plantas existentes, véase el punto 5.2.10 de esta sección.

Federico Fernández Woodbridge, cédula 1-844-157:

Una tarifa fija, lo que ARESEP está proponiendo es ajustar los costos de explotación, o sea, posiblemente los empleados puedan seguir comprando su canasta básica y yo pueda comprar repuestos y ese tipo de cosas, pero qué pasa con los dividendos. En otras palabras, el inversionista entra a un proyecto para ganar dinero y ese dinero tiene que por lo menos guardar su poder adquisitivo y lo que está pasando con el dólar hoy día es muy preocupante. Entonces quería empezar con ese punto.

La actualización de los costos en la propuesta de este informe permite recuperar su poder adquisitivo, dado que éstos están sujetos a fluctuaciones a lo largo del tiempo, generadas por la evolución de los macroprecios (inflación local, tipo de cambio e inflación externa).

La tasa de rentabilidad justa del 11.43 que la ARESEP está planteando es muy interesante porque el banco financista de la región por excelencia es el Banco Centroamericano y la tasa de corte del Banco Centroamericano es un 12, o sea, cualquier proyecto que cualquiera de las personas que esté aquí lo lleve al BCIE a financiar le van a decir, no, mire yo no le puedo financiar este proyecto, porque yo tengo una tasa de corte del 12%.

Con base en el método de estimación de la rentabilidad establecido en este informe, se proyecta que será superior al 12% y que por lo tanto facilita que los proyectos serán bancables. Véase el punto 5.2.2 de esta sección.

Allan Broide Wohlstein, cédula 1-1110-0069:

Si se pone una tarifa tope se pierde el concepto del incentivo, se cae en un problema que se llama el "winners curse" o la maldición del ganador, que es un fenómeno que se da en subastas o en procesos de licitación y uno de los ejemplos es el proyecto que ganó en la licitación pasada y además lo pone en una posición de negociación asimétrica con el comprador único, como mencionaron los otros, es decir, no hay claridad de cómo se determinaría el precio final.

En caso de poner una tarifa tope, no deberían usar el precio promedio, si no el precio en el margen, verdad, deberían usar los costos más altos y la eficiencia más baja con el fin de incluir todos los proyectos y no caer en los vicios digamos o en los problemas que eso implica.

Dado el tiempo que se quiere para traer los nuevos proyectos, lo mejor es definirlo de una vez. Si ustedes fijan el precio, ya no tenemos que entrar a un proceso de año y medio con el ICE para determinar cuál va a ser el precio nuevo.

Se coincide con lo expresado en el texto anterior, en relación con las desventajas asociadas a establecer una tarifa tope. Por otra parte, en cuanto a los inconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley Nº 7200, véase el punto 5.2.1 de esta sección.

Hidroeléctrica Caño Grande, representada por Alonso Núñez Quesada, cédula 4-160-063, folios 233-246:

Este objeto o esta filosofía existente en el modelo matemático tiene serios roces con lo establecido en la Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. La potestad tarifaria, como bien se indica y lo ha indicado en sendos votos la Sala Constitucional es un poder deber, pero más que eso es una potestad de imperio que la Ley le atribuyó a una entidad descentralizada para que estos funcionarios como funcionarios y acogidos al principio de legalidad puedan entonces aplicar la legislación existente. Las pautas de esa potestad tarifaria claramente se establecen en los artículos 3, 5, 25 a 29 y 31 de la Ley Nº 7593. Y resulta que al ser una potestad de imperio, porque efectivamente incide dentro de la esfera jurídica de los particulares y eso de incidir dentro de la esfera jurídica de los particulares tiene sus vicisitudes porque significa la facultad de imperio que tiene el Estado de venir a restringir, de venir a limitar o de venir a eliminar las situaciones jurídicas consolidadas que existen en una relación contractual.

Eso quiere decir que de acuerdo con lo que se quiere en el método matemático y si se puede observar, es que existe una falta de competencia finalmente en el momento en que se haga la respectiva fijación del precio entre el generador y el Instituto Costarricense de Electricidad, ¿por qué? Porque no existe ninguna norma que autorice a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos a establecer una tarifa que determine un tope de referencia y que permita al generador y el ICE establecer precios de la relación contractual. Eso implicaría una delegación de esa potestad tarifaria y no existe una norma que establezca esa potestad de delegación de parte de la Ley para que un particular pueda establecer un precio, que es público, y precisamente ahí es donde existe un roce sobre el concepto de la reserva de ley. Y el por qué debe existir una norma jurídica que establezca esa posibilidad de delegar, de delegar esa facultad. El modelo remite a que el precio sea determinado entre el generador y el ICE, quienes fijan la tarifa son ellos y no la ARESEP. Van definir una tarifa los proveedores.

Donde precisamente el eje transversal que tiene la Ley de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos es que como entidad la ARESEP venga a ser el ente imparcial que venga a determinar esa tarifa, esa potestad, esa contraprestación económica que es la justa que debe de dársele al prestado de ser servicio público, pues efectivamente he incluido acá que si se da un concepto de un sistema de banda, porque del tope a cero hay una banda. Y entonces eso implicaría desconocer efectivamente las competencias que tiene a favor la ARESEP por la falta de la aplicación, que es un vicio, la falta de competencia es uno de los vicios más graves que tiene la conducta administrativa. Y entonces se violan por esa falta de aplicación los artículos 3, 5, 29, 30 y 31 de la Ley Nº 7593.

El Estado recientemente en el año 2009 por opinión jurídica 0J-66-2009 ha dicho que el establecimiento de un sistema de bandas en una tarifa es ilegal y es una conducta ilegítima que desplegaría el ente regulador. Creo que aunque la opinión jurídica no es vinculante, sí se debe de tener en mente, que es una fuente de derecho administrativo como jurisprudencia. Y esto efectivamente tiene un resabio de que se de valorar en este instante procesal, de que por estar en la etapa preparatoria deben de observarse estos temas atinentes con las facultades, con esa facultad de imperio, con la reserva de Ley Nºque tiene el ente regulador, en donde se establece que no puede delegar esa competencia a los particulares en la relación de la concesión.

Otro efecto que se puede producir con una tarifa de referencia un tope y es que puede darse un efecto de liberalización del servicio porque efectivamente puede existir una liberalización de las potestades de fijación tarifaria cuando exista una liberalización del servicio público, como bien lo establece el artículo 50 de la Ley General de Telecomunicaciones, donde se dice que las tarifas de los servicios de telecomunicaciones disponibles al público solo son fijadas por la SUTEL en un inicio, pero conforme el mercado sea más eficiente y que pueda garantizarse una competencia efectiva las tarifas serán fijadas por los proveedores.

Es claro que si no existe una liberalización del servicio público generación, no puede darse una traslación del ejercicio de la potestad de imperio en la fijación tarifaria a ese generador y el ICE. Porque de lo contrario entonces entraríamos en una liberalización del servicio público contenida en el artículo 5 de la Ley Nº 7593.

En cuanto al marco legal que permite al ICE establecer contratos para compras de electricidad en el marco de la Ley Nº 7200, con base en un esquema de banda tarifaria definido por la ARESEP, véase el punto 5.2.13 de este informe.

Manrique Rojas Araya, cédula 1-893-107:

Se usa un listado de proyectos de papel, no son proyectos construidos y operando, ninguno de ellos que yo sepa, entonces son meramente expectativas y hemos visto que muchos de esos proyectos se hacen con estudios de ingeniería muy pobres en que la proyección de costos no se ajusta a la realidad. Y no entiendo por qué se omite usar datos que sí existen y algunos de ellos constan en la misma Autoridad Reguladora, por ejemplo, en el ET-161-2010, consta cuál fue el costo de la Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís, que si bien es de más del 20 Megavatios, consta de una central del 24 y una del 2 Megavatios.

Para estimar los costos de inversión se utilizó la mejor información disponible. Al respecto, véase el punto 5.2.7 de esta sección.

En base a qué se define calcular el valor en 10 Megas. ¿Por qué 10 Megas, por qué no 8, por qué no 5, por qué no 4?

No se establecieron los valores de los costos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la información disponible, se estimaron los costos promedio para todo el rango de capacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 5.2.7 de esta sección y el anexo 2 de este informe. En cuanto al cálculo del costo de explotación, en efecto se estimó un valor correspondiente al valor medio del rango de capacidad instalada que permite la Ley Nº 7200. Dado que se cuenta con muy pocos datos de costo de explotación para ese rango, se optó por usar un criterio conservador al estimar ese valor. Véase la explicación de ese cálculo en el Anexo 2 de este informe.

La tasa libre de riesgo es un poco diferente, pero es simplemente porque se está usando una base más amplia. Ya el Beta desapalancado, ya en una presentación anterior se habló bastante de eso. Se usan datos totalmente desactualizados de hace 11 años y esos informes el DEN-499 y 837 no estaban en el expediente, uno de los expositores sí los pudo ubicar, yo no los encontré en el expediente por lo menos. Y, por qué si en el 2008 se usaba una base de datos que es bastante prestigiosa, la del profesor Damodarán de la Universidad de Nueva York, por qué ahora no se está usando, por qué si en el 2008 se usó una base de datos actualizada en ese momento en el 2011 nos devolvemos al 2000.

El valor del parámetro "beta" que se está utilizando es el que proviene del sitio de Internet del profesor Damodaran. Véase al respecto el punto 5.2.2 de esta sección.

El costo de inversión. Se debería de usar datos de menos del 20 Megas, con las plantas ya construidas, no de papel. Si vamos usar plantas de otro lado, no importa, pero hagamos los ajustes correspondientes, hay plantas que tienen un tratamiento fiscal muy preferente en otras latitudes. En cuanto al costo de explotación, incluyamos todos los costos, incluyamos las plantas privadas, la información que ya se les dio en el 2008, en las del ICE incluyamos todos los costos, no solo parte y eso sí sugerimos que el valor de referencia para el cálculo no son 10 Megavatios, si no es el punto donde comienza a tener inflexión la curva.

No se establecieron los valores de los costos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la información disponible, se estimaron costos promedio para todo el rango de capacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 5.2.7 de esta sección.

Además las condiciones financieras no se pueden establecer constantes en el día 1 para toda la vida del contrato, hay una variabilidad. Los impuestos. Se deben incluir todos los impuestos, no solo parte. La rentabilidad. Se debe ser consistente, se deben usar fuentes independientes, verificables y ajustar la metodología CAPM a la realidad del sector y del país.

En relación con el tema de las condiciones financieras, véase el punto 5.2.3 de esta sección. En relación con el tema del reconocimiento de impuestos, véase el punto 5.2.9 de esta sección. Y en relación con la metodología CAPM, véase el punto 5.2.2 se esta sección.

Sobre la Tarifa tope, debe ser una tarifa definitiva. Y en cuanto a la fórmula de ajuste debe ser completa, no parcial, no solo ajustar la operación y mantenimiento, eso no me permite que el proyecto sea bancable.

En relación con el esquema tarifario a emplear, véase el punto 5.2.1 de esta sección. En cuanto al tema de la actualización de los costos, véase el punto 5.2.6.

Claudio Volio Pacheco, cédula 1-302-793:

Y sin la financiación es indispensable que hayan tarifas adecuadas y pliegos tarifarios bancables, o sea, las tarifas tienen que ser predecibles y como se dijo anteriormente tienen que darle tranquilidad a los bancos y entre esos costos que existen y que no aparecen en el modelo, existen costos como los intereses durante la construcción y otra serie de costos, las reservas que hay y demás, por lo cual hay que poner los pies en el suelo y saber lo que cuesta financiar una planta que como digo si no hay financiación no hay plantas.

En relación con el tema del financiamiento, véase el punto 5.2.3 de esta sección.

Hidro Venecia S. A., representada por Rafael Rojas Rodríguez, folios 172-193:

Para utilizar el modelo CAPM es necesario emplear el modelo desarrollado por la Escuela de Administración de Negocios del Instituto Tecnológico de CR, para el contexto de una economía emergente.

En relación con el uso de la metodología CAPM, véase el punto 5.2.2 de esta sección.

El costo de inversión por KW instalado, utilizado en la propuesta de ARESEP son con base en proyectos hidroeléctricos, muchos no construidos, principalmente de Panamá (10 de 15 proyectos), motivo por el cual no se tiene un panorama que refleje en forma fidedigna el costo de inversión para proyectos costarricenses de generación hidroeléctrica, ya que los costos financieros son menores, no se paga el impuesto a los dividendos (15%), además de sólo utilizar tres referencias de centrales hidroeléctricas costarricenses para sustentar el costo de un modelo de generación, además de que fue ajustado por medio del índice Bureau Composite Trend de EEUU no refleja el incremento en el costo de mano de obra local.

Se estimaron los costos de inversión con la mejor información disponible en la actualidad. Al respecto, véase el punto 5.2.7 de esta sección. En relación con el reconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto 5.2.9 de esta sección.

Sobre el costo financiero, el modelo de ARESEP propone una tasa de interés con base en ofertas presentadas en la licitación 2006LI-00043-PROV del BOT hidroeléctrica que promovió el ICE y de los proyectos hidroeléctrica Vara Blanca y El Angel, S.A. Para este costo debe considerarse no solo la tasa de interés, las comisiones de formalización y de desembolso, las reservas de liquidez que exija el ente financiero y cualquier otro costo relacionado con la obtención del financiamiento.

Como se indicó en el punto 5.2.3, la forma de estimar la tasa de interés fue variada con respecto a la que se planteó en la propuesta sometida a audiencia pública.

Indexación de la cuota fija de capital, es necesario indexar semestralmente, lo anterior con el fin de mantener el poder adquisitivo de los pagos correspondientes, bajo las siguientes ecuaciones: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) y Mn = Mn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1) y también debería de aplicarse en el periodo de construcción.

En relación con la forma de indexar la tarifa, véase el punto 5.2.6 de esta sección.

En lo que respecta a la vida económica del proyecto, para incentivar la inversión en proyectos hidroeléctricos lo recomendable es que los plazos de contratación igualen la vida económica del proyecto.

En relación con la periodicidad de los contratos, véase el punto 5.2.4 de este informe.

El concepto de tarifa tope, ya que no es procedente establecer una tarifa tope de referencia, El artículo 6, inciso d de la Ley Nº 7593 de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establece la potestad de fijar tarifas pero el artículo 31 señala que no se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público. Por lo cual, ARESEP no puede delegar su función en otros entes, cosa que haría si establece una tarifa tope.

No se establece un esquema de tarifa tope, sino uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 5.2.1 de esta sección. En cuanto a la legitimidad de establecer una banda y no una tarifa puntual, véase el punto 5.2.13 de esta sección.(.)

VI.En sesión extraordinaria 050-2011, del 8 de agosto del 2011, cuya acta fue ratificada el 10 de agosto del 2011; la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, resolvió por mayoría: 1) Acoger en todos sus extremos, el oficio 122-CDR-2011 del 05 de agosto del 2011. 2) Establecer el modelo para la determinación de tarifas de referencia de generación eléctrica privada para plantas hidroeléctricas nuevas. 3) Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando V de la presente resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso. 4) Instruir al Centro de Desarrollo de la Regulación para que elabore y someta a conocimiento de esta Junta Directiva, una propuesta de metodología para determinar el factor ambiental a la brevedad posible, tal y como se dispone. Por tanto:

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS; RESUELVE:

I.Establecer la siguiente: "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas",

Generalidades (Eliminada esta sección mediante reolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) Objetivo El objetivo último del modelo tarifario de referencia definido en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios, para que, en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley Nº 7200, para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuentes renovables. Al respecto, las estimaciones del ICE indican que puede contratar en la actualidad, a generadores privados de electricidad que produzcan con fuentes renovables, hasta un máximo de 183 MW.

(*) Alcance El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE p or parte de generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica proveni entes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Le y 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aproba da por la Autoridad Reguladora.

La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para l as que no existe una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante ésta metod ología, sin considerar estructura estacional.

Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en n ingún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no p odrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de compraventa de elec tricidad o para fines de autoconsumo.

Fuente de información

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

El cálculo de los costos de explotación se hará mediante el uso de la información financiero-contable del grupo de plantas a las que les aplique esta metodología y se considerará en el cálculo únicamente los costos necesarios para mantener y operar la potencia contratada por el ICE, que corresponde al servicio público regulado.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

Esa información deberá estar justificada de conformidad con el artículo 33 de la Ley 7593, no se contemplarán los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la potencia contratada por el ICE, ni los definidos en el artículo 32 de esa misma Ley, y contemplará únicamente los costos útiles y utilizables necesarios para prestar el servicio público regulado, que es la venta de energía al ICE. Se utilizará la información financierocontable del último reporte anual disponible, como se detallará más adelante, a la fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria, con la apertura del respectivo regulatoria emitidas para este sector.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

La fecha de corte de los datos insumo de las variables para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

Consideraciones adicionales

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

En caso de que alguna fuente de información requerida para el cálculo de alguna variable de la presente metodología deje de estar disponible para su utilización, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta Directiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria de este servicio), tendrá la facultad de sustituir esta fuente de información por otra fuente que sea confiable, basada en información pública, emitida por un ente competente y que técnicamente logre cumplir la finalidad requerida. Para lo cual, se deberá exponer una justificación detallada del cambio, en el informe que sustenta el estudio tarifario en el que se incorporará la nueva fuente de información, en un apartado o sección independiente.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

Cuando se requiera de alguna variable adicional indispensable para realizar cálculos intermedios, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta Directiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria de este servicio), tendrá la facultad de aplicar estos cálculos empleando los criterios señalados en el párrafo anterior.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

(*)(Así adicionado el punto denominado "alcance" mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)

Formulación general del modelo Para lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula la inversión privada asociada con plantas de generación hidroeléctrica con potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango aceptable de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se establece una banda tarifaria que permite al ICE ofrecer precios de compra de electricidad con los cuales el oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de electricidad.

Las tarifas por KWh estimadas mediante el modelo propuesto incluyen los costos de operación y mantenimiento, los costos financieros y la rentabilidad neta del inversionista.

(*) En general, se puede expresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica a partir de igualar los costos más la rentabilidad con los ingresos, desde la perspectiva del generador privado. De esa forma, se obtiene la siguiente ecuación:

CE + CFC = IR (Ecuación 1) En donde:

CE = Costos de CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r). Así, CFC = RI + r RI = Recuperación de la inversión (depreciación) R = Rentabilidad sobre la inversión IR = Ingresos requeridos, que son el resultado de multiplicar la tarifa "p" por las ventas de energía "E", es decir, IR = p x E p = Tarifa de venta E = Ventas (cantidad de energía) Despejando p:

De lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa depende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de explotación, la recuperación del capital (depreciación) y la rentabilidad.

(*)(Así reformada la fórmula anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016)

En donde:

CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r). Así, CFC = RI + r RI = Recuperación de la inversión (depreciación) r = Rentabilidad sobre la inversión fa = Factor ambiental total o unitario IR = Ingresos requeridos, que son el resultado de multiplicar la tarifa "p" por las ventas de energía "E", es decir, IR = p x E p = Tarifa de venta E = Ventas (cantidad de energía) Despejando p:

De lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa depende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de explotación, la recuperación del capital (depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental.

El costo ambiental estaría incorporado en el precio determinado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio final. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente ambiental componente ambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública).

(*) Expectativas de venta (E) La producción de la planta también depende de la disponibilidad de la capacidad instalada para generación, lo que a su vez depende de las características físicas del aprovechamiento, de la tecnología utilizada, la edad de las instalaciones, así como las prácticas de mantenimiento de la empresa. Por su parte, la distancia entre la planta y el punto de entrega resulta importante debido a las pérdidas asociadas con la transmisión.

En todo caso, es posible expresar todos estos factores en términos de un factor de aprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor de uso común y que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria, se puede establecer un valor para este parámetro aplicable a cada tipo de fuente, haciendo posible diferenciar la tarifa de venta según la fuente primaria.

En síntesis, para estimar la cantidad de energía que se tomará para determinar la tarifa aplicable se considera la siguiente ecuación:

En donde:

E = Ventas anuales (cantidad de energía).

C = Capacidad contratada promedio de las plantas en MW.

H= cantidad promedio de horas anuales reales en que las plantas estuvieron en operación entregando energía para venta al ICE en los 5 últimos años.

fp = Factor de planta promedio de los últimos 5 años de las plantas utilizadas para el cálculo.

Si bien existe un efecto de escala en las plantas de generación de electricidad, especialmente en cuanto a los costos de instalación y los costos de explotación, es posible simplificar el modelo y realizar el análisis para una planta de tamaño unitario (capacidad contratada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:

El factor de planta anual (fp) de una central eléctrica, para este caso, se define como el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme los valores contratados, según la siguiente fórmula:

En donde:

Fpi,a = Factor de planta de cada planta en cada año.

Egi,a = Cantidad de energía en kWh que cada planta generó en cada año.

Pconi,a = Potencia contratada en kW, por planta en cada año.

Hi,a = cantidad de horas en que la planta estuvo en operación entregando energía para la venta al ICE en cada año.

i = Cada una de las plantas del grupo.

a = Cada uno de los 5 años.

El valor del factor de planta promedio de los últimos 5 años que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual ARESEP posea información.

El valor del factor de planta se calculará de la siguiente manera:

Para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio aritmético de los valores de cada planta individual, de acuerdo con la siguiente fórmula:

En donde:

Fpa = Factor de planta promedio anual para el grupo de plantas.

Fpia = Factor de planta de cada planta en cada año.

i = Cada una de las plantas.

a = Cada uno de los años.

n = Índice que representa la cantidad de plantas.

Posteriormente, se obtendrá el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria calculado de la siguiente forma:

En donde:

Fp = Factor de planta promedio para el grupo de plantas.

Fpa = Factor de planta promedio anual para el grupo de plantas.

Q = Cantidad de años utilizados para calcular el promedio.

a = Cada uno de los años.

(*)(Así reformado el inciso Expectativas de venta (E) anterior mediante resolución N° RE-0205-JD-2021 del 28 de setiembre del 2021)

Costos de explotación (CE) El costo de condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las utilidades, o ganancias.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria, utilizando para su indexación "índice de precios a la manufactura" del Banco Central de Costa Rica (BCCR.), con el dato del último corte disponible a la fecha de apertura del expediente tarifario.

(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

El método de cálculo fue el siguiente:

• a)Se toman los datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.
• b)Sehaceunejercicioderegresiónparaestimarlacurvaquemejoraproximalafunciónquerelacionacapacidadinsta ladaycostodeexplotación.

(Asíreformado el inciso b) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del20 de marzo del 2014) c) Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200.

• d)En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.

El cálculo del valor del costo de explotación con los datos disponibles en el momento en que se redactó este informe, se presenta en el Anexo 1. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

Costos fijo por capital (CFC) Mediante el componente denominado "Costo Fijo por Capital" (CFC) se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.

El CFC depende del monto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado (relación deuda / aportes de capital), de las condiciones de financiamiento (tasa de interés, modalidad de pago y plazo), de la tasa de retorno reconocida, del período de recuperación de la inversión (vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta aplicable.

Este rubro de Costo Fijo por Capital se determina mediante la siguiente ecuación:

CFC = RI + r =M x FC (Ecuación 4)

(Así reformada la ecuación anterior mediante resolución RJD-161-2011 del 26 de octubre del 2011)

CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r).

RI = Recuperación de la inversión (depreciación) r = Rentabilidad sobre la inversión (*)RI = Recuperación de la inversión (depreciación)

(*)(Así adicionado el punto anterior mediante resolución RJD-161-2011 del 26 de octubre del 2011)

Donde:

r = M x FC (Ecuación 5) En donde:

r = Rentabilidad sobre la inversión M = Monto total de la inversión unitaria FC = Factor que refleja las condiciones de la inversión El factor FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la planta.

El valor de cada variable que determina el CFC se actualizará en cada fijación tarifaria.

6.1.1 Factor de condiciones de inversión. El factor FC refleja un valor medio de la rentabilidad de la inversión aplicable durante toda la vida económica. Dentro de este contexto, durante los primeros años la utilidad neta que recibe el inversionista es baja (y menor a la pérdida de valor de la planta), puesto que está destinando una porción a "comprar" progresivamente la participación de los entes financieros en la inversión realizada.

El factor FC se calcula mediante una ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable. La ecuación es la siguiente:

En donde:

ψ = Apalancamiento (relación de deuda) (%) ρ = Rentabilidad sobre aportes de capital (%) t = Tasa de impuesto sobre la renta (%) i = Tasa de interés (%) e = Edad de la planta (años) d = Plazo de la deuda (años) v = Vida económica del proyecto (años) A continuación se definen los componentes de la fórmula del factor FC.

Apalancamiento (ψ) El valor de apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, la cual es parte de la fórmula del beta apalancado que se define posteriormente.

Para realizar el cálculo se utilizará un promedio de la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, "Capital Asset Pricing Model").

El método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas (riesgo específico).

El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

ρ = KL + βa * PR + RP Donde:

ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

KL= Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista.

PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.

RP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país.

βa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina "apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda.

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:

βa = Beta apalancada.

βd = Beta desapalancada.

D/Kp= Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) t = Tasa de impuesto sobre la renta.

Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es la siguiente:

Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

3. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

4. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará un promedio ponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la Autoridad Reguladora.

5. Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.

6. Otras variables a) Tasa de interés (i) Se utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

• b)Vida económica del proyecto (v) Para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.
• c)Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía. La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.
• d)Edad de la planta (e) Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

(Así reformado el aparte "Rentabilidad sobre aportes al capital (p)) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) Monto de la inversión unitaria (M).

El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.

(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)

(*) El cálculo de este valor se efectuará a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, de los cuales se excluirán los valores extremos, provenientes de cuatro fuentes de información:

• a)La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE u otras empresas proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley Nº 7200 y la Ley Nº 8345.

1. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE u otras empresas, en el marco de la Ley Nº 7200 y la Ley Nº 8345.

2. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores privados.

(*)(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016)

(Así adicionado mediante resolución RJD-013 del 29 de febrero de 2012)

(*) De las fuentes de información mencionadas, se extraerán todos los datos disponibles sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW. Posteriormente, esos datos se someterán al siguiente tratamiento:

• a)Calcular la inversión por kW instalado para cada planta (US$/KW).
• b)Obtener el promedio simple del costo de inversión por kW instalado de las plantas utilizadas para el cálculo.

(*) (Así reformado mediante resolución RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024 En el cuadro 2.1 del Anexo 2 de este informe, se presenta el cálculo actual del costo de inversión promedio, con base en los criterios establecidos anteriormente. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

(*) Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.

(*)(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)

Definición de la banda tarifaria (*) Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.

Las principales consideraciones que se toman en cuenta al establecer un esquema de banda tarifaria son las siguientes:

1. Se calcula la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio.

2. El límite superior se establece utilizando el costo de inversión promedio más una desviación estándar.

3. El límite inferior de la banda consiste en utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar, siempre y cuando el valor de inversión sea mayor a 0. En el caso de que el cálculo con las tres desviaciones propuestas indique un límite inferior de cero o menor que cero, se tomará el número natural positivo inmediato anterior de desviaciones de manera tal que el límite inferior sea mayor que cero. Es decir, si con tres desviaciones estándar el monto de inversión es cero se utilizan dos desviaciones estándar, si con dos desviaciones estándar el monto de la inversión es cero se utiliza una desviación estándar y si con una desviación estándar el monto de inversión es cero se utiliza el promedio.

(*)(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016)

Durante el proceso de diseño de la metodología que se propone en este informe, se pudo observar que no existe un modelo estándar de generación hidroeléctrica con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, en Costa Rica. A pesar de que los costos de equipamiento están bien establecidos y son estándar, la diversidad de condiciones geológicas, hidrológicas y topográficas incide en que los costos de infraestructura muestren diferencias sustanciales. En consecuencia, se dificulta la opción de establecer una banda de precios con base en niveles de eficiencia. Se optó entonces por definir esa banda con criterio estadístico.

En particular, se propone definir la banda de precios con base en la determinación de un valor máximo y uno mínimo de costo de inversión. Para ello, en primer lugar se calcula la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio. El límite superior de la banda de precios se define como el costo de inversión promedio más la desviación estándar. Y el límite inferior, como el costo de inversión promedio menos la desviación estándar.

En el cuadro 2.2 del Anexo 2 se presenta el cálculo de la franja de costos de inversión en la que se basa la definición de la banda tarifaria con los datos disponibles en el momento de redacción de este informe. Esta franja se actualizará en cada fijación tarifaria.

Estructura horario-estacional La tarifa tendrá una estructura monómica, de tal forma que solo se pagará por energía. La estructura horario-estacional es una diferenciación relativa del precio de la energía, por horas de la semana y por estaciones hidrológicas. Procura representar los cambios cíclicos del valor de la energía en el sistema eléctrico, debidos a la influencia estacional de la hidrología y al comportamiento semanal de la curva de carga.

La estructura tarifaria horaria estacional que se utilizará es la siguiente:

. El período estacional alto (período alto) cubre los cinco meses comprendidos de enero a mayo, y el resto del año es la temporada o periodo bajo.

. Los períodos horarios se dividen en tres: punta, valle y noche. La punta está constituida por las cinco horas, separadas en dos bloques, de mayor demanda de los cinco días laborales de la semana, de las 10:30 h a las 13:00 h y de las 17:30 h a las 20:00 h. El período nocturno abarca de las 20:00 h a las 6:00 h del día siguiente, los siete días de la semana. El valle cubre las demás horas, incluyendo de 6:00 h a 20:00 h los fines de semana, donde no hay punta.

Los parámetros adimensionales que se aplicarán al nivel tarifario definido son los siguientes:

Estos parámetros se actualizarán en cada fijación tarifaria, con base en los informes del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) en los cuales se define un modelo de estructura horario-estacional en los precios de compra a generadores eléctricos.

Moneda en que se Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.

Ajuste de los valores de la banda tarifaria Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.

En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda.

(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución RJD-161-2011 del 26 de octubre del 2011)

Otras consideraciones Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá disponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.

TRANSITORIO. Una vez entren en vigor los cambios en la metodología tarifaria del "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, la Intendencia de Energía debe iniciar de oficio, en un plazo máximo de 60 días naturales, dentro de ese plazo se deberá solicitar la apertura del expediente tarifario, emitir el informe inicial y solicitar a la DGAU la convocatoria a la respectiva audiencia pública.

(Así adicionado el transitorio anterior mediante resolución RE-0014-JD-2024 del 4 de abril de 2024)

II.Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando V de la presente resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso.

VOTO SALVADO DEL DIRECTOR EMILIO ARIAS RODRÍGUEZ generación privada hidroeléctricas nuevas, oficio 417 RG -2011 del 5 de agosto del 2011.

Con fundamento en mi juramento constitucional de hacer valer y respetar la Constitución Política y las leyes de la República, disiento del voto de mayoría en el tanto la propuesta denominada ¨Metodología Tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas¨, considero debe ser adicionada, aclarada o corregida, de conformidad con las observaciones que noto a continuación:

Primero: Dentro de las competencias de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) en materia de concesiones y tarifas con respecto a los generadores privados, no es jurídicamente aceptable asumir que el Instituto Costarricense de Electricidad realice subastas o concursos, para decidir a cual empresa le compra energía, además la potestad tarifaria, es una potestad de imperio, que no puede ser delegada y está asignada por Ley a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, por lo que la justificación de la propuesta de establecimiento del sistema de Bandas Tarifarias, que presenta el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), carece de sustento jurídico. En el informe se señala que existe un poder monopsónico por parte del ICE, en el mercado de compra de energía que autoriza el capítulo I de la Ley Nº 7200, lo que es cierto; (ver página 21 del 113-CDR-2011), señala el informe que las tarifas tope que se incluyeron dentro de la propuesta original sometida a audiencia pública, tiene el inconveniente que no se establece límite inferior, por lo que el ICE haría uso de ese poder, y por lo tanto para solucionar ese problema se propone las bandas.

No obstante a criterio del suscrito directivo, la propuesta de bandas tarifarias tampoco solventa la problemática señalada. En las condiciones actuales, donde aún no ha sido aprobada una Ley General de Electricidad, y no existe un mercado en competencia, se debe establecer una tarifa puntual sujeta a revisión para los generadores privados que vendan la energía al ICE al amparo del capítulo primero de la Ley Nº 7200.

Segundo: Los precios de venta de la energía al ICE que autoriza la Ley Nº 7200, deben cumplir con lo establecido en los artículos 3 y 31 de la Ley Nº 7593, en concordancia con el artículo 17 de la Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica que rezan:

"Artículo 3.-Definiciones Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:

• a)Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley.
• b)Servicio al costo. Principio que 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, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.
• c)Prestador de servicio público. Sujeto público o privado que presta servicios públicos por concesión, permiso o ley. (Así reformado por artículo 41, inciso a) de la Ley Nº 8660 de 8/8/2008, publicada en el Alcance 31, a La Gaceta 156 del 13/8/2008).
• d)Evaluación de impacto ambiental. Estudio científico-técnico, realizado por profesionales en la materia, que permite identificar y predecir los efectos que producirá un proyecto específico sobre el ambiente, cuantificándolo y ponderándolo, para plantear una recomendación.¨ "Artículo 31.-Fijación de tarifas y precios ".Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.

Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.

La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.

De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:

• a)Garantizar el equilibrio financiero.
• b)El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean reglamentados.
• c)La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales.

(Así reformado, todo el artículo, por el artículo 41, inciso g) de la Ley Nº 8660 de 8/8/2008, publicada en el Alcance 31, a La Gaceta 156 del 13/8/2008)." "Artículo 17.-Tarifas de electricidad. La regulación en cuanto al servicio público y las tarifas de venta de electricidad al ICE, que se aprueben para las empresas que tengan concesiones para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica al amparo de esta Ley, se establecerán de acuerdo con los principios, los criterios y las normas de la Ley Nº 7593, en particular los preceptos de servicio al costo y de fijación de precios y tarifas contenidos en los artículos 3 y 31, respectivamente. El criterio de costo evitado no podrá ser utilizado, bajo ninguna circunstancia, en la fijación de los precios y las tarifas para la venta de energía al ICE u otros distribuidores autorizados por ley. Esta norma prevalece sobre cualquier otra que se le anteponga en esta materia. Queda exceptuado de los alcances de este artículo, el capítulo II de la Ley Nº 7200".

De la lectura y análisis de estos artículos, se deduce que el denominado factor ambiental, es un imperativo, existe la obligación de incluirlo, dentro de la metodología propuesta. Este factor es uno de los elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. La metodología refiere la inclusión del factor (fa) con un valor de cero porque no se calculó, al respecto señalo que se debe posponer el conocimiento de esta propuesta metodológica, hasta que esté completa, no puede ser que se relegue este factor, y se deje de considerar indefinidamente, hasta tanto no se apruebe una nueva metodología que lo defina.

Específicamente dentro del punto 5.2.12 denominado Promoción de la inversión privada en generación hidroeléctrica, en el punto b), se indica textualmente: "abrir la posibilidad de incluir en la tarifa un componente ambiental, cuyo diseño será sometido a audiencia a corto plazo" De esto se desprende que efectivamente estamos frente a una posibilidad que queda indefinida en el tiempo, máxime considerando el histórico de tiempo que conlleva la tramitación de una metodología a nivel institucional. Adicionalmente es importante cuestionarse el costo económico y humano que representa.

Por otro lado, en la página 22 del documento entregado mediante oficio 122- CDR -2011 / 65718, que es el que fue sometido a consideración de Junta Directiva, se señala que." la ARESEP está de acuerdo con establecer un factor de costo ambiental.", Nuevamente a criterio de este directivo, no es que está de acuerdo, es que el artículo 31 de la Ley Nº 7593 la obliga a incluirlo dentro de la metodología.

Tercero: Al momento de someterse a votación la "Metodología Tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", oficio 417 RG -2011 del 5 de agosto del 2011, este directivo no ha recibido la información solicitada en la sesión 46-2011 del 20 de julio del 2011, sesión donde se presentaron las propuestas de la Dirección de Servicios de Energía y el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), la cual es de vital importancia para resolver. No obstante, cabe señalar que de manera informal, en el transcurso de esta sesión, tuve a la vista el oficio DEN 2011/ 17963, del 22 de julio del 2011, mediante el cual la Dirección de Servicios de Energía, le entrega a esta junta la información solicitada por este directivo, sin embargo, la misma no me fue entregada en tiempo, lo que evidencia una vez más el ocultamiento de información a este directivo, lo que me impide resolver con la información completa y certera.

Cuarto: Actualmente la Junta Directiva de la ARESEP, por decisiones no atribuibles a este directivo, ni a la directora Echandi Gurdián, carece de una asesoría técnica y jurídica independiente del resto de los órganos de la administración, situación que se da a partir del 9 de octubre del 2010. Esto limita la verificación por parte de este órgano colegiado de la conformidad de la propuesta de la Administración con la respectiva normativa y reglas de la técnica, lo que fundamento, de conformidad con el principio de imparcialidad de los funcionarios públicos y el derecho fundamental de los administrados a la imparcialidad de la Administración. Ver votos 6472-2006, 2883-96 y 3932-95 de la Sala Constitucional. Es claro que en su condición de funcionarios públicos, los asesores legales están igualmente llamados a respetar el principio de imparcialidad y transparencia que emana del artículo dos constitucional en concordancia con el artículo 230 y siguientes de la Ley General de Administración Pública.

San José, 17 de agosto del 2011.