Reference Rate Model for New Private Wind Generation PlantsModelo de tarifas de referencia para generación eólica privada nueva

For the purposes of this law, the following concepts are defined: a) Public Service. That which, by its importance for the sustainable development of the country, is qualified 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 manner of setting the tariffs and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow for a competitive return and guarantee 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 it involves the provision of regulated services or the granting of concessions."

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

The Regulatory Authority shall continue exercising the competence that Ley Nº 7200 and its reforms, of September 28, 1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad."

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

The Regulatory Authority must apply annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the administration 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 tariffs 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 annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary settings carried out by the Executive Branch, and any other variable that the Regulatory Authority considers pertinent.

In the same way, when setting the tariffs of public services, the following aspects and criteria must be considered, when applicable:

• a)Guarantee financial equilibrium.
• b)The recognition of the cost schemes of the different mechanisms for contracting project financing, their special forms of payment, and their effective costs; among them, 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. (Thus reformed, the entire article, by article 41, subsection g) of Ley 8660 of 8/8/2008, published in Supplement 31 to La Gaceta 156 of 8/13/2008)."

Costs of 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 considering them excessive for the provision of the public service.

f. The value of billings not collected by the regulated companies, with the exception of the percentages technically set by the Regulatory Authority.

• a)Board of Directors.
• b)A Regulador General and a Deputy Regulador General.
• c)Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
• d)The Internal Audit Office.

The Board of Directors, the Regulador General, the Deputy Regulador General, and the members of the SUTEL, shall exercise their functions and fulfill their duties in such a way that they are consistent with what is established in the National Development Plan, in the development plans of each sector, as well as with the corresponding sectoral policies. (.)" The Ley General de la Administración Pública establishes:

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

For its part, regarding private generation of electricity, it is important to consider the provisions of articles 1 to 3 of Ley Nº 7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela establishes:

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

The purchase of electricity by ICE from cooperatives and from private companies is declared of public interest in which at least thirty-five percent (35%) of the capital stock belongs to Costa Ricans, which establish electric power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and energy sources that are not conventional. (Thus reformed by article 2 of law Nº 7508 of May 9, 1995 and modified by Resolution of the Sala Constitucional Nº 6556-95 of 5:24 p.m. on November 28, 1995, which annulled its last phrase).

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 N.109 of Monday, June 07, 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 the market actors and that also fosters the effective introduction of renewable energy sources. b) Design a tariff system that considers, as a minimum, the relationships of generating companies that sell electricity to distributing companies, generating companies that sell electricity among themselves, and distributing companies with electric generation activity. c) Design new mechanisms that incentivize the development and diversification of renewable energy sources and of sector actors for the electric generation activity. d) It is the responsibility of the Public Services Regulatory Authority to set the tariffs for the public service of electricity supply in the generation stage." In the document Tariff Policy and Methodologies for the Energy Sector of the ARESEP it is cited: " the principle of 'tariffs at cost' does not specify that this cost must be of a financial-accounting nature or similar, and even in article Nº 31 it is indicated 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 Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014 "María Teresa Obregón Zamora," develops a third axis called "Environment and territorial planning," in which, among other things, carbon neutrality and the use of clean energies are promoted. It is established as a national goal, in chapter 3 of said plan, to consolidate the country's environmental positioning with a sustainable energy matrix and an optimal environmental performance, a fundamental pillar for that objective and which also represents a strategic aspect for productive dynamization within a sustainability framework, consists of guaranteeing a sustainable energy matrix based on renewable sources.

On the other hand, the Plan Nacional de Energía establishes the following objectives:

i. Ensure the utilization of energy, in order to strengthen the national economy and promote the greater well-being of the Costa Rican people.

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

iii. Carry out environmental and social management of recognized excellence that enables sustainable development.

The Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority, in accordance with 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 organs, is empowered to issue the regulatory methodologies that will 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 such effect is that of the public hearing, established in article 36 of Ley 7593, which provides:

For the matters indicated in this article, the Regulatory Authority shall convene a hearing, in which persons having a legitimate interest may participate to express themselves. For that purpose, the Regulatory Authority shall order the publication in the official gazette La Gaceta and in two newspapers of national circulation, of the matters listed below:

• a)Requests for the ordinary setting of tariffs and prices of public services.
• b)Requests for authorization of electric power generation in accordance with Ley N.° 7200, of September 28, 1990, reformed by Ley N.° 7508, of May 9, 1995.
• c)The formulation and review of the rules indicated in article 25.
• d)The formulation or review of the models for setting prices and tariffs, in accordance with article 31 of this Law.

For these cases, anyone having a legitimate interest may present their objection or statement of support, in writing or orally, on the day of the hearing, at which time they must record the exact place or the fax number, for notification purposes by the ARESEP. In said hearing, the interested party must set forth the factual and legal reasons it deems pertinent.

The hearing shall be convened once the petition is 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 newspapers of national circulation, twenty (20) calendar days in advance of the hearing's celebration.

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

For the purposes of legitimization by collective interest, legal persons organized under the associative form and whose purpose is the defense of consumer or user rights, may register before the Regulatory Authority to act in defense of them, as an opposing party, provided that the processing of the tariff petition is related to their purpose. Likewise, community development associations or other social organizations whose purpose is the defense of the rights and legitimate interests of their members shall be legitimized.

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

Based on the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority, is the competent body to issue the tariff methodologies of regulated public services, including electricity generation, for which purpose it must follow the public hearing procedure that guarantees citizen participation, and for the issuance thereof, it must observe the principle of service at cost, the rules of science and technique, and the general provisions issued in the Plan Nacional de Desarrollo related to the electricity sector.

In accordance with the legal framework, as well as the documents cited previously, there is support for developing a methodology that reflects the cost structure, financing structure, the required returns in accordance with the principle of service at cost, and technical aspects, in such a way that reference tariffs are obtained that allow for the competitive development of private wind generation.

. Proposal submitted to public hearing II.-That in developing the proposal for the "Model for Determining Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" that was sent to public hearing through file OT-028-2011, the following considerations were taken into account:

i. The national electricity sector urgently requires the incorporation of the largest possible number of electricity generation plants that use non-conventional energy sources and have costs lower than those of thermal plants. In this way, it will be possible to substitute the largest possible amount of energy generated by thermal plants, based on which a considerable amount of the available electric energy is currently generated, despite their high economic and environmental costs.

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

iii. Technical studies have been conducted that demonstrate the existence of sufficient untapped potential in the various energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal), which implies that all necessary efforts must be made to incentivize the utilization of these sources.

iv. To incentivize private investment in generation with non-traditional sources within the framework of Ley 7200, it is necessary that the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) establish reference tariffs for transactions governed by that law.

The specific criteria that guided the development of the cited proposal are the following:

i. It is a model that defines reference tariffs with the objective of stimulating investment, operational efficiency (reduction of costs in operation and maintenance), as well as the optimal use of the wind resource and allocative efficiency (price reduction), whereby energy buyers (companies and citizens) will benefit, as well as the national economy as a whole.

ii. 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 coverage of Ley 7200, sign a contract with ICE and whose energy source is wind. The resulting tariff will also serve to regulate the purchase and sale of electric energy from private wind plants with conditions similar to those to which Chapter 1 of Ley 7200 applies, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

iii. To determine the reference rate, information was obtained from wind plants (with capacities similar to those established in Ley 7200) from various countries, and the profitability is determined based on the CAPM methodology, established by ARESEP in similar models.

III.-That for the purpose of designing the "Model for the Determination of Reference Rates for New Private Wind Generation Plants," the following conclusions, cited in official communication 185-CDR-2011 of the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, were considered.

i. The ultimate objective of the reference rate defined in this report is to provide the necessary rate incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in the first chapter of Ley 7200 to substitute the greatest possible proportion of energy generated with thermal sources with energy generated from wind sources. In this regard, it is kept in mind that according to recent estimates by ICE, this public company can currently contract up to a maximum of 183 MW from private electricity generators that produce with non-conventional sources, within the framework of Ley 7200.

ii. To achieve the aforementioned objective, a rate model has been defined that stimulates private investment associated with wind 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 rate band is determined that allows ICE and other eventual energy buyers authorized by law for this purpose to offer electricity purchase prices with which the generator can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable profitability for the level of risk associated with the electricity generation activity.

iii. The rates per kWh estimated through the proposed model include operation and maintenance costs, financial investment costs (which include depreciation corresponding to the use of the investment, and debt service); and also the net profitability of the investor.

iv. Having reference rates for the aforementioned energy transactions is of great importance for the National Electric System and, in general, for the economic and social development of the country. The establishment of this rate facilitates the use of the considerable untapped potential that exists in the country, from different energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal, among others).

v. In particular, the proposed rate scheme allows taking advantage of the opportunities offered by Ley 7200 of September 13, 1990, to promote the contribution of private investors and increase the supply of electricity generation based on non-conventional 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 non-conventional 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.

vi. It is expected that the rate methodology proposed in this report will contribute to reducing, in the short and long term, the magnitude of the electric energy rates paid by the final consumer. Energy buyers (companies and users) and the national economy as a whole will thus benefit. It is also expected that the considerable negative environmental impacts that thermal generation is causing will thus be reduced, impacts which could increase if dependence on that energy source continues to grow.

vii. The rates resulting from this model would be those used for the purchase of electric energy by ICE or other eventual buyers authorized by law, from all those new private generators that, under the protection of Ley 7200, sign a contract with ICE and whose energy source is wind. The resulting rate will also apply to those purchases and sales of electric energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

viii. The rate methodology allows estimating the upper and lower values of a rate band, expressed in dollars per kWh. These limits are defined from the estimation of the average and the standard deviation of the available investment cost data for Latin American wind plants, preferably with installed capacities equal to or less than 20 MW. The upper limit is given by the rate corresponding to an investment cost equal to the average plus one standard deviation; and the lower limit is given by the rate calculated with an investment cost equal to the average minus the standard deviation. Alternatively, in the absence of information, these limits may be defined from information from specialized literature on typical investment cost structures and variation ranges of investment cost components, corresponding to projects comparable to those covered by this methodology.

ix. The methodological proposal defines the rate with the algorithm by which the required income is summed, which are the operating cost (costo de explotación, CE), the fixed capital cost (costo fijo por capital, CFC), and the retribution for environmental benefits or environmental factor (factor ambiental, fa); and then the result of this sum is divided by the total energy expected to be sold (E).

x. The operating cost (CE) includes those costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for Costa Rica. It does not include depreciation expenses, financial expenses, or income tax. The calculation of this value will be done by determining a sample of operating costs of power plants, as far as possible similar to the plants to which rates are intended to be applied, obtained from reliable national and international sources.

xi. The Fixed Capital Cost (CFC) is the result of multiplying the total unit investment amount (M) by the factor that reflects the investment conditions (FC).

xii. The total unit investment amount (M) represents the average total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. It is estimated as a band that fluctuates between two extreme values. Two options are established for performing this calculation. The first consists of constructing a sample of investment costs from at least 20 wind projects that are preferably from Latin American and Caribbean countries and whose installed capacities are preferably 20 MW or less. From this sample, the average of the investment cost values and the standard deviation corresponding to the statistical distribution of these values are estimated. The extreme values of the band are the average plus the standard deviation (upper limit) and the average minus the standard deviation (lower limit). The second option would apply if sufficient data were not available to form the sample of unit investment cost data. It consists of estimating the investment cost band from data from specialized literature on the distribution of the components of a typical unit cost structure, and on the variation ranges of the components of the investment cost structure of wind projects comparable to those considered in this methodology. With these data, the extreme investment cost values used to calculate the rate band are estimated.

xiii. The factor that reflects the investment conditions (FC) allows determining the amount of the uniform installment, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain the expected profitability. It depends on the conditions established in the financing, namely: profitability on capital contributions, leverage (debt ratio), interest rate, plant age, debt term, and economic life of the plant. Furthermore, in the estimation of this factor, the data corresponding to the income tax rate is used.

xiv. The profitability on equity capital contributions (ρ) is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM. This method is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it, which can be separated into two major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and the risk derived from specific investments (specific risk). The profitability on equity capital contributions is defined as the sum of three components: the risk-free rate (KL), the country risk, and the specific risk. The latter is defined as the multiplication of the parameter "levered beta" (βa) and the risk premium (PR). The "levered beta" is the covariance of the profitability of a specific asset and the market profitability, when part of the investment is financed with debt. The risk premium is the difference between the risk-free rate and the market rate of return corresponding to the respective activity sector.

xv. The risk-free rate (KL), the risk premium (PR), and the country risk (RP) will be estimated using the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at Universidad de Nueva York (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.

xvi. The "levered beta" (βa) is obtained from a formula that relates the "unlevered beta" (βd), which is calculated under the assumption that all capital is equity; the relationship between debt and equity (estimated through the financial leverage parameter), and the income tax rate. The "unlevered beta" is also obtained from the information published by the aforementioned Dr. Aswath Damodaran. The financial leverage value, which is used to estimate the relationship between debt and equity, is calculated as the average of the financing information for electric projects available at the Autoridad Reguladora.

xvii. The other financial variables involved in the estimation of the factor that reflects the investment conditions (FC) are defined as follows: i) the income tax rate is defined based on current legislation; ii) the interest rate is the monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks; iii) the plant age has a value of zero, because these are new plants; iv) the debt term is 20 years (a period equal to the maximum contract term); v) the economic life of the plant is 20 years (it is assumed to be equal to the useful life of the project).

xviii. The energy price is differentiated into two seasonal prices, one for the high season and another for the low season. The differentiation of prices by seasonal structure seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electric system, due to the influence of the wind behavior pattern over the course of a year.

xix. The rates resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in dollars of the United States of America (US$ or $). The respective payments will be made in accordance with what the parties establish contractually, in accordance with the applicable regulations.

xx. The values of the rate band will be reviewed at least once a year, through an ordinary rate-setting procedure, in accordance with the provisions of Ley 7593. For this purpose, all parameters defined in the calculation of the rate band will be reviewed—and, when appropriate, updated—with the procedures described in this report. At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be higher than the upper limit of the current rate band, nor lower than the lower limit of that band.

xxi. To improve this methodology in the future, new private wind generators will have the obligation to annually submit audited financial information to ARESEP. Otherwise, they will be subject to the application of the sanctions established in articles 24, 38 subsection g, and 41 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

IV.-That from sections 5.2 and 5.3 of official communication 185-CDR-2011 of the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, which serves as the basis for this resolution, the main arguments of the opponents and coadjuvants are extracted, the summary and analysis of which it is appropriate to cite as follows:

(.) 5.2.-Main arguments presented. The oppositions presented deal with a considerable number of specific topics. Below is a summary of some of the most recurrent arguments that could eventually more significantly affect the rate and the proposed model; for each one, the position of ARESEP is set forth.

5.2.1. Rate scheme: price-cap rates, band, or single rate? Several of the oppositions expressed in the hearing objected to the price-cap rate scheme, and in particular the use of a rate associated with average costs to establish that cap. The main arguments expressed by the opponents on this aspect are the following:

• a)The costs considered in estimating the price-cap rate are not based on reliable information to establish the average cost of an efficient company.
• b)The price-cap rate scheme has the drawback that private generators with costs higher than the estimated average are left without the possibility of participating as energy bidders for ICE.
• c)Given that ICE is the sole buyer, the price-cap rate scheme places investors at a disadvantage vis-à-vis ICE.

The analysis by ARESEP after the hearing coincides with the aforementioned arguments.

With respect to the argument expressed in point a), it must be considered that the method proposed in the methodology proposal submitted for a hearing to estimate the average investment costs does not allow linking that cost to a specific level of efficiency, since the result would be generated from a statistical average of available cost data. Therefore, it is agreed that the information that would be used to estimate the investment and operating costs (costos de explotación) used in the calculation of the price-cap rate would not allow reflecting a condition of operational efficiency. To this, it must be added that in the industrial segment of wind energy generation with capacities equal to or less than 20 MW, there is no single efficient production standard. Although the equipment used in this industry is highly standardized, a high degree of variability is recorded in the different components of investment and operating costs, caused by various factors. These cost differences exist between plants that present acceptable levels of technical efficiency. Therefore, the rate scheme should not be based on an attempt to reflect the costs associated with a single model of an efficient company.

Given that there is no single, clearly identifiable efficient process, it also makes no sense to establish the upper limit of the rate at the rate level associated with the costs of a hypothetical efficient plant. With this type of rate scheme, private generators with costs higher than the estimated average would be left without the possibility of participating as energy bidders for ICE. Such an effect would be especially inconvenient because the objective of the proposed rate scheme is to minimize the use of thermal generation, as long as the substitution is made with non-conventional sources and significantly lower costs. Based on the foregoing, the argument in point b) is agreed with.

Furthermore, the argument in point c) is agreed with because the price-cap rate scheme has the drawback of not establishing a lower limit for the price of the energy to be purchased by ICE. This would cause ICE, in its condition as a monopsonistic operator, to have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators that can be considered efficient.

ARESEP considers that to avoid the drawbacks of the price-cap rate raised in the oppositions, the most suitable option is the rate band scheme. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the industrial segment of interest, two options are proposed to define the band. The first one to be employed consists of applying a statistical criterion, based on the average and the standard deviation of investment costs. If this option is not applicable due to a lack of information, a second alternative option will be chosen, consisting of estimating the band from typical cost estimates and variation ranges of the components of the investment cost structure of wind projects, based on data available in specialized literature.

The rate band scheme has the following advantages over the one presented at the hearing:

• a)The upper limit is set at a level higher than the average production cost, and in this way, the option is opened that among the bidders to be chosen by ICE, there may be some with costs higher than the average. This option is justified, based on the objective of stimulating investments in private wind generation with competitive costs in relation to thermal generation. Thus, the purpose of estimating an efficient cost with adequate information (alluded to in argument a) of the opponents) becomes irrelevant; and it also avoids leaving a large proportion of investors without options to compete because their costs are higher than a hypothetical efficient cost (and thus argument b) of the opponents is addressed).
• b)By setting a lower limit on the price that ICE could pay, its margin of action to set the price it will pay to wind energy bidders is limited. This restriction is convenient, taking into consideration the strong market power that ICE has under the conditions associated with the rate being proposed. Thus, argument c) of the opponents is addressed.

On the other hand, in some oppositions, the establishment of a single rate was requested to set the sale price of the energy to be purchased by ICE within the framework of Ley 7200. In this regard, it is important to keep in mind that if a single rate were established with a value equal to the upper limit of the rate band proposed in this report, ICE would be left without any margin to give preference to bidders quoting lower rates. On the contrary, it would be forced to grant the same rate to all bidders and to award contracts based on criteria other than the offered price.

This eventual scheme would entail a demotivation of technical and economic efficiency in the operation of the wind companies willing to sell their energy within the framework of Ley 7200.

5.2.2. Recognition of capital profitability. Although the CAPM model presents some disadvantages and practical application problems, it can be used in the Costa Rican segment of private wind energy generation, because it operates under market conditions even though it is composed of a small number of operators that have no restrictions on the mobility of their capital. For industries with conditions such as those mentioned, CAPM is a valid methodology for recognizing the return on capital. Among its advantages are: it allows considering the particularities of a sector (such as the electric one), it is more transparent than other alternatives, it allows taking long-term averages to avoid high volatility in results, and it allows adjustments based on the degree of leverage or risk of each sector.

In the specific case of the beta value, 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 Universidad de Nueva York, USA., which provides updated information. Failing that, an alternate, public, and reliable source would be used. Other variables used to apply the CAPM method will also be taken from the Internet site of Professor Aswath Damodaran.

5.2.3. Financing. The financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match it with the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage will be estimated based on the available data on private electricity generation projects held by ARESEP.

5.2.4. The periodicity of contracts and the rate. The original proposal taken to public hearing contained two alternatives regarding the rate term: one with a single rate during the 20 years of the contract; and another segmenting the term into two sub-terms of 13 and 7 years, respectively. This latter alternative was considered in some oppositions as causing greater uncertainty, which could in turn imply higher costs and potentially make some projects non-bankable. For this reason, in the final proposal, it was agreed to leave only the alternative of a single contract term.

The rate recognizes a contractual term of 20 years (the maximum allowed by legislation), similar to the useful life of the projects. In any case, a 20-year contract is very favorable for any investor operating in the wind energy sales industry.

5.2.5. The criterion of environmental sustainability and the environmental factor: Several opponents or coadjuvants expressed that the methodology proposal for wind plants submitted to public hearing fails to comply with article 31 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593, because the concrete calculation of an environmental factor is not included in the rate formula. This assertion is based on a mistaken argument. What article 31 of Ley 7593 establishes is that the criterion of environmental sustainability, among others, must be a central element for setting the rates and prices of public services.

The proposed methodology more than complies with the criterion of environmental sustainability. The very fact of approving a specific rate methodology for private generation based on wind energy entails a very important environmental sustainability objective, which is to contribute to replacing thermal generation—which, as is known, is highly polluting—with generation from renewable sources with low environmental impact. But furthermore, the proposed scheme has a design that stimulates investment in that industry. For this purpose, a rate band is established from a wide band of investment costs. In this way, the possibility is offered to offer ICE—under adequate profitability conditions—the energy coming from a wide range of plants with considerable differences in terms of investment costs. In the context described above, promoting investment implies promoting environmental sustainability in the country.

The opinions of the opponents that the proposed methodology does not contemplate the sustainability criterion stem from an erroneous assimilation between the concept of environmental sustainability and the "environmental factor," whose inclusion is provided for in the general rate formula proposed in this methodology. While the former refers to the need to preserve the long-term balances between human activity and environmental dynamics, the latter consists of a component of the rate that has the purpose of recognizing a very specific aspect of environmental sustainability: the reduction of carbon dioxide emissions into the atmosphere associated with the decrease in electricity generation from thermal sources.

Considering what is stated in the previous paragraphs, it is concluded that the proposed methodology allows broadly complying with the provisions of article 31 of Ley 7593, regarding the application of the criterion of environmental sustainability.

It is worth adding that Aresep has planned the formulation in the short term of a concrete methodology, through which the value of the "environmental factor" included in this methodology is estimated, as a specific variable. The approval of this procedure must be carried out through the current procedure, which includes presentation before a public hearing.

5.2.6. Indexation of the rate: The values of the rate band will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley 7593. All the values that determine the rate will be reviewed—and, when appropriate, updated—at each rate-setting.

5.2.7. The investment: Several alternatives have been proposed regarding the amount of investment to be recognized in this rate model.

As a first option for estimating the average unit investment cost, it is established that this will be obtained from a sample of investment cost data from plants in various countries. The unit investment cost is estimated as an average of the unit investment cost values corresponding to a sample of at least 20 wind projects with installed capacities equal to or less than 20 MW as established by Ley 7200. If there is insufficient information to estimate the investment cost in the manner explained above, the second option will be used, which corresponds to a calculation based on typical cost data and variation ranges of cost structures from specialized literature.

5.2.8. Operating costs (costos de explotación). The operating cost includes those costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for Costa Rica. It does not include depreciation expenses and financial expenses. Its value will be estimated as the average of a sample of the operating costs (operation and maintenance) of power plants, as far as possible similar to the wind plants covered by Chapter 1 of Ley 7200. For this, reliable national and international data from different sources will be collected. If it is necessary to adjust the operating cost value of any plant in the sample to make it comparable with the others, the indexation will be carried out using the Producer Price Index of the United States (IPP - EEUU) or the Industrial Producer Price Index of Costa Rica (IPPI-CR), as the case may be. Other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment being made. If it is not possible to obtain data from individual plants that allow calculating this parameter, recourse may reasonably be made to complementary bibliography generated by reliable, impartial, and public sources.

5.2.9. The recognition of taxes on dividends. It is the criterion of the regulatory body that within the cost structure of public services, only those taxes inherent to the productive activity should be considered and not those that shareholders must pay on their profits, which must be assumed by the investors and not by the users of the public service. As occurs in all businesses, the tax on dividends must be covered by the beneficiaries of the dividends with the resources to be obtained from rate returns. It is not up to the regulatory body to decide on the destination of such returns.

5.2.10. Validity of resolution RJD-009-2010 (old plants): The methodology that was approved to define the rates for existing plants (Resolution RJD-00009-2010) will apply only to those that have already had a contract with ICE. The methodology now proposed is for new plants; therefore, it is not legally appropriate for the new methodology now proposed to repeal the previous one. For this reason, the content of resolution RJD-00009-2010 is not analyzed in this report.

5.2.11. Objectivity of the methodology: In some oppositions, it was expressed that the fact that ICE contributed to the design of the proposed methodology generates problems of objectivity in its formulation. In this regard, it must be clarified that the methodology proposed by the Autoridad Reguladora is based on several sources of information, and was proposed, in its original version, by ARESEP officials. Subsequently, it has been enriched by the contribution of different actors, including some of the operators. It is not a proposal by ICE, although it contributed valuable inputs; but the same can be said of other actors.

Precisely, the public hearing process that has been carried out is so that all possible interested parties in the process may express their technical opinion and their opposition if the proposal eventually had conceptual or methodological problems, or if a bias in favor of one of the parties were to occur.

5.2.12. Promotion of private investment in wind generation. The model proposed in this report is designed to stimulate private investment in wind generation, aimed at taking advantage of the opportunities opened by Chapter I of Ley 7200. Two of the main elements of the model that would allow the achievement of that objective are the following: a) establishing a tariff band scheme with an upper limit to the tariff corresponding to the average cost, through which a considerable margin is offered so that firms with costs different from the average have possibilities of selling energy; and b) opening the possibility of including an environmental component in the tariff, the design of which will be submitted to a hearing in the short term. Other improvements with respect to the formulation of the model submitted to public hearing that allow for the establishment of more attractive tariffs for private generators are the following: a) using, in the application of the CAPM methodology, values obtained from an internationally recognized, verifiable, and periodically updatable source of information; and b) an estimation of the average investment cost defined in a detailed manner to make the calculation of that variable more predictable.

5.2.13. Power of ARESEP to set any type of tariff. Regarding the power of ARESEP to establish any type of tariff methodology, the Procuraduría General de la República has already ruled on several occasions, for example in its Opinions: C-348-2001, of December 17, 2001 and C-003-2002, of January 7, 2002, as follows:

"[...] pursuant to Article 3 of the Ley de la Autoridad Reguladora, the principle governing tariff setting is that of cost-of-service. Said article, in subsection b) on cost-of-service, provides:

[...] A principle that determines the manner of setting the tariffs and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, 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:

:" (The original is not underlined).

"It would be possible to expand on the foregoing to maintain that in the selection and application of any methodology, the Regulatory Entity must adhere to the law and to technical criteria, which in any case can be an element for determining the regularity of its actions, as derived from Article 16 of the Ley General de la Administración Pública [' ]." (The original is not underlined).

From the foregoing, it can be concluded that ARESEP has broad powers to establish and use the methodologies it deems convenient, as long as the principle of cost-of-service is respected, the financial equilibrium of the public service providers subject to the regulations of Ley 7593 is not undermined, and they are in accordance with the provisions of Article 16 of the cited Ley General. These powers include the setting of specific tariffs or tariff bands. It should be borne in mind that a tariff band is nothing other than a possible sequence of authorized tariffs. One must keep in mind that the setting of tariffs by means of bands by public service regulatory entities worldwide is not infrequent.

Finally, it is pertinent to cite the recent Ruling 000506-F-S1-2010 – issued by the Sala Primera of our Corte Suprema de Justicia, at 9:45 a.m. on April 30, 2010 – in the relevant part:

"[...]

[...]

III.- [...] Then, despite alleging that the principles of legality, reasonableness, proportionality, and legal certainty were infringed, it does not indicate how this occurs, but rather limits itself to pointing out that the band system constitutes a delegation of powers. For this Chamber, it is clear, according to precept 5 of the Ley de la ARESEP, that among its competencies is that of setting prices and tariffs 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 ports and airports [...] In accordance with the stipulations of numeral 31 ibidem, ARESEP can enable or create price calculation models for regulated services, and may take into account variables external to the providers [...] Thus, in the specific case, the defendant [referring to ARESEP] did not delegate its competence to RECOPE, but rather established the formula that it technically estimated to be the most adequate and suitable to regulate the specific market [...] Consequently, the only thing the Refinadora [referring to Recope, S. A.] does is apply it [...], but it is ARESEP that continues determining the tariff for that market, through the established methodology. [...] V.- In accordance with the foregoing, the illegalities invoked by the appellant have not occurred, therefore, the appeal must be rejected." 5.3. Summary and analysis of oppositions and joinders. Below is a summary of the main arguments from the admitted oppositions and joinders to the tariff methodology for wind 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 oppositions.

5.3.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, Acograce, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436. The proposed models effectively set a cap on hydroelectric and wind generation tariffs for new projects, but they are based on investment and operating cost data from reference rates. Effectively, the problem is that we have no certainty that those plants that 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 in 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 operating values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report of establishing a tariff 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.

Anexo 1 presents in greater detail the sample of projects proposed to be used to calculate the investment average and the tariff band range.

ARESEP must initiate the financial oversight of private electricity generation projects, requesting and reviewing the corresponding financial statements to reflect, to review if the real investments are being reflected and the proposed investment models. And they should consider regional investment and operating 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 Ley 7200, as an input for adequate tariff setting. Currently, that type of information is lacking and, therefore, it cannot be used for those purposes. This report proposes that operators who manage to be selected to sell energy to the ICE must submit periodic financial reports on their operations to ARESEP. As more precise information from the sector is obtained, it will be possible to review and perfect the model's design.

5.3.2. Mr. Stephen Yurika, ID 8-076-871. ARESEP must include an environmental factor in the tariff, because in reality, in many international treaties being signed with Costa Rica, the social and environmental costs of companies must be internalized, and that must be included in the tariffs.

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

The wind tariff structure presented here speaks of 12 cents in the high season, where there is normally wind, and then speaks of 5 cents when there is no wind. This is a double penalty. In a season like September when there is no wind at all, 5 cents will be paid, destabilizing the company because it cannot afford its maintenance, nor its operation, jeopardizing financing.

The tariff structure is designed so that all the financial resources the project requires are generated. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual frequency of energy purchases responds to energy demand requirements of the National Electric System and is therefore an external condition to the tariff model design.

5.3.3. Mr. Jorge Arturo Alfaro Vargas, ID 2-306-651. The objection is regarding the concept of a price-cap tariff, since we are in a condition where a very detailed, real-cost analysis is being done, where it is not possible to decrease that price being used in the model, and that using a price-cap tariff 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.

5.3.4. Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273. Because the model does not incentivize; that is, it is proposed that incentives are needed, and the model disincentivizes. It is proposed that an effort must be made in this incentivization, and no effort is seen to be 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, in the first place, proposes price-cap tariffs, that is, that is the maximum that will be set. Price-cap tariffs are proposed, with information that was barely available, much information that comes precisely from the sole buyer, which is the ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end it is the only one that is going to buy, and the generators know that this is the maximum they will aspire to.

From the point of view of the content of the act, there is also a problem, and that is that in principle the content, the law says, must also be licit, that is, it is not just about it sounding good mathematically or economically. The content must also be licit. And when we go to analyze if the content is licit, what must be established by the legal system, the environment being a fundamental right. It turns out that, in addition, the law of the Autoridad Reguladora in Article 31, which refers precisely to tariffs, establishes that environmental sustainability must be considered when setting tariffs, so we have that in the Constitución, in the law, and even in the same report that mentions an environmental factor, it is established at all levels that there must be an environmental parameter, which is part of the licit content of that act. However, in the model there is no environmental factor. An omission that could even be an unconstitutionality by omission, because the Constitución has it, the law has it, and it is in the initial report itself.

Regarding what is proposed in the transcribed text concerning the drawbacks of establishing a price-cap tariff scheme based on average costs, see what is expressed in point 5.2.1. As for the consideration of environmental aspects in the tariffs: in his argument, the opponent confuses the concept of "environmental sustainability" with the "environmental factor" provided for in the tariff formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not being complied with. In this regard, see point 5.2.5.

We also have to legally distinguish the difference that exists between a public works concession and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is the property of the State, and it is before, during, and after. But when we are in a case like this, where we have an electricity generation plant and it is the property of X company, that is framed by the right to private property 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.

This 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 denaturing it and turning myself into a totalitarian country where I assign no value to any asset nor give it any type of importance.

We agree with what is expressed in this opposition, in that the contractual conditions typical of the sale of electricity to the ICE within the framework of Ley 7200 are different from those of public service concession contracts. We also agree that there are no valid reasons for not recognizing within the tariff the revaluation over time of the real value of the asset. Within the methodology, the updating of all variables in each tariff setting is being included, including the investment item, which allows the value of the project to be updated in each tariff setting.

5.3.5. Asociación Costarricense De Productores De Energía (Acope). The price-cap tariff concept has no legal or technical basis, and at least in the analysis that was done, it would only promote price competition against the profitability of investors.

It is a competition that also lacks a legal framework, since Ley 7200 nor any other law we know of is designed for this purpose. That is precisely why the special electricity commission of the Asamblea Legislativa is discussing the draft Ley General de Electricidad that will establish that type of competition. But the current frameworks do not contain it, and it also contradicts some principles of Ley 7593. It demands from the investor a lower profitability than that established by a methodology like CAPM, promoting a potentially ruinous business and against the financial equilibrium of the company, a topic established in Ley 7593.

In this report, the price-cap tariff scheme is replaced by a tariff band scheme. See point 5.2.1. of this report in this regard. In relation to the application of the CAPM methodology, see point 5.2.2. As for the legal framework that allows the ICE to establish contracts for electricity purchases within the framework of Ley 7200, based on a tariff band scheme defined by ARESEP, see point 5.2.13. of this report.

There is no evidence in the model of the environmental sustainability criterion established in Ley 7593. There are important elements that should be considered to assess this criterion: opportunity cost and externality of thermal sources. And 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 a country's image problems.

In his argument, the opponent confuses the concept of "environmental sustainability" with the "environmental factor" provided for in the tariff formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not being complied with. In this regard, see point 5.2.5 of this section.

ARESEP also cites the possibility that these tariffs decided through this process be applied to private generators that sell to other authorized agents, but we really do not know if there are other authorized agents or under what legal regulations that could be done, because the only possibility we know of is Ley 7200 for private generators. If the Autoridad Reguladora could enlighten us on this topic, we could really assess that matter, because the file does not show what those other options are.

The purpose of leaving open the application of this methodology to eventual energy transactions with buyers other than the ICE is to consider the possibility that national legislation may experience changes in the future that allow that type of transaction. In that eventual situation, the approval of a new methodology might not be necessary to regulate the sales of energy produced by new wind plants.

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

On the topic addressed in the preceding paragraph, see what is expressed in point 5.2.11 of this section.

On May 7, 2010, according to resolution RJD-009-2010, published on June 7, 2010, a methodology is established for setting tariffs for existing generators. The current tariff proceeding contemplates the case of a tariff for re-contracting, and furthermore, the proceeding we are now discussing differentiates between hydroelectric cases and wind cases, which is, let's say, an additional element unlike what was established in the previous resolution of the Junta Directiva, and we consider it very prudent, to avoid confusion, to avoid contradictions, and to avoid errors, to request ARESEP to repeal and archive this resolution published on June 7, 2010.

The tariff models that were discussed in the public hearing of April 6, 2011, are only applicable to new wind plants. On this topic, see what is expressed in point 5.2.10 of this section.

The model does not include the 15% tax on dividends established by the Ley del Impuesto sobre la Renta in its Article 18, subsection a. This reflects by using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on the distribution of dividends.

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

The energy sale tariff 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 the adjustments must be periodic for the variables of internal and external inflation, as well as for devaluation, because the financial part is also really variable. Rates are variable; it is very difficult to find fixed rates in the financial sector, so a formula is proposed, which is attached to the study we have submitted in documentation here at the entrance to this hearing, for it to be evaluated by the Autoridad Reguladora.

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

The wind investment cost, the values proposed in the ARESEP database are basically proposed projects, the majority of which are outside the 20 Megawatt range and have not started construction, or almost none have. These are projects that are not very representative for assessing the investment cost, since in the end it is not known how much they will cost. In the range of projects under 20 Megawatts under construction in Costa Rica, there are two projects: the Valle Central, whose cost is 3,000, almost 3,500 dollars per installed kilowatt, and there we do have many references from people knowledgeable on the topic who consider that cost to be very high, and the Proyecto Eólico Los Santos, whose cost is 2,800 dollars, as indicated by the representatives of the cooperatives at the Concapam conference. It is appropriate to consider for the investment cost of wind plants the value that the Proyecto Eólico Los Santos currently has.

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

On the topic of profitability (CAPM), performing an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by associates of ACOPE, but also academics from the Tecnológico, we have the effect of adjusting this process to the Costa Rican case, and the values it yields are explained in the document. Firstly, they are within the range of 15 and 18 and of 27 and 96, the value of the academics from the Tecnológico, and the ones we calculated for the specific cases in new contracts are 15.81 and 9.45 for the topic 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 are updated. See point 5.2.2 of this report in this regard.

Regarding the tariff adjustment, it was proposed that it be only on operating costs, this being inadequate due to the extended terms proposed for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation, to which the construction period must be added. In these terms, the entire tariff must be adjusted, since future cash flows are affected by inflation and devaluation. As for inflation, it is convenient to use the parameter of the Índice de Precios al Productor of the USA, using as a source the Bureau of Labor Statistics of the United States of America. For the remaining 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 topic of the construction period, it is indicated that in the proposal of this report, the capitalization of financial expenses during the grace period is being included, to prevent the project from being decapitalized and the investment from running liquidity risk during the construction process. Regarding the financial conditions included in the proposed model, we proceeded to request information from financial entities so that it would be precise and correspond to the current conditions for projects of this type. Furthermore, in the periodic updates of the band, the financial variables are being considered (see point 5.2.6).

5.3.6. Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994. The tariff established by ARESEP does not provide an adequate return for the activity carried out. The ARESEP tariff model is methodologically correct, but the information applied to it is incorrect, and the signals that ARESEP is giving to the market do not incentivize the participation of private enterprise at all.

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 wind energy generation, within the framework of what Ley 7200 establishes.

On the tariff structure, seasonality concentrates too much income in 5 months of the year, which, let's say, financially is sometimes not logical for those with 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 for covering the current expenses of an indebted company.

The tariff structure is designed so that all the financial resources the project requires are generated. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual frequency of energy purchases responds to energy demand requirements of the National Electric System and is therefore an external condition to the tariff model design.

Regarding the real production of a plant, we see that the method used by ARESEP is very simplistic, they even make their calculations when applying it with an efficiency of 0.91. I imagine it is a very new technology, and we performed a real operational analysis of a plant, that is, introducing the part of hydrological factors, the efficiencies of the real equipment at their different operating levels, and it shows us that instead of being 14.35 Gigawatts per year in the case of a 2.5 plant, it would yield about 14.7 Gigawatts, and although the variation might seem positive, the value in the formula is at the lower index, which again reduces the tariff.

For the determination of the plant factor (Fp), load or plant factor values will be considered exclusively from national plants, considering the information for the last five available years, according to the database of the Autoridad Reguladora. For these purposes, a weighted average of the load factors of the private generators that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months) will be considered.

The weighting of each year will be made based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years will be made based on the installed capacity of each of the years.

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

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

In the case of the investment and contract term, it must be clarified whether the financing is the initial one upon signing the financing agreement, or the manner in which it should be applied. On the tax side, only the application of income taxes is foreseen, and taxes on dividends are not being contemplated. Existing legislation applies a 15% tax rate on the profits distributed among the partners of the companies.

In relation to the topic of recognizing the tax on dividends, see point 1.2.9 of this section.

The interest rate applied to the investment must be the effective rate, that is, one that includes formalization 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 Banco Central de Costa Rica for loans in dollars to the industrial sector. On this topic, see point 5.2.3.

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

This report accepts the recommendation expressed in several oppositions, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, a professor at the Universidad de Nueva York. See point 5.2.2 in this regard.

5.3.7. José Daniel Lara Aguilar, ID 1-1326-0817. The problem begins because although ARESEP intends to stimulate investment by using terms of reference provided by the ICE, being the sole buyer, it fails to reflect the activities of energy costs or the investment markets, and, well, this has already been mentioned previously, but what happens is that by failing in this task, it makes the model, although mathematically correct, lack real applicability, and we will very clearly touch on the concept of reasonable profit, which clashes with the concept of a price-cap tariff being implemented, since a lower tariff results in an unreasonable profit. So, if we say it is a price-cap tariff for a reasonable profit, then a lower tariff would be an unreasonable profit.

In this report, a tariff band scheme is proposed, not a price-cap tariff. 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 a nearly library-like effort, finding them here at ARESEP, let us look at a couple of details and phrases that are in those same reports. The first thing we can see is that it is established here that since the year 2000, those limitations that Mr. Álvaro mentions are known.

We are in 2011, and the knowledge of Betas for capital returns has not yet been definitively resolved. This raises considerable doubt as to whether the reasonable profits sought by these reports can be achieved with information that has not been updated. Let us look at the first point here, which is that the sources state very clearly—and I will read it—"the limitations originate in the case of the Betas, because when consulting the probable source of information on the Internet, it must be noted that a credit card number must be entered to continue with the query." This means, therefore, that the procedures for tariff setting are based on free Internet information and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are somewhat more serious or somewhat more reliable.

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

5.3.8. Tobías Cossen, ID number 1267600140826. What ARESEP does with that tariff and with that model with a price cap of 9.4 cents is to prevent private investment in projects. Because with that tariff, no project can clearly be carried out.

The improvements introduced in the tariff model proposed in this report allow for increasing its capacity to stimulate private investment aimed at selling wind energy to ICE under the framework of Ley 7200. Regarding the investment incentives that this methodology can generate, see point 5.2.12.

5.3.9. Federico Fernández Woodridge, ID number 1-844-157. A fixed tariff, what ARESEP is proposing is to adjust operating costs (costos de explotación), meaning that employees may possibly continue to afford their basic food basket and I may be able to buy spare parts and such things, but what happens with dividends? In other words, the investor enters a project to earn money, and that money must at least retain its purchasing power, and what is happening with the dollar today is very concerning. So, I wanted to start with that point.

In this report, the criterion for updating costs was broadened to include all variables affecting the calculation of the tariff band. For these purposes, see what is stated in point 5.2.6.

The fair rate of return (tasa de rentabilidad justa) of 11.43 that ARESEP is proposing is very interesting because the regional financier bank par excellence is the Central American Bank (Banco Centroamericano), and the hurdle rate of the Central American Bank is 12. In other words, any project that any of the people here present takes to the BCIE for financing, they will be told, no, look, I cannot finance this project because I have a 12% hurdle rate.

Regarding what was stated by the objector in the previous paragraph, see point 5.2.2. of this section.

5.3.10. Allan Broide Wohlstein, ID number 1-1110-0069. If a price cap is set, the concept of incentive is lost, resulting in a problem called the "winner's curse," which is a phenomenon that occurs in auctions or bidding processes, and one of the examples is the project that won in the last bidding process, 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, correct; they should use the highest costs and the lowest efficiency in order to include all projects and not fall into the vices, let's say, or the problems that this entails.

Given the time desired to bring in new projects, it is best 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.

We agree with what is expressed in the preceding text regarding the disadvantages associated with establishing a price cap. See point 5.2.1. of this section in this regard. Furthermore, concerning the drawbacks of establishing a single tariff to set the sale price of energy to be purchased by ICE under the framework of Ley 7200, see the last paragraph of point 5.2.1. and point 5.2.13 of this section.

5.3.11. Claudio Volio Pacheco, ID number 1-302-793. And without financing, it is essential to have adequate tariffs and bankable tariff schedules. That is, tariffs must be predictable, and as stated earlier, they must provide reassurance to banks. Among those costs that exist and do not appear in the model are costs such as interest during construction and another series of costs, reserves that exist, and so on. Therefore, we must keep our 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.

Regarding the financing issue, see point 5.2.3. of this section.

5.3.12. Aeroenergía Sociedad Anónima, represented by Salomón Lechtman Koslowsky, ID number 105270594. The Regulatory Authority is requested not to establish a reference price cap, but rather, as indicated in Ley 7593, to set a tariff for the purchase and sale of energy between private generators and ICE under the first chapter of Ley 7200, which must consider the sources of risk associated with the size and characteristics of the investment.

It has been considered convenient to eliminate the price cap, but the idea of a single tariff is not supported. Instead, it has been decided to establish a tariff band system that offers a wide margin of opportunities to submit bids to ICE. See point 5.2.1 of this report. Regarding the issue of risks, the tariff proposal is limited to the treatment provided through the use of the CAPM.

There does not appear to be evidence, within the ARESEP model, of the inclusion of a variable representing the criterion of environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), as indicated in Ley 7593, although the context of the document regarding the model continuously speaks of this topic and weighs it as part of the National Development Plan 2010-2014 (Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014).

In their argument, the objector confuses the concept of "environmental sustainability (sostenibilidad ambiental)" with the "environmental factor (factor ambiental)" provided for in the tariff formula, and this leads them to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not being complied with. In this regard, see point 5.2.5 of this report.

Similarly, the way in which this model intends to "attract" investment for the development of electricity with renewable resources and private capital participation is unclear [.]

In order to clarify these aspects, the incentives established with this proposal were more clearly specified. See point 5.2.12 of this report.

It is unacceptable that the model and calculation parameters were prepared by ICE, which is one of the parties in the energy purchase and sale relationship under Chapter 1 of Ley 7200.

It is clarified that ARESEP must provide all interested parties the opportunity to contribute elements for improving the proposal, and that the public hearing was held precisely for that purpose. See point 5.2.11 of this report.

Private generators can participate in the sale of electricity only under the framework of Ley 7200 and its reforms, and their sole buyer is ICE.

It is clarified that there are regulations additional to Ley 7200 applicable to sales by cooperatives, and that a greater market opening could eventually occur.

Likewise, it is necessary to resolve the situation of tariff file ET-135-2008, and its result, resolution RJD-009-2010 published in La Gaceta No. 109 of Monday, June 7, 2010, between pages 83 and 93.

It is clarified that this proposal applies only to new electricity generation plants. See point 5.2.10 of this report.

It does not include the 15% dividend tax established by the Income Tax Law (Ley de Impuesto Sobre la Renta) in its Article 18, subsection a (Ley 7092, published in La Gaceta No. 96 of May 19, 1988).

It is clarified that it is not considered appropriate for this payment to be recognized in the tariff proposal. See point 5.2.9 of this report.

As the tariff is established in US 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 point 6.10 of the model, the way in which the exchange rate must be applied was more clearly reformulated.

Regarding the adjustment of the tariff, it must be established that the value at which the sale of energy 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.

Under the tariff band scheme, the contract value negotiated by the operator with ICE can be periodically adjusted by mutual agreement, provided that the limits established in said band are not exceeded, which will be adjusted in accordance with the provisions of Ley 7593.

The Regulatory Authority is suggested to use the investment cost of the PH Los Santos (US $2,800/kW) as a valid reference for the value of that parameter in the tariff calculation model for wind projects.

The proposal suggests using the investment values of a representative sample of plants up to 20 MW to calculate the tariff band. Alternatively, if there were information problems, it is proposed to use cost structures of wind plants obtained from specialized literature. See point 6.7 of this report.

It is necessary to review in the future the information on terms, rates, and conditions of bank financing used in the tariff calculation, as the information recorded in the ARESEP document is from a time prior to the international financial crisis.

All variables affecting the tariff calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Ley 7593. See point 5.2.6 of this report.

The challenge, therefore, is to determine how the CAPM should be adjusted to reflect the reality of the private electricity generation sector in Costa Rica.

Regarding the application of the CAPM, see what is indicated in point 5.2.2 of this report.

The change in structure being presented in the Regulatory Authority's document modifies the operating proposal under which existing private renewable energy plants in Costa Rica have been designed and built. A detailed simulation must be carried out to evaluate the effect of this adjustment, which could not be completed in time prior to the holding of the Public Hearing.

It is important to indicate that the entire model will be subject to periodic evaluation to introduce relevant adjustments. This evaluation may include aspects related to the seasonality of demand, to which the objector refers in the cited paragraph.

ARESEP proposes that, once the tariff is set, during the contractual term only the component of the tariff corresponding to operating costs (costos de explotación) be adjusted. This is inadequate due to the extended terms proposed for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation, to which the construction period must be added. Within these terms, the totality of the tariff must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation.

All variables affecting the tariff calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Ley 7593. See point 5.2.6 of this report." V.- That in ordinary session 71 of November 23, 2011, the minutes of which were ratified on November 30, 2011; the Board of Directors of the Regulatory Authority agreed: 1) To accept in its entirety, official communication 185-CDR-2011. 2) To establish the "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" (Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas). 3) To consider the response to the objectors as set forth in Considering IV of this resolution and to thank them for their valuable participation in this process, as provided. Therefore, Based on the powers conferred in Ley 7593, the Internal Regulations for the Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its decentralized bodies, It Resolved, by majority with the dissenting vote of board members María Lourdes Echandi Gurdián and Emilio Arias Rodríguez:

AGREEMENT 03-71-2011

I.Establish the following "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" (Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas):

i. Objective. The ultimate objective of the reference tariff 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 Chapter One of Ley 7200 to substitute the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from wind sources. In this regard, it is borne in mind that, according to recent ICE estimates, this public company can currently contract up to a maximum of 183 MW from private electricity generators that produce with non-conventional sources, under the framework of Ley 7200, and for those purchases and sales of electricity from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

To achieve the aforementioned objective, a tariff model has been defined that stimulates private investment associated with wind 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 offered that allows the buyer to offer electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover its operating costs (costos de explotación), recover the investment made, and obtain a reasonable profitability (rentabilidad razonable) for the level of risk associated with the electricity generation activity.

ii. Scope. The model presented is applicable to tariff settings for sales of energy to ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Ley 7200, and for those purchases and sales of electricity from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

A new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants, by definition, could not have generated energy that was sold under any electricity purchase and sale contract or for self-consumption purposes.

iii General formulation of the model.

In general, the economic equation of electricity supply from the perspective of the private generator can be expressed as follows:

CE + CFC = IR = p x E (Equation 1) Where:

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed Cost of Capital (Costo Fijo por Capital), defined as the sum of the Recovery of the investment (Recuperación de la inversión) (RI) and the Return on Investment (Rentabilidad de la Inversión) (r).

IR = Required income (Ingresos requeridos) p = Sale tariff E = Sales expectations (amount of energy) It can be observed that in equation 1, costs are equal to income.

Solving for p:

It follows from the above that, for the purposes of this model, the tariff depends both on the electricity sales expectations and on the operating costs (costos de explotación) and the cost of capital. Consequently, the model for determining the sale tariff of electricity by new private generators requires the definition of sales expectations, required income, and the cost of capital.

(Point iii) above as amended by Resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016) (*)iv. Sales expectations (E). The plant's production also depends on the availability of installed capacity for generation, which in turn depends on the physical characteristics of the resource utilization, 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 losses associated with transmission.

In any case, it is possible to express all these factors in terms of a capacity 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 according to 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 number of actual annual hours that the plants were in operation delivering energy for sale to ICE over the last 5 years.

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

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

The annual capacity factor (Factor de Planta) (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, according to the following formula:

Where:

Fpi,a = Capacity factor (Factor de Planta) of each plant in each year.

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

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

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

i = Each of the plants per group.

a = Each of the 5 years.

The value of the average capacity factor (Factor de Planta) over the last 5 years used in this model will be obtained from the data of Costa Rican private wind plants with installed capacities less than 20 MW, for which ARESEP possesses said information. This value will be updated at each tariff setting. For this purpose, the data from the last five-year period for which ARESEP has information will be used.

The value of the capacity factor (Factor de Planta) will be calculated as follows:

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

Where:

Fpa = Average annual capacity factor (Factor de Planta) for the group of plants.

Fpia = Capacity factor (Factor de Planta) of each plant in each year.

i = Each of the plants.

a = Each of the years.

n = Index representing the number of plants.

Subsequently, the arithmetic average of the five resulting values will be obtained, and the result is the capacity factor (Factor de Planta) data to be used in the tariff setting, calculated as follows:

Where:

Fp = Average capacity factor (Factor de Planta) for the group of plants.

Fpa = Average annual capacity factor (Factor de Planta) for the group of plants.

Q = Number of years used to calculate the average.

a = Each of the years.

(*)(Point IV) above as amended by Resolution No. RE-0119-JD-2022 of November 8, 2022) v. Required income (Ingresos requeridos) (IR).

The payment that the plant owner will receive as consideration for the supply of electricity must be sufficient to cover their operating costs (costos de explotación) and obtain a reasonable return on the invested capital.

Thus, the required income can be expressed by the following equation:

Where:

IR = Required income (Ingresos requeridos) CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed cost of capital (Costo fijo por capital) (Point v) above as amended by Resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016) vi. Operating Costs (Costos de Explotación) (CE). Among the Operating Costs (Costos de Explotación), both variable operating costs (costos variables de operación) are considered (those expenses that occur exclusively when the production process is carried out, such as: taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the production process) and fixed costs (costos fijos) (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as: insurance policies, permits, permanent personnel, technical consultancies, administrative expenses, etc.). It is important to note that they correspond to effective expenses, and therefore, depreciation, financial expenses, or taxes associated with profits or gains must not be included.

In general, operating costs (costos de explotación) depend fundamentally on the source resource and can be defined based on the analysis of existing plants, but keeping in mind that they will serve as a signal for the optimization of production processes. In any case, they represent a smaller portion within the industry's cost structure.

The operating cost (costo de explotación) represents the costs necessary to maintain and operate a wind plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with profits or gains.

The calculation of this value will be done by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) (operation, maintenance, and administrative) of electric plants that are, as far as possible, similar to the plants for which tariffs are intended to be applied.

For this, national and international data will be collected from different sources; these include working documents, technical reports, tariff studies, and generation expansion plans, among others, provided they are from reliable sources.

If, given the sample, it is required to update the value of some plant to make it comparable with respect to other information, the indexing will be carried out using the United States Producer Price Index (IPP - EEUU) or the Industrial Producer Price Index of Costa Rica (IPPI-CR), as appropriate, in order to have a comparable data series in real terms. Other price indices may also be used, provided they are appropriate according to the type of adjustment being made.

In the database, data from plants with installed capacity similar to the plants for which the tariff is calculated will be prioritized, provided there is reliable and verifiable information on them. In the event that it is not possible to have information based on this plant size, available information may be used, even if it is not from plants of the same size, making the corresponding adjustments. If necessary, the information obtained to determine the operating cost (costo de explotación) may be refined to make it comparable with the type of plants intended to be tariffed.

The unit annual operating cost (costo de explotación) is determined by the chosen sample, in which both national and international existing and operating plants can be used. This is obtained from the product of the relative weight and the operating cost per kWh of the plants in the sample.

If it is not possible to obtain specific data from individual plants that allows calculating this parameter, supplementary literature may be reasonably resorted to, provided it is from reliable, impartial, and public sources.

The updating of operating costs (costos de explotación) will be done by recalculating their value based on the continuous incorporation of new values into the sample, based on the criteria defined in the preceding paragraphs of this section.

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

The CFC depends on the investment amount, the level of leverage (apalancamiento) used (debt/capital contribution ratio), the financing conditions (interest rate, payment method, and term), the expected rate of return for investors on their contributions, the investment recovery period (economic life, vida económica), the age of the plant, and the applicable income tax rate.

This Fixed Cost of Capital item will be determined by the following equation:

Where:

CFC = Fixed cost of capital (Costo fijo por capital) RI = Recovery of the investment (Recuperación de la inversión) r = Return on investment (Rentabilidad de la inversión) M = Total amount of the unit investment FC = Factor that reflects the investment conditions In this methodology, the particular formulation of equation 5 used in the tariff estimation is CFC = M x FC.

The factor FC depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant. It is determined by the following equation, which allows determining the amount of the uniform installment, applicable throughout the economic life (vida económica), that the plant owner requires to recover their investment and obtain the expected return:

Where:

Y = Leverage (debt ratio) (apalancamiento) (%) ρ = Return on capital contributions (rentabilidad sobre aportes de capital) (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Debt term (years) v = Economic life (vida económica) of the plant (years) It is important to highlight that the factor resulting from this formula reflects an average value applicable throughout the entire economic life (vida económica). Within this context, during the first years, the net profit received by the investor is low (and less than the loss in value of the plant), since they are allocating a portion of their corresponding profit to "buying" the participation of the financial entities in the ownership of the same. Thus, once the debt is amortized, the investor becomes the sole owner.

Regarding the calculation of the return on contributions "ρ", it will be carried out according to the Capital Assets Pricing Model, or CAPM methodology established by ARESEP, and the sources and databases established by the Regulatory Entity will be used.

The components of the formula for the FC factor are defined below.

a. Leverage (Apalancamiento) (Y) The financial leverage (apalancamiento financiero) value is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the levered beta formula defined later. The calculation will be carried out in accordance with point b.4 below.

(Point a) above as amended by Resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) b. Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ). The calculation of the return on capital 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 average cost of equity capital for each industry, according to the following formula:

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

Ρ = Return on equity capital contributions (Rentabilidad sobre los aportes de capital propio).

KL = Risk-free rate (Tasa libre de riesgo), 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, which corresponds to the respective activity sector.

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

βa = Levered beta of the investment (Beta apalancada de la inversión). It is the covariance of the return of a given asset and the market return. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

Βa = Levered beta (Beta apalancada) βd = Unlevered beta (Beta desapalancada) D/Kp = Relationship between debt and equity (estimated through financial leverage).

T = Income tax rate (*) The parameters required to be calculated in order to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of these is as follows:

Risk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that used to calculate the risk premium will be used, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the unlevered Beta will 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". Should any of these sources cease to be available, another public and reliable source will be used.

1. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the aforementioned variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years will be used, provided it is the same for all variables.

2. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero). A weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant available to the Regulatory Authority will be used for this calculation.

3. Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the highest income tax bracket – the highest marginal rate – established and updated via decree by the Ministry of Finance.

4. ((*)Thus amended the preceding paragraphs by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) viii Unit investment amount (M). The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. In this case, it involves information that is adjusted, as far as possible, to the reality of the plants whose rates are being determined.

A band of average unit investment costs bounded by two extreme values will be calculated. As a first option, this band will be estimated as follows:

a. A data sample of average unit investment costs from at least 20 wind plants with installed capacities equal to or less than 20MW, sourced from reliable outlets, will be assembled. Priority will be given to including projects from Latin American and Caribbean countries in the sample.

b. Whenever the available information permits, technically determined adjustments will be made to make this information comparable in aspects such as the consideration of taxes, turbine size, plant size, exchange rate, inflation, and the particular aspects of the Costa Rican economy and its electricity sector.

c. If data is available for projects with capacities greater than 20 MW and there are technically justifiable ways to adjust them to the conditions of projects with capacities equal to or less than 20 MW, they may be incorporated into the sample with the corresponding adjustments, provided there is insufficient data for projects within the required capacity range.

d. Updating of the investment amount in fixed assets: The updating of the investment amount in fixed assets that make up the rate base will be performed using a representative price index, in case the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will 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 updating of the investment amount in fixed assets will be performed annually, and the same index will be applied consistently. Should it become necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.

(Thus amended point d) above by resolution No. RJD-027-2014 of March 20, 2014) e. The average of the unit investment cost values corresponding to the sample described above will be estimated. To the value obtained from the calculations explained in the preceding points, the amount corresponding to the payment of interest during the construction period of the wind project, estimated at one year, will be added. The resulting value is the average unit investment cost to be considered in the estimation of the energy sales price to ICE and, eventually, the price of other electricity transactions to which this methodology must be applied.

f. The standard deviation of the set of unit investment cost values for all the values in the sample will be calculated.

(Thus amended the preceding point by resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016) g. The number of standard deviations from the set of average unit investment cost values to be incorporated in the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, fulfilling the following criterion.

X = Y − 1 Subject to the restriction:

Y > 0 Where, X = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band.

Y = Minimum number of standard deviations in absolute terms that are necessary for the unit investment cost to be 0 or negative. Estimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the standard deviation value (subsection f). If the result is not an integer, it is rounded up to the next whole number.

If it is not possible to calculate the value of Y, the variable "X" will take the value of 0.

(*) (Thus amended subsection g) above by resolution No. RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023) h. The updating of the investment cost through this calculation alternative will be done by incorporating new values into the sample, as a result of the continuous process of updating it.

(Note from Sinalevi: By resolution No. RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023, it was agreed to eliminate the second calculation option from section viii. "Unit investment amount (M)") The calculation of the investment cost band using this method is performed as follows:

a. A typical investment cost structure representative of wind projects such as those covered by this proposed methodology is chosen.

b. An estimate of the range within which the costs of each investment component of wind projects can vary, under conditions similar to those covered by this proposed methodology, is chosen.

c. The limits within which the value of each component of the typical investment cost structure can vary are calculated, using the information from a) and b).

d. The values calculated in c) corresponding to the lower and upper limits are summed to obtain the range of the total investment.

The values corresponding to the second option may be modified when more recent sources of information become available than those used to estimate them. The data to be obtained to calculate the investment cost band using the second option are as follows: a) the typical investment cost structure representative of wind projects similar to those covered by this methodology; b) the range of variation in the costs of each investment component of wind projects similar to those covered by this methodology, with a cost structure equal to the typical structure; and c) adequate data to estimate the correction factor for turbine size.

To obtain the updated data used to estimate the investment cost band using the second option, only publications from national or regional organizations specialized in energy may be used, such as the United States Department of Energy, the "American Wind Energy Association", the "European Wind Energy Association", or the "Latin America Wind Energy Association", or international financial organizations such as the World Bank or the Inter-American Development Bank. The information to be used must be public, reliable, and verifiable.

ix. Definition of the tariff band. It is proposed to regulate the energy sales price from private generators to ICE, within the framework of those purchases and sales of electrical energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

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

. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost is calculated.

. The upper limit is established using the average investment cost plus one standard deviation.

. The lower limit of the band consists of using, for the tariff calculation, the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section viii.) multiplied by the standard deviation (subsection f of section viii.).

(Thus amended the preceding paragraph by resolution No. RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023) (*)(Thus amended the preceding paragraph by resolution No. RJD-17-2016 of February 8, 2016) x. Seasonal structure. In general, the tariff structure is the relative valuation of the energy price across different time-of-day ranges and seasonal periods. It is expressed as a set of coefficients for each combination of time-of-day ranges and seasonal periods. These coefficients are multiplied by the prevailing average energy price to obtain the corresponding tariff for each of those combinations.

Wind generation technology does not allow for production regulation or shifting energy from one hour to another, as hydroelectric plants with reservoirs do. Nor can the hourly distribution of wind energy generation be predicted, because there is no hourly wind pattern, and therefore, the hourly distribution of wind generation is random.

For this reason, the tariff structure for wind generation is only seasonal. The seasonal structure applied to the prices of wind-generated energy seeks to represent the cyclical changes in the value of energy within the electrical system, due to the influence of the wind behavior pattern over the course of a year.

The values of the parameters of the seasonal structure for wind generation, along with the explanation of how they were calculated, were sent by ICE to ARESEP via official communication 510-149-2011 on January 31, 2011. The seasonal distribution coefficients of wind-sourced energy prices were estimated by ICE based on 10 years of historical information (2000-2009) regarding the monthly generation of three existing wind plants in Costa Rica: Molinos de Viento Arenal S. A., Plantas Eólicas S. A., and Aeroenergía S. A. The calculation procedure consisted of finding the structure parameters for high season and low season, which, when applied to the sample of plants, would produce the same cumulative income that this sample would have earned if a single price equal to the desired price level had been applied. The high season covers the five months between January and May, and the rest of the year corresponds to the low season.

The parameters are the following:

a. For high season: 1.326.

b. For low season: 0.531.

These coefficients will be multiplied by the tariff resulting from the tariff model to obtain the final prices per season.

Furthermore, it must be considered that to define the tariff structure applicable to the transactions regulated by this methodology, monomic prices will be used. That is, payment will only be for energy, and there will be no capacity charges.

The seasonal structure corresponding to this methodology may be reviewed and modified following the publication of more up-to-date information that is relevant for justifiably updating the values of the parameters that define it. This information must be public, reliable, and verifiable.

xi. Currency in which the tariff will be expressed. The tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States of America dollars (US$ or $). The conditions under which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish via contract and based on applicable regulations.

xii. Price adjustment. The values of the tariff band will be reviewed at least once a year through the ordinary setting procedure, in accordance with the provisions of Ley 7593. To this end, all parameters defined in the calculation of the tariff band will be reviewed – and updated when applicable – using the procedures described in this report.

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

xiii. Other considerations. To improve this methodology in the future, it is established that new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology apply are obligated to annually present to ARESEP the audited financial information (including operational and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) along with its proper justification. In this way, ARESEP will be able to have better information for adjusting the model to actual operating conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.

Companies that fail to comply with the submission of information as detailed in the previous paragraph will be subject to the sanctions established in Articles 24, 38 subsection g, and 41 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

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

This resolution is effective from its publication in the official gazette La Gaceta.

In compliance with the provisions of Article 245 of the Ley General de la Administración Pública, this resolution may be challenged through the ordinary remedy of reconsideration (reposición or reconsideración), which must be filed within three days from the day following notification, and the extraordinary remedy of review (revisión), which must be filed within the deadlines indicated in Article 354 of the aforementioned law. Both remedies must be filed before the Board of Directors (Junta Directiva) of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, which is responsible for resolving them.

DISSENTING VOTE DIRECTORS EMILIO ARIAS RODRÍGUEZ AND MARÍA LOURDES ECHANDI GURDIAN We separate ourselves from the majority opinion and support our dissenting vote, by which we do not approve the methodology proposed by the Administration for determining reference tariffs for new private wind generation plants, based on the following considerations:

"As has been repeatedly established by the jurisprudence of the Sala Primera of the Corte Suprema de Justicia, the setting of a tariff methodology by this Authority implies, neither more nor less, reducing discretion in tariff setting to zero.

Indeed, the Sala has established repeatedly, starting from Resolution No. 577-2007, that ARESEP '...has a technical discretionary power to establish calculation models,' although that is not the case for tariff setting, insofar as, '...once the tariff review model has been set (which must be published in the Diario Oficial), as a starting premise, this is the calculation tool that must be used, and therefore, the instrument that determines whether or not there is a financial distortion to be corrected, which provides legal certainty and constitutes a control parameter for the regulatory activity of prices.' In this way, the exercise of the power to approve tariff methodologies involves, as its main legal effect, '...a reduction to zero of the initially discretionary powers, meaning that once the calculation is performed – via the tariff methodology – it is the result of that operation that determines and specifies the content of that tariff-setting decision.' Thus, considering these legal consequences of the act of approving a tariff methodology, it is clear that this Board of Directors (Junta Directiva) must rigorously ensure that its decision conforms to the legality parameters to which any exercise of administrative discretion is subject.

Specifically, it is of particular interest to consider the legality parameters derived from the unequivocal rules of science and technique, as well as the indeterminate legal concepts indicated by the legislator in matters of public service, such as service at cost, quality service at a fair price, etc.

It is therefore indispensable that the members of the board, when adopting a decision of this magnitude, have ensured that, for the benefit of legal certainty and the aforementioned indeterminate legal concepts, they have legitimately and clearly reduced administrative discretion.

The rigor of the decision adopted, moreover, requires the objective and independent contrast of the proposal and its justifications by technical and legal advisors to the Board of Directors (Junta Directiva), so that such inputs allow for the formation of an informed criterion and the taking of a responsible, non-improvised decision.

In contrast, in this specific case as well, we directors have not been offered independent and objective advice that contrasts the administration's proposal and its justifications with the unequivocal rules of science and technique and other legality parameters. This situation, which we have censured on repeated occasions without it being addressed, undoubtedly does not ensure that the best decision is made, despite the aforementioned consequences entailed by the approval of a methodology.

Furthermore, we must indicate that we have been sent at least two different versions of the methodology suggested by the Administration. Indeed, from one session to another, various adjustments have been made to the proposal, which causes uncertainty regarding its definitive content.

Consequently, as a result of the reading we have been able to perform within the granted deadline and considering the aforementioned uncertainty regarding the content of the methodology, we have been able to detect some provisions that seem to us to conflict with the objective of the aforementioned methodologies, insofar as they leave certain decisions with an evident influence on tariff determination to the discretion of the applier.

We refer, for example, to what is indicated in official communication 676-DGJR-2011 of November 21, 2011, titled "ANALYSIS OF DISCRETION AND CHANGES MADE TO THE METHODOLOGY FOR DETERMINING REFERENCE TARIFFS FOR PRIVATE ELECTRICAL GENERATION FOR NEW WIND PLANTS", regarding communication 185-CDP-2011, in whose annex the following analysis is made:

"6.6 Operating Costs (Costos de Explotación, CE) (.) ANALYSIS OF DISCRETION: this section determines how to calculate operating costs; regarding the determination of the sample, its size and geographical delimitation are not defined, and the possibility of transforming information to make it comparable is left open. Therefore, there is a high degree of discretion for the technician applying the methodology." Page 7.

"6.7 Fixed Capital Costs (Costos fijos por capital, CFC) (.) ANALYSIS OF DISCRETION: (.) In the specific case of determining the risk-free rate, the risk premium, the country risk, and the unlevered beta, the first option for obtaining the information refers to a website existing today, but in case this page ceases to exist, the possibility of using any source that is public and reliable is left open, in which case there could be a margin of discretion for the technicians applying the methodology." Page 9.

"6.8 Unit Investment Amount (Monto de Inversión Unitaria, M) (.) ANALYSIS OF DISCRETION: This section includes how to calculate the average investment cost, in order to then define the limits of the tariff band based on it. Discretion for the technicians applying the methodology appears in Option 1 of this section, in the following aspects: a) the sample size, the methodology is not clear regarding the number of projects to include in the sample when there are more than 20, nor what the criteria are for eliminating or substituting projects from it; b) the possibility is left open for the technician to index information to adjust it to the base year of the calculation or not to do so; and c) the method for adjusting data information to include projects larger than 20MW in the sample is not specified. This section introduces the possibility of performing or not performing several things, for example: 'they may be incorporated into the sample with the corresponding adjustments.' 'The values corresponding to the second option may be modified.' These examples are imprecisions that could lead to discretion." Pages 11 and 12.

"6.9 Definition of the tariff band (.) ANALYSIS OF DISCRETION: The discretion in defining the tariff band is directly related to the discretion with which the unit investment amount is determined, because this is what determines the width of the tariff band." Page 12.

Furthermore, there are two aggravating factors that reinforce our thesis of rejecting this proposed methodology.

The first refers to the fact that the methodology suggests a method of defining the tariff by means of bands.

While this does not mean we share what is stated therein, the fact is that the Procuraduría General de la República, in its legal opinion OJ-66-2009 of July 23, 2009, questioned the legality of bands for defining the tariff.

In this regard, we find no evidence whatsoever that allows us to determine why the proposal, despite the observations contained in the cited legal opinion, opts for the band alternative.

This circumstance creates, in our judgment, an insurmountable uncertainty regarding the legal regularity of the proposal, leaving no alternative but to vote against the methodology suggested by the administration.

Finally, both in the initial text and in the one now brought to the attention of this Board of Directors (Junta Directiva), an attempt is made to support the proposal with a document called "Policy and Tariff Methodologies of the Energy Sector," prepared by officials of this Authority (see Draft Resolution page 8, Considerando XI of the version sent by email on Friday, November 18, 2011, and on page 9 of the printed version delivered in the evening hours of Monday, November 21, 2011).

In this regard, the allusion made to that document is surprising, insofar as it is expressly indicated that it is a merely informative document. It even states that it is a "compilation." But what is most concerning is the warning that "Much of its content can be considered outdated, as the Regulatory Authority permanently reviews tariff methodologies." Add to this that it is a document that was not duly approved by this Board of Directors (Junta Directiva) and dates from June 2002.

In this way, we do not find in the background leading up to the preparation of this model sufficient support to reasonably assure ourselves that the institution's action conforms to current legal and technical provisions. Therefore, I vote negatively on the proposed methodology, ordering that the procedures be rectified so that expressions such as those explained, which leave the definition of key aspects to the applier of the model, are corrected in the proposal. Moreover, the study on 'Policy and Tariff Methodologies of the Energy Sector' must be completely excluded as a reference source. Additionally, the approval of the proposal must be suspended until it is accompanied by an independent technical and legal criterion that attests to its conformity." Notify and publish.

San José, December 2, 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. (Así reformado, todo el artículo, por el artículo 41, inciso g) de la Ley 8660 de 8/8/2008, publicada en el Alcance 31, a La Gaceta 156 del 13/8/2008)".

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 1 a 3 de la Ley Nº 7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela establece:

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 7508 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).

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 N.109 del lunes 07 de junio del 2010, 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: " el principio de "tarifas al costo", no específica que este costo debe ser de naturaleza financiero-contable o similar, e incluso en el artículo Nº 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.

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

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

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

iii. 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 de 2009 y sus reformas.

El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la Ley 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 N.° 7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.° 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 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.

De acuerdo con el marco legal, así como los documentos citados anteriormente se encuentra sustento para elaborar una metodología que refleje la estructura de costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo con el principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se obtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la generación eólica privada.

. Propuesta sometida a audiencia pública II.-Que en la elaboración de la propuesta de "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas" que se remitió a audiencia pública por medio del expediente OT-028-2011, se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones:

i. 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 no convencionales 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.

ii. 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.

iii. 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.

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

Los criterios específicos que orientaron la elaboración de la citada propuesta son los siguientes:

i. Se trata de un modelo que define 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 eólico 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.

ii. 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 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea eólica. La tarifa resultante también servirá para regular las compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que se aplica el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

iii. Para determinar la tarifa de referencia se obtuvo información de plantas eólicas (potencias similares a las establecidas en la Ley 7200) de diversos países, y la rentabilidad se determina con base en la metodología del CAPM, establecida por la ARESEP en modelos similares.

III.-Que para efectos de diseñar el "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas" se consideraron las siguientes conclusiones, citadas en el oficio 185-CDR -2011 de la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación.

i. El objetivo último de la tarifa de referencia 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 7200 para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuente eólica. 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 no convencionales, en el marco de la Ley 7200.

ii. Para lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula la inversión privada asociada con plantas de generación eólica 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 y a otros eventuales compradores de energía autorizados por ley para tal efecto, ofrecer precios de compra de electricidad con los cuales el generador 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.

iii. Las tarifas por kWh estimadas mediante el modelo propuesto incluyen los costos de operación y mantenimiento, los costos financieros de inversión (que incluyen la depreciación correspondiente al uso de la inversión, y el servicio de la deuda); y también la rentabilidad neta del inversionista.

iv. 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. El establecimiento de esa tarifa facilita el aprovechamiento del considerable potencial no utilizado que existe en el país, de diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa, hidroeléctrico y geotermia, entre otras).

v. En particular, el esquema tarifario propuesto permite aprovechar las oportunidades que ofrece la Ley 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 no convencionales 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 no convencionales de energía. 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.

vi. Se espera que la metodología tarifaria planteada en este informe contribuya a reducir en el corto y el largo plazo la magnitud de 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 siguiera aumentando.

vii. Las tarifas resultantes de este modelo serían las que se utilicen para la compra de energía eléctrica por parte del ICE u otros eventuales compradores autorizados por ley, a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo de la Ley 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea eólica. La tarifa resultante también se aplicará a aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

viii. La metodología tarifaria permite estimar los valores superior e inferior de una banda tarifaria, expresados en dólares por kWh. Esos límites se definen a partir de la estimación del promedio y la desviación estándar de los datos de costo de inversión disponibles para plantas eólicas latinoamericanas, preferiblemente 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. Alternativamente, ante falta de información, esos límites podrán ser definidos a partir de información proveniente de bibliografía especializada sobre estructuras típicas de costos de inversión y rangos de variación de los componentes de costos de inversión, correspondientes a proyectos comparables con los que abarca esta metodología.

ix. La propuesta metodológica define la tarifa con el algoritmo mediante el cual se suman los ingresos requeridos, que son el costo de explotación (CE), el costo fijo por capital (CFC) y la retribución por beneficios ambientales o factor ambiental (fa); y luego el resultado de esa suma se divide entre el total de energía que se espera vender (E).

x. El costo de explotación (CE) incluye aquellos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para Costa Rica. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros, ni impuesto sobre las utilidades. El cálculo de este valor se hará mediante la determinación de una muestra de costos de explotación de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se les pretende aplicar tarifas, obtenidos de fuentes nacionales e internacionales confiables.

xi. El Costo Fijo por Capital (CFC) es el resultado de la multiplicación del monto total de la inversión unitaria (M) por el factor que refleja las condiciones de inversión (FC).

xii. El monto total de la inversión unitaria (M) representa los costos totales promedio necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país. Se estima como una banda que oscila entre dos valores extremos. Se establecen dos opciones para realizar ese cálculo. La primera consiste en construir una muestra de costos de inversión de al menos 20 proyectos eólicos que sean preferiblemente de países latinoamericanos y del Caribe y cuyas capacidades instaladas sean preferiblemente de 20 MW o menores. A partir de esa muestra se estima el promedio de los valores de costo de inversión y la desviación estándar correspondiente a la distribución estadística de esos valores. Los valores extremos de la banda son el promedio más la desviación estándar (límite superior) y el promedio menos la desviación estándar (límite inferior). La segunda opción se aplicaría si no se contara con datos suficientes para conformar la muestra de datos de costos unitarios de inversión. Consiste en estimar la banda de costos de inversión a partir de datos procedentes de la literatura especializada sobre la distribución de los componentes de una estructura típica de costos unitarios, y sobre los rangos de variación de los componentes de la estructura de costos de inversión de proyectos eólicos comparables con los que se consideran en esta metodología. Con esos datos se estiman los valores extremos de costo de inversión que se utilizan para calcular la banda tarifaria.

xiii. El factor que refleja las condiciones de la inversión (FC) 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 la rentabilidad esperada. Depende de las condiciones que se establezcan en el financiamiento, a saber: rentabilidad sobre los aportes de capital, apalancamiento (relación de deuda), tasa de interés, edad de la planta, plazo de la deuda, y vida económica de la planta. Además, en la estimación de ese factor se utiliza el dato correspondiente a la tasa de impuesto sobre la renta.

xiv. La rentabilidad sobre aportes de capital propio (ρ) se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, "Capital Asset Pricing Model"). Ese método se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo están relacionados con el riesgo asociado a éste, el cual 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). La rentabilidad sobre aportes al capital propio se define como la suma de tres componentes: la tasa libre de riesgo (KL), el riesgo país, y el riesgo específico. Este último se define como la multiplicación del parámetro "beta apalancado" (βa) y la prima por riesgo (PR). El "beta apalancado" es la covarianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado, cuando parte de la inversión se financia con deuda. La prima por riesgo es la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado correspondiente al sector de actividad respectivo.

xv. La tasa libre de riesgo (KL), la prima por riesgo (PR) y el riesgo país (RP) se estimarán con la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.

xvi. El "beta apalancado" (βa) se obtiene de una fórmula que relaciona el "beta desapalancado" (βd), el cual se calcula bajo el supuesto de que todo el capital es propio; la relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del parámetro de apalancamiento financiero), y la tasa de impuesto sobre la renta. El "beta desapalancado" también se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, antes citada. El valor de apalancamiento financiero, que se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, se calcula como el promedio de la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.

xvii. Las demás variables financieras que intervienen en la estimación del factor que refleja las condiciones de la inversión (FC) se definen de la siguiente manera: i) la tasa de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente; ii) la tasa de interés es 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; iii) la edad de la planta tiene un valor de cero, porque se trata de plantas nuevas; iv) el plazo de la deuda es de 20 años (lapso igual al del plazo máximo del contrato); v) la vida económica de la planta es de 20 años (se supone que es igual a la vida útil del proyecto).

xviii. El precio de la energía se diferencia en dos precios estacionales, uno para la temporada alta y otro para la temporada baja. Con la diferenciación de precios por estructura estacional se procura representar los cambios cíclicos del valor de la energía en el sistema eléctrico, debidos a la influencia del patrón de comportamiento de los vientos en el lapso de un año.

xix. 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.

xx. Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe. 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.

xxi. Para mejorar esta metodología en el futuro, los generadores privados eólicos nuevos tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada. De lo contrario, estarán sujetos a la aplicación de las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y 41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

IV.-Que de los apartados 5.2 y 5.3 del oficio 185-CDR -2011 de la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación 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:

(.) 5.2.-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. Los principales argumentos expresados por los opositores sobre ese aspecto son los siguientes:

• a)Los costos que se consideraron en la estimación de la tarifa tope no están basados en información confiable para establecer el costo promedio de una empresa eficiente.
• b)El esquema de tarifa tope 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 estimado.
• c)Dado que el ICE es el único comprador, el esquema de tarifa tope deja en desventaja a los inversionistas ante el ICE.

El análisis de la ARESEP posterior a la audiencia coincide con argumentos antes mencionados.

Con respecto al argumento expresado en el punto a), hay que considerar que el método para estimar los costos promedio de inversión que se propone en la propuesta de metodología remitida a audiencia no permite vincular ese costo a un nivel eficiencia determinado, pues el resultado se generaría a partir de un promedio estadístico de datos de costos disponibles. Por tanto, se coincide con que la información que se llegaría a utilizar para estimar los costos de inversión y una condición de eficiencia operativa. A ello hay que agregar que en el segmento industrial de generación de energía eólica con potencias iguales o menores que 20 MW, no existe un único estándar de producción eficiente. A pesar de que el equipo empleado en esa industria está muy estandarizado, se registra un alto grado de variabilidad en los distintos componentes de los costos de inversión y operación, causados por factores diversos. Esas diferencias en costos se presentan entre plantas que presentan niveles aceptables de eficiencia técnica. Por ello, el esquema tarifario no debería basarse en un intento por reflejar los costos asociados a un único modelo de empresa eficiente.

Dado que no existe un único proceso eficiente claramente identificable, tampoco tiene sentido establecer el límite superior de la tarifa en el nivel tarifario asociado con los costos de una hipotética planta eficiente. Con este tipo de esquema tarifario, se dejaría sin posibilidad de participar como oferente de energía para el ICE a los generadores privados con costos superiores al promedio estimado. Tal efecto sería especialmente inconveniente, porque 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 no convencionales y costos significativamente menores. Por lo expuesto anteriormente, se coincide con el argumento del punto b).

Se coincide además con el argumento del punto c) porque 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, tenga un margen inconvenientemente amplio para fijar precios por debajo del costo de muchos operadores que pueden ser considerados eficientes.

La ARESEP considera que para evitar los inconvenientes de la tarifa tope planteados en las oposiciones, la opción más adecuada es el esquema de banda tarifaria. Dado que se carece de información detallada sobre niveles de eficiencia en el segmento industrial de interés, se proponen dos opciones para definir la banda. La primera de ellas a emplear consiste en aplicar un criterio estadístico, en función del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión. Si esa opción no fuera aplicable por carencia de información, se optará por una segunda opción alternativa, consistente en estimar la banda a partir de estimaciones de costos típicos y rangos de variación de los componentes de la estructura de costos de inversión de proyectos eólicos, con base en datos disponibles en la bibliografía especializada.

El esquema de banda tarifaria tiene las siguientes ventajas con respecto al presentado en audiencia:

• a)El límite superior se establece en un nivel superior al costo de producción promedio, y de esa forma se abre la opción de que entre los oferentes a escoger por el ICE se encuentren algunos con costos superiores al promedio. Esta opción se justifica, con base en el objetivo de estimular inversiones en generación privada eólica con costos competitivos en relación con la generación térmica. De esta forma, deja de tener sentido el propósito de estimar un costo eficiente con información adecuada (al cual se alude en el argumento a) de los opositores); y también se evita dejar sin opciones de competir a una proporción grande de inversionistas, porque sus costos son superiores a un hipotético costo eficiente (y así se atiende el argumento b) de los opositores).
• b)Al fijarse un límite inferior al precio que el ICE podría pagar, se acota su margen de acción para establecer el precio que pagará a los oferentes de energía eólica. Esta restricción es conveniente, tomando en consideración el fuerte poder de mercado que tiene el ICE en las condiciones asociadas con la tarifa que se está proponiendo. Así se atiende el argumento c) de los opositores.

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 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 ningún margen 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 eólicas dispuestas a vender su energía en el marco de la Ley 7200.

5.2.2. Reconocimiento de la rentabilidad del capital. Aunque el modelo del CAPM presenta algunas desventajas y problemas prácticos de aplicación, puede ser utilizado en el segmento costarricense de generación privada de energía eólica, porque este opera en condiciones de mercado aun cuando está compuesto por un número reducido de operadores que no tienen restricciones para la movilidad de su capital. Para industrias con condiciones como las mencionadas, el CAPM es una metodología válida para reconocer el rendimiento del capital. Entre sus ventajas están: permite considerar las particularidades de un sector (como el eléctrico), más transparente que otras alternativas, permite tomar promedios de largo plazo para evitar una gran volatilidad en los resultados, y permite ajustes en razón del grado de apalancamiento o riesgo de cada sector.

En el caso concreto del 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, USA., la cual brinda información actualizada. En su defecto se utilizaría una fuente alterna, pública y confiable. Otras variables que se utilizan para aplicar el método CAPM también se tomarán del sitio de Internet del profesor Aswath Damodaran.

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; y iii) el apalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre proyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.

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 cuando 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 un solo plazo del contrato.

En la tarifa se reconoce un plazo contractual de 20 años (máximo permitido por la legislación), similar a la vida útil de los proyectos. En todo caso, un contrato por 20 años es muy favorable para cualquier inversionista que opere en la industria de venta de energía eólica.

5.2.5. El criterio de sostenibilidad ambiental y el factor ambiental: Varios opositores o coadyuvantes expresaron que la propuesta de metodología para plantas eólicas que se sometió a audiencia pública incumple con el artículo 31 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Nº 7593, porque en la fórmula de la tarifa no se incluye el cálculo concreto de un factor ambiental. Esa afirmación se basa en un argumento equivocado. Lo que el artículo 31 de la Ley 7593 establece, es que el criterio de sostenibilidad ambiental, entre otros, debe ser un elemento central para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos.

Con la metodología propuesta, se cumple con creces con el criterio de sostenibilidad ambiental. El hecho mismo de aprobar una metodología tarifaria específica para la generación privada con base en energía eólica entraña un objetivo de sostenibilidad ambiental muy importante, cual es el de contribuir a sustituir la generación térmica -que como se sabe, es altamente contaminante- por la generación con fuentes renovables de bajo impacto ambiental. Pero además, el esquema propuesto tiene un diseño que estimula la inversión en esa industria. Con ese propósito, se establece una banda tarifaria a partir de una banda amplia de costos de inversión. De esa forma, se ofrece la posibilidad de ofrecer al ICE -en condiciones de rentabilidad adecuadas- la energía proveniente de una gama amplia de plantas con diferencias considerables en cuanto a costos de inversión. En el contexto anteriormente descrito, promover la inversión implica promover la sostenibilidad ambiental en el país.

Las opiniones de los opositores acerca de que la metodología propuesta no contempla el criterio de sostenibilidad parte de una asimilación equivocada entre el concepto de sostenibilidad ambiental y el "factor ambiental", cuya inclusión se prevé en la fórmula general de la tarifa propuesta en esta metodología. Mientras que el primero hace referencia a la necesidad de preservar los equilibrios de largo plazo entre la actividad humana y la dinámica ambiental, el segundo consiste en un componente de la tarifa que tiene el propósito de reconocer un aspecto muy específico de la sostenibilidad ambiental: la reducción de emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera asociada con la disminución de la generación de electricidad con fuentes térmicas.

Al considerar lo propuesta permite cumplir ampliamente lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593, en cuanto a la aplicación del criterio de sostenibilidad ambiental.

Conviene agregar que la Aresep ha proyectado la formulación en el corto plazo de una metodología concreta, mediante la cual se estime el valor del "factor ambiental" que se incluye en esta metodología, como una variable específica. La aprobación de ese procedimiento se deberá realizar mediante el procedimiento vigente, que incluye la presentación ante audiencia pública.

5.2.6. La indexación 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 7593. Todos los valores que determinan la tarifa se revisarán -y cuando corresponda, 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.

Como primera opción para estimar el costo de inversión unitario promedio, se establece que este se obtendrá de una muestra de datos de costos de inversión de plantas de diversos países. El costo de inversión unitario se estima como un promedio de los valores de costo de inversión unitario correspondientes a una muestra de al menos 20 proyectos eólicos con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW que establece la Ley 7200. Si no hubiera información suficiente para estimar el costo de inversión de la forma explicada anteriormente, se utilizará la segunda opción, que corresponde a un cálculo basado en datos de costos típicos y de rangos de variación de las estructuras de costos provenientes de la bibliografía especializada.

5.2.8. Los costos de explotación. El costo de planta en condiciones normales para Costa Rica. No incluye gastos de depreciación y gastos financieros. Su valor se estimará como el promedio de una muestra de los costos de explotación (operación y mantenimiento) de plantas eléctricas, en la medida de lo posible similares a las plantas eólicas cubiertas por el Capítulo 1 de la Ley 7200. Para esto se recopilarán datos nacionales e internacionales confiables de distintas fuentes. Si se requiere ajustar el valor del costo de explotación de alguna planta de la muestra para hacerlo comparable con los de las demás, la indexación se efectuará utilizando el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU) o el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el caso. Se podrán utilizar otros índices de precios, siempre que sean apropiados para el tipo de ajuste que se realice. Si no es posible obtener datos de plantas individuales que permita calcular este parámetro, de forma razonada se podrá recurrir a bibliografía complementaria generada por fuentes confiables, imparciales y públicas.

5.2.9. El reconocimiento de los impuestos 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 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 dividendos con los recursos a obtener por réditos tarifarios. No corresponde al ente regulador decidir sobre el destino de tales réditos.

5.2.10. Vigencia de la resolución RJD-009-2010 (plantas viejas): La metodología que se aprobó para definir las tarifas de plantas existentes (Resolución RJD-00009-2010) 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 nueva metodología que ahora se propone derogue la anterior. Por esa razón, no se analiza en este informe el contenido de la resolución RJD-00009-2010.

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; pero igual 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 la propuesta tuviera problemas conceptuales o metodológicos, o se diera un sesgo a favor de una de las partes.

5.2.12. Promoción de la inversión privada en generación eólica. El modelo propuesto en este informe está diseñado para estimular la inversión privada en generación eólica, orientada a aprovechar las oportunidades abiertas por el Capítulo I de la Ley 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 con un límite superior a la tarifa correspondiente al costo promedio, mediante el cual se ofrece un margen considerable para que firmas con costos diferentes al promedio tengan posibilidades de vender energía; 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) utilizar en la aplicación de la metodología CAPM los valores obtenidos de una fuente de información internacionalmente reconocida, verificable y actualizable periódicamente; y b) una estimación del costo de inversión promedio definida de manera detallada para hacer más previsible el cálculo de esa variable.

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 de 2001 y C-003-2002, del 7 de enero de 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:

:" (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 respeten 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 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 no es poco 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 de 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 de 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 especia 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 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 eólica, 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.

5.3.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, Acograce, representada por Carlos Roldán Villalobos, cédula 4-138-436. 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 expresado en el texto citado, en cuanto a que no hay certeza de que los valores 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 1 se presenta con mayor detalle la muestra de proyectos que se propone utilizar para calcular el promedio de inversión y el rango de 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 expresado en el texto citado, en cuanto a la importancia de contar con información financiera de las operaciones de generación privada en el marco de la Ley 7200, como insumo para la fijación adecuada de tarifas. En la actualidad, se carece de ese tipo de información y por tanto, no se puede utilizar para esos efectos. En este informe se propone que los operadores que logren ser seleccionados para venderle energía al ICE deberán presentar a la ARESEP informes financieros periódicos sobre sus operaciones. Conforme se logre obtener información más precisa del sector será posible revisar y perfeccionar el diseño del modelo.

5.3.2. Señor Stephen Yurika, cédula 8-076-871. ARESEP deberá incluir en la tarifa un factor ambiental, pues en realidad en muchos tratados internacionales que están firmando 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.

La estructura tarifaria eólica que se presenta aquí habla de 12 centavos en la época alta, donde normalmente hay viento y después habla de 5 centavos cuando no hay viento. Esto es una doble penalización, en una época como setiembre que no hay nada de viento se pagará 5 centavos, está desestabilizando la empresa porque no puede dar su mantenimiento, ni para la operación, poniendo en peligro el financiamiento.

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.

5.3.3. Señor 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 5.3.4. Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273. 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 cuanto a la consideración de los aspectos ambientales en las tarifas: en su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, 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 7200 son distintas a las de los contratos de concesión de servicio público. Se coincide también en que no hay razones válidas para no reconocer dentro de la tarifa la revaluación en el tiempo del valor real del activo. 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 que se actualice el valor del proyecto en cada fijación tarifaria.

5.3.5. Asociación Costarricense De Productores De Energía (Acope). 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 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 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 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 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 su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, 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 7200 para los generadores privados. Si pudiera ilustrarnos la Autoridad Reguladora en este tema realmente podríamos valorar ese asunto porque no consta en el El propósito de dejar abierta la aplicación de esta metodología a eventuales transacciones de energía con compradores distintos al ICE es considerar la posibilidad de que la legislación nacional experimente cambios en el futuro que permitan ese tipo de transacciones. En esa eventual situación, podría no ser necesaria la aprobación de una nueva metodología para regular las ventas de energía producida con plantas eólicas nuevas.

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 de 2011 solamente son aplicables a plantas eólicas nuevas. Sobre este tema, véase lo 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.

El costo de inversión eólico, los valores propuestos en la base de datos de ARESEP son básicamente proyectos propuestos, la mayoría de ellos están fuera del rango de 20 Megavatios y no han iniciado ninguna construcción o casi ninguna. Son proyectos poco representativos para valorar el costo de inversión pues al final no se sabe cuánto van a costar. En el rango de los proyectos menores a 20 Megavatios en construcción hay en Costa Rica dos proyectos, el Valle Central, cuyo costo de 3.000, casi 3.500 dólares por kilovatio instalado y ahí sí tenemos muchas referencias de gente conocedora del tema que considera que es muy alto ese costo y el del Proyecto Eólico Los Santos, cuyo costo es de 2.800 dólares, según indicaron los representantes de las cooperativas en la conferencia Concapam. Es adecuado considerar para el costo de inversión de las plantas eólicas el valor que tiene en estos momentos el Proyecto Eólico Los Santos.

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 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 actualizan 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 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 el tema del período constructivo, se indica que en la propuesta de este informe se está incluyendo la capitalización de los gastos financieros durante el periodo de gracia, para evitar que se descapitalice el proyecto y la inversión corra el riesgo de liquidez durante el proceso de obra. 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, en las actualizaciones periódicas de la franja se están considerando las variables financieras (ver punto 5.2.6).

5.3.6. Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994. 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 eólica, en el marco de lo que establece la Ley 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 de 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.

Para la determinación del factor de planta (Fp) se contemplarán valores de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de la Autoridad Reguladora. Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más meses).

La ponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años se hará con base en la capacidad instalada de cada uno de los años.

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 7200).

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

En el caso de la inversión y plazo del contrato, se debe aclara 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 1.2.9 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.

5.3.7. 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.

5.3.8. 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 eólica al ICE en el marco de la Ley 7200. Sobre los incentivos a la inversión que puede generar esta metodología, véase el punto 5.2.12.

5.3.9. Federico Fernández Woodridge, 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.

En este informe se amplió el criterio de actualización de costos para que incluya todas la variables que inciden en el cálculo de la franja tarifaria. Para estos efectos, véase lo que se expresa en el punto 5.2.6.

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%.

Sobre lo expuesto por el opositor en el párrafo anterior, véase el punto 5.2.2. de esta sección.

5.3.10. 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 establecer una tarifa tope. Véase al respecto el punto 5.2.1. de esta sección. 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 7200, véase el último párrafo del punto 5.2.1. y en el punto 5.2.13 de esta sección.

5.3.11. 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.

5.3.12. Aeroenergía Sociedad Anónima, representada por Salomón Lechtman Koslowsky, cédula 105270594. Se solicita a la Autoridad Reguladora que no establezca una tarifa tope de referencia, sino que, como lo indica la ley 7593, fije una tarifa para la compra venta de energía entre los generadores privados y el ICE al amparo del primer capítulo de la ley 7200, misma que debe considerar las fuentes de riesgo asociadas al tamaño y a las características de la inversión.

Se ha considerado conveniente eliminar la tarifa tope, pero no se apoya la idea de una tarifa única. En cambio se ha decidido establecer un sistema de banda tarifaria que ofrezca un margen de oportunidades amplio para presentar ofertas al ICE. Véase el punto 5.2.1 de este informe. Respecto al tema de riesgos, la propuesta tarifaria se limita al tratamiento brindado mediante el uso del CAPM.

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 7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente de este tema, y lo pondera como parte del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014.

En su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, véase el punto 5.2.5 de este informe.

Igualmente 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 [.]

Con el fin de aclarar estos aspectos, se precisaron de forma más clara los incentivos que se establecen con esta propuesta. Véase el punto 5.2.12 de este informe.

Es inadmisible que el modelo y los parámetros de cálculo hayan sido elaborados por el ICE, quien es una de las partes en la relación de compra venta de energía del capítulo 1 de la Ley 7200.

Se aclara que la ARESEP debe brindar a todos los interesados la oportunidad de aportar elementos para el mejoramiento de la propuesta y que precisamente para ese propósito se realizó la audiencia pública. Véase el punto 5.2.11 de este informe.

Los generadores privados pueden participar en la venta de electricidad, únicamente bajo el marco de la ley 7200 y sus reformas, y su único comprador es el ICE.

Se aclara que existe normativa adicional a la Ley 7200 aplicable a las ventas de las cooperativas y que eventualmente se podría dar una mayor apertura del mercado.

Igualmente es necesario resolver la situación del expediente tarifario ET-135-2008, y su resultado, la resolución RJD-009-2010 publicada en La Gaceta Nº 109 del lunes 7 de junio del 2010, entre las páginas 83 a 93.

Se aclara que esta propuesta solo se aplica a las plantas de generación eléctrica nuevas. Véase el punto 5.2.10 de este informe.

No incluye el impuesto del 15% a los dividendos que establece la Ley de Impuesto Sobre la Renta en su artículo 18, inciso a (Ley 7092, publicada en La Gaceta Nº 96 del 19 de mayo de 1988).

Se aclara que no se considera procedente que este pago sea reconocido en la propuesta tarifaria. Véase el punto 5.2.9 de este informe.

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 el punto 6.10 del modelo, se reformuló en forma más clara la forma en que debe aplicarse el tipo de cambio.

En cuanto al 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.

Bajo el esquema de banda tarifaria, el valor del contrato negociado por el operador con el ICE puede ajustarse periódicamente de común acuerdo, siempre que no se excedan los límites establecidos en dicha banda, la cual se ajustará de acuerdo con lo establecido en la Ley 7593.

Se sugiere a la Autoridad Reguladora el uso del costo de inversión del PH Los Santos (US $ 2 800 / kW) como una referencia válida para el valor de ese parámetro en el modelo de cálculo de tarifas para proyectos eólicos.

En la propuesta se propone el uso de los valores de inversión de una muestra representativa de plantas de hasta 20 MW, para calcular la banda tarifaria. Alternativamente, si hubiera problemas de información se propone utilizar estructuras de costo de las plantas eólicas obtenidas de bibliografía especializada. Véase el punto 6.7 de este informe.

Es necesario revisar a futuro la información sobre plazos, tasas y condiciones del financiamiento bancario utilizados en el cálculo de la tarifa, pues la información consignada en el documento de la ARESEP es de una época previa a la crisis financiera internacional.

Todas las variables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de conformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 5.2.6 de este informe.

El reto entonces consiste en determinar la forma como se debe ajustar el CAPM para reflejar la realidad del sector de generación eléctrica privada en Costa Rica.

Con respecto a la aplicación del CAPM véase lo indicado en el punto 5.2.2 de este informe.

El cambio de estructura que se está presentando el documento de la Autoridad Reguladora modifica la propuesta de operación bajo la cual se han diseñado y construido las plantas de energía renovable privada en existencia. Se debe hacer una simulación detallada para evaluar el efecto de este ajuste, en cual no se puedo completar a tiempo previo a realización de la Audiencia Pública.

Es importante indicar que todo el modelo será objeto de evaluación periódica para introducir los ajustes pertinentes. Esa evaluación puede incluir los aspectos relacionados con la estacionalidad de la demanda, al cual se refiere el opositor en el párrafo citado.

La ARESEP propone que, una vez fijada la tarifa, durante el plazo contractual únicamente se ajuste el componente de la tarifa correspondiente a costos de explotación. Esto es inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación, a los cuales hay que sumarles el período constructivo. En esos plazos, debe ajustarse la totalidad de la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y devaluación.

Todas las variables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de conformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 5.2.6 de este informe." V.-Que en sesión ordinaria 71 del 23 de noviembre del 2011, cuya acta fue ratificada el 30 de noviembre del 2011; la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, acordó: 1) Acoger en todos sus extremos, el oficio 185-CDR-2011. 2) Establecer el l "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas". 3) Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando IV de esta resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso, tal y como se dispone. Por tanto, Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593, el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, Resolvió, por mayoría con el voto salvado de los directivos María Lourdes Echandi Gurdián y Emilio Arias Rodríguez:

ACUERDO 03-71-2011

I.Establecer el siguiente "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas":

i. Objetivo. El objetivo último de la tarifa de referencia 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 7200 para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuente eólica. 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 no convencionales, en el marco de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

Para lograr el objetivo mencionado, se ha definido un modelo tarifario que estimula la inversión privada asociada con plantas de generación eólica 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 ofrece una banda tarifaria que permite al comprador 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.

ii. Alcance. El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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

iii Formulación general del modelo.

En general, se puede expresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica desde la perspectiva del generador privado, de la siguiente manera:

CE + CFC = IR = p x E (Ecuación 1) En donde:

CE = Costos de CFC = Costo Fijo por Capital, definido como la suma de la Recuperación de la inversión (RI) y la Rentabilidad de la Inversión (r).

IR = Ingresos requeridos p = Tarifa de venta E = Expectativas de venta (cantidad de energía) Se puede observar que en la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.

Despejando p:

De lo anterior se desprende que para los efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las consecuencia, el modelo para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos, requiere de la definición de las expectativas de venta, los ingresos requeridos y el costo del capital.

(Así reformado el punto iii) anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016) (*)iv. 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 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 por 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 eólicas 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 punto IV) anterior mediante resolución N° RE-0119-JD-2022 del 8 de noviembre del 2022) v. Ingresos requeridos (IR).

El pago que recibirá el dueño de la planta como contraprestación por el suministro de la energía eléctrica debe ser suficiente para cubrir sus costos de explotación y obtener una retribución razonable por el capital invertido.

Así, los ingresos requeridos se pueden la siguiente ecuación:

En donde:

IR = Ingresos requeridos CE = Costos de CFC = Costo fijo por capital (Así reformado el punto v) anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016) vi. Costos de Explotación (CE). Entre los Costos de Explotación se contemplan tanto los costos variables de operación (aquellos gastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso productivo tales como: impuestos asociados a la producción, repuestos y otros materiales consumibles durante el proceso productivo) como los costos fijos (aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no tales como: pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas, administrativos, etcétera). Es importante señalar que corresponden a gastos efectivos, y por tanto, no debe incluirse la depreciación, ni los gastos financieros ni los impuestos asociados a utilidades o ganancias.

En general los costos de explotación dependen fundamentalmente del recurso fuente y pueden ser definidos con base en el análisis de plantas existentes, pero teniendo en cuenta que servirán de señal para la optimización de los procesos productivos. En todo caso, representan una porción menor dentro de la estructura de costos de la industria.

El costo de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta eólica en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o ganancias.

El cálculo de este valor se hará mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación (operación, mantenimiento y administrativos) de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se les pretende aplicar tarifas.

Para esto se recopilaran datos nacionales e internacionales de distintas fuentes; dentro ellas se encuentran documentos de trabajo, informes técnicos, estudios tarifarios y planes de expansión de generación, entre otras; siempre que se trate de fuentes confiables.

Si dada la muestra se requiere actualizar el valor de alguna planta para hacerla comparable con respecto a otra información, la indexación se efectuará utilizando el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU) o el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el caso, con el fin de poder contar con una serie de datos comparables en términos reales. Igualmente podrán utilizarse otros índices de precios, siempre que estos sean apropiados según el tipo de ajustes que se realicen.

En la base de datos se privilegiarán los datos de plantas con capacidad instalada semejante a las plantas a las cual se calcula la tarifa, siempre que exista información confiable y verificable sobre ellas. En caso que no sea posible contar con información basada en este tamaño de planta, se podrá utilizar la información disponible, aunque no sea de plantas de igual tamaño, realizando los ajustes correspondientes. Si es necesario, la información obtenida para determinar el costo de explotación podrá ser depurada para hacerla comparable con el tipo de plantas que se pretende tarifar.

El costo unitario anual de explotación está determinado por la muestra elegida, en la que pueden utilizar tanto plantas nacionales como internacionales, existentes y en operación. Este se obtiene del producto del peso relativo y el costo de explotación por kWh de las plantas de la muestra.

Si no es posible obtener datos puntuales de plantas individuales que permita calcular este parámetro, de forma razonada se podrá recurrir a bibliografía complementaria, siempre que esta sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.

La actualización de los costos de explotación se hará recalculando su valor a partir de la incorporación continua de nuevos valores a la muestra, con base en los criterios definidos en párrafos anteriores de esta sección.

vii. Costos fijo por capital (CFC). Mediante el componente denominado "Costo Fijo por Capital" (CFC) se pretende garantizar tanto 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 esperada por los inversionistas sobre sus aportes, 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 determinará mediante la siguiente ecuación:

En donde:

CFC = Costo fijo por capital RI = Recuperación de la inversión r = Rentabilidad de la inversión M = Monto total de la inversión unitaria FC = Factor que refleja las condiciones de la inversión En esta metodología, la formulación particular de la ecuación 5 que se utiliza en la estimación de la tarifa es CFC = M x FC.

El factor FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual 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 la rentabilidad esperada:

En donde:

Y = 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 de la planta (años) Es importante destacar que el factor que resulta de esta fórmula refleja un valor medio 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 de la utilidad que le corresponde a "comprar" la participación de los entes financieros en la propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada la deuda, el inversionista se convierte en el único propietario.

Con respecto al cálculo de la rentabilidad sobre los aportes "ρ" el mismo se realizará de acuerdo con la metodología Capital Assets Pricing Model, o CAPM (trad. lit. Modelo de valoración de activos de capital) establecida por la ARESEP y se emplearán las fuentes y base de datos que el Ente Regulador establezca.

A continuación se definen los componentes de la fórmula del factor FC.

a. Apalancamiento (Y) 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. El cálculo se realizará de conformidad con el punto b.4 siguiente.

(Así reformado el punto a) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) b. 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, la cual corresponde al sector de actividad respectivo.

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 covarianza 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.

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. (*)(Así reformados los párrafos anteriores mediante resolcución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) viii 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. En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.

Se calculará una banda de costos unitarios promedio de inversión acotada por dos valores extremos. Como primera opción, esa banda se estimará de la siguiente manera:

a. Se conformará una muestra de datos de costos unitarios promedio de inversión de al menos 20 plantas eólicas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, provenientes de fuentes confiables. De manera prioritaria, se incluirán en la muestra proyectos de países latinoamericanos y del Caribe.

b. Siempre que la información disponible lo permita, se harán los ajustes que técnicamente se determinen para hacer que ésta sea comparable, en aspectos tales como la consideración de impuestos, tamaño de turbinas, tamaño de planta, tipo de cambio, inflación y los aspectos particulares de la economía costarricense y de su sector eléctrico.

c. Si se contara con datos de proyectos con capacidades mayores que 20 MW y hubiera formas técnicamente justificables de ajustarlos a las condiciones de proyectos con capacidades iguales o menores que 20 MW, se podrán incorporar en la muestra con los ajustes correspondientes, siempre y cuando haya insuficiencia de datos de proyectos en el rango de capacidades requerido.

d. 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 reformado el punto d) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) e. Se estimará el promedio de los valores de costo de inversión unitario correspondientes a la muestra antes descrita. Al valor obtenido de los cálculos explicados en los puntos anteriores, se agregará el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico, estimado en un año. El valor resultante es el costo de inversión unitario promedio a considerar en la estimación del precio de venta de energía al ICE y eventualmente, el precio de otras transacciones de electricidad las cuales se deba aplicar esta metodología.

f. Secalcularáladesviaciónestándardelconjuntodevaloresdecostodeinversiónunitariodetodoslosvaloresd elamuestra.

(Así reformado el punto anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016) g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar de conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.

X = Y − 1 Sujeto a la restricción:

Y > 0 Donde, X = Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria.

Y = Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que son necesarias para que el costo de inversión unitaria sea 0 o negativa. Estimada como el costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de la desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a un número entero, se redondea al número entero superior.

Si no fuera posible calcular el valor de Y, la variable "X" tomará el valor de 0.

(*) (Así reformado el inciso g) anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023) h. La actualización del costo de inversión mediante esta alternativa de cálculo se hará a partir de la incorporación de nuevos valores en la muestra, como resultado del proceso continuo de actualización de la misma.

(Nota de Sinalevi: Mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023, se acordó eliminar la segunda opción de cálculo de la sección viii. "Monto de la inversión unitaria (M)") El cálculo de la banda de costos de inversión con este método se realiza de la siguiente forma:

a. Se escoge una estructura típica de costos de inversión representativa de proyectos eólicos como los que abarca esta propuesta de metodología.

b. Se escoge una estimación del rango en que pueden variar los costos de cada componente de inversión de proyectos eólicos, en condiciones similares a los de los que abarca esta propuesta de metodología.

c. Se calculan los límites en que puede variar el valor de cada componente de la estructura típica de costos de inversión, usando la información de a) y b).

d. Se suman los valores calculados en c) correspondientes al límite inferior y al superior, para obtener el rango de la inversión total.

Se podrán modificar los valores correspondientes a la segunda opción, cuando se cuente con fuentes de información más recientes que la que se empleó para estimarlos. Los datos a obtener para efectuar el cálculo de la banda de costos de inversión mediante la segunda opción son los siguientes: a) la estructura típica de costos de inversión representativa de proyectos eólicos similares a los que abarca esta metodología; b) el rango de variación de los costos de cada componente de inversión de proyectos eólicos similares a los que abarca esta metodología, con una estructura de costos igual a la estructura típica; y c) datos adecuados para estimar el factor de corrección por tamaño de turbina.

Para obtener los datos actualizados que se utilicen para estimar la banda de costos de inversión mediante la segunda opción, sólo se podrán utilizar publicaciones de organizaciones nacionales o regionales especializados en energía, tales como el Departamento de Energía de los Estados Unidos de América, la "American Wind Energy Association", la "European Wind Energy Association", o la "Latin America Wind Energy Association", u organismos financieros internacionales, como el Banco Mundial o el Banco Interamericano de Desarrollo. La información a utilizar debe ser pública, confiable y verificable.

ix. Definición de la franja tarifaria. Se propone regular el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco de aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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

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

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

. El límite inferior de la banda consiste en utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar (inciso g de la sección viii.) multiplicada por la desviación estándar (inciso f de la sección viii.).

(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023) (*)(Así reformado el párrafp anterior mediante resolución N° RJD-17-2016 del 8 de febrero del 2016) x. Estructura estacional. En general, la estructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en los distintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un conjunto de coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos estacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la energía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de esas combinaciones.

La tecnología de generación eólica no permite regular la producción y trasladar energía de unas horas a otras, como sí lo hacen las plantas hidroeléctricas con embalse. Tampoco se puede predecir la distribución horaria de la generación de energía eólica, porque no hay un patrón horario de viento, y por tanto, la distribución horaria de la generación eólica es aleatoria.

Por lo expresado, la estructura tarifaria para la generación eólica es solamente estacional. La estructura estacional aplicada a los precios de la energía generada con viento procura representar los cambios cíclicos del valor de la energía en el sistema eléctrico, debidos a la influencia del patrón de comportamiento de los vientos en el lapso de un año.

Los valores de los parámetros de la estructura estacional para generación eólica, junto con la explicación de la forma en que se calcularon, fueron remitidos por el ICE a la ARESEP mediante el oficio 510-149-2011 del día 31 de enero de 2011. Los coeficientes de distribución estacional de los precios de la energía con fuente eólica fueron estimados por el ICE con base en 10 años de información histórica (2000-2009) de la generación mensual de tres plantas eólicas existentes en Costa Rica: Molinos de Viento Arenal S. A., Plantas Eólicas S. A. y Aeroenergía S. A. El procedimiento de cálculo consistió en encontrar los parámetros de estructura de temporada alta y temporada baja, que aplicados a la muestra de las plantas produjera el mismo ingreso acumulado que tendría esa muestra si se le aplicara un precio único igual al nivel de precios deseado. La temporada alta cubre los cinco meses comprendidos entre enero y mayo, y el resto del año corresponde a la temporada baja.

Los parámetros son los siguientes:

a. Para temporada alta: 1,326.

b. Para temporada baja: 0,531.

Estos coeficientes se multiplicarán por la tarifa que resulte del modelo tarifario, para obtener los precios finales por temporada.

Además, hay que considerar que para definir la estructura tarifaria aplicable a las transacciones reguladas por esta metodología, se utilizarán precios monómicos. Es decir, solo se pagará por energía y no habrá cargos por potencia.

La estructura estacional correspondiente a esta metodología se podrá revisar y modificar a partir de la publicación de información más actualizada que sea relevante para actualizar de manera justificada los valores de los parámetros que la definen. Esa información deberá ser pública, confiable y verificable.

xi. Moneda en que se expresará la tarifa. Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán 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.

xii. Ajuste de precio. Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe.

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.

xiii. Otras consideraciones. Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados eólicos 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.

Las empresas que no cumplan con la entrega de información según se detalló en el párrafo anterior, estarán sujetas a las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y 41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

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

Esta resolución rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.

En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, a quien le corresponde resolverlos.

VOTO SALVADO DIRECTORES EMILIO ARIAS RODRÍGUEZ Y MARÍA LOURDES ECHANDI GURDIAN Nos separamos del criterio de mayoría y sustentamos nuestro voto negativo mediante el cual, no aprobamos la metodología propuesta por la Administración, para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas, en las siguientes consideraciones:

"Como lo ha establecido de modo reiterado la jurisprudencia de la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, la fijación de una metodología tarifaria por parte de esta Autoridad, implica, ni más ni menos, que reducir a cero la discrecionalidad en la fijación de tarifas.

En efecto, la Sala ha establecido de modo reiterado a partir de la Resolución Nº 577-2007, que la ARESEP ".cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los modelos de cálculo" si bien ese no es el caso de la fijación tarifaria, en el tanto, ".una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe publicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de cálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe o no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica y constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios." De este modo, el ejercicio de la potestad de aprobación de las metodologías tarifarias, involucra como su principal efecto jurídico, ".una reducción a cero de las potestades inicialmente discrecionales, siendo que una vez realizado el cálculo -mediante la metodología tarifaria- es el resultado de esa operación la que determina y precisa el contenido de esa decisión-fijación tarifaria-" De este modo, considerando tales consecuencias jurídicas del acto de aprobación de una metodología tarifaria, es claro que debe esta Junta Directiva asegurarse de modo riguroso, que su decisión se ajusta a los parámetros de legalidad a que está sujeto todo ejercicio de la discrecionalidad administrativa.

Específicamente, interesa en especial considerar los parámetros de legalidad que derivan de las reglas unívocas de la ciencia y la técnica, así como los conceptos jurídicos indeterminados señalados por el legislador en materia de servicio público, tales como el de servicio al costo, servicio de calidad a un precio justo, etc.

Resulta indispensable, por ello, que los integrantes del colegio, al momento de adoptar una decisión de este calibre, se hayan asegurado que, en beneficio de la certeza jurídica y de los conceptos jurídicos indeterminados antes aludidos, hayan reducido la discrecionalidad administrativa de modo legítimo y claro.

El rigor de la decisión que se adopte, además, exige el contraste objetivo e independiente de la propuesta y sus justificaciones de parte de asesores técnicos y jurídicos de la Junta Directiva, de modo que tales insumos permitan la formación de un criterio informado y la toma de una decisión responsable y no improvisada.

En contraste, también en este caso concreto, no se nos ha ofrecido a los directores una asesoría independiente y objetiva que confronte la propuesta de la administración y sus justificaciones, con las reglas unívocas de la ciencia y la técnica y demás parámetros de legalidad. Esta situación, que hemos censurado en repetidas ocasiones, sin que se haya atendido, sin duda alguna, no asegura que se tome la mejor decisión, a pesar de las aludidas consecuencias que conlleva la aprobación de una metodología.

A mayor abundamiento, debemos indicar que se nos ha hecho llegar al menos dos versiones diferentes de la metodología sugerida por la Administración. En efecto, de una sesión a otra, se ha realizado diversos ajustes a la propuesta, lo cual causa incertidumbre en torno a su contenido definitivo.

Así las cosas, producto de la lectura que hemos podido realizar en el plazo otorgado y considerando la aludida incertidumbre en cuanto al contenido de la metodología, hemos podido detectar algunas disposiciones que nos parece riñen con el objetivo de las metodologías antes referidas, en tanto dejan a la discrecionalidad del aplicador la toma de ciertas decisiones de evidente influencia en la determinación de la tarifa.

Nos referimos, por ejemplo, a lo señalado en el oficio 676-DGJR-2011 del 21 de noviembre del 2011, titulado "ANALÍSIS SOBRE DISCRECIONALIDAD Y CAMBIOS REALIZADOS A LA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PRIVADA PARA PLANTAS EÓLICAS NUEVAS", sobre el oficio185-CDP-2011, en cuyo anexo se hace, el siguiente análisis:

"6.6 Costos de Explotación (CE) (.) ANÁLISIS DE DISCRECIONALIDAD: este apartado determina la forma de calcular los costos de explotación; con respecto a la determinación de la muestra no se define: su tamaño, su delimitación geográfica y se deja abierta la posibilidad de transformar información para hacerla comparable. Por lo tanto existe un grado de discrecionalidad alto para el técnico que aplica la metodología." Página 7.

"6.7 Costos fijos por capital (CFC) (.) ANALÍSIS DE DISCRECIONALIDAD: (.) En el caso específico para determinar: la tasa libre de riesgo, la prima de riesgo, el riesgo país y el beta desapalancado, como primera opción para obtener la información de refiere a una página web existente hoy día, pero en caso de que esta página deje de existir, se deja abierta la posibilidad de utilizar cualquier fuente que se pública y confiable, en cuyo caso podría haber un margen de discrecionalidad para los técnicos que apliquen la metodología." Página 9.

"6.8 Monto de Inversión Unitaria (M) (.) ANÁLISIS DE DISCRECIONALIDAD: Este apartado incluye la forma de calcular el costo de la inversión promedio, para luego definir los límites de la banda tarifaria a partir de éste. La discrecionalidad para los técnicos que apliquen la metodología se presenta en la opción 1 de este apartado, en los siguientes aspectos: a) el tamaño de la muestra, la metodología no es clara en cuanto al número de proyectos que incluirán en la muestra, cuando sean más de 20, ni tampoco cuáles son los criterios para eliminar o sustituir proyectos de la misma, b9 se deja abierta la posibilidad de que el técnico indexe información para ajustarla al año base del cálculo o no lo haga y c) no se especifica la forma de realizar el ajuste de la información de los datos para incluir en la muestra proyectos mayores a 20MW. En este apartado se introduce la posibilidad de realizar o no varias cosas, por ejemplo: "se podrán incorporar el a muestra con los ajustes correspondientes." "Se podrán modificar los valores correspondientes a la segunda opción." Estos ejemplos son imprecisiones que podrían conllevar a discrecionalidad." Páginas 11 y 12.

"6.9 Definición de la franja tarifarias (.) ANÁLISIS DE DISCRECIONALIDAD: La discrecionalidad en la definición de la franja tarifaria está directamente relacionada con la discrecionalidad con la que se determine el monto de la inversión unitaria, en razón de que éste es el que determina la amplitud de la banda tarifaria."Página12.

Existen, además, dos agravantes que refuerzan nuestra tesis de improbar la presente propuesta de metodología.

El primero se refiere al hecho de que la metodología sugiere un método de definición de la tarifa mediante bandas.

Sin que esto signifique que compartimos lo ahí señalado, lo cierto es que la Procuraduría General de la República en su opinión jurídica OJ-66-2009 del 23 de julio del 2009, cuestionó la legalidad de las bandas para definir la tarifa.

Al respecto, no encontramos evidencia alguna que permita determinar el por qué la propuesta, a pesar de los señalamientos que contiene la citada opinión jurídica, opta por la alternativa de las bandas.

Esta circunstancia causa, a nuestro juicio, una incertidumbre insalvable en torno a la regularidad jurídica de la propuesta, ante lo cual, no queda más que votar negativamente la metodología sugerida por la administración.

Finalmente, tanto en el texto inicial como en el que ahora se pone en conocimiento de esta Junta Directiva, se intenta sustentar la propuesta en un documento denominado "Política y Metodologías Tarifarias del Sector Energía", preparado por funcionarios de esta Autoridad (ver Proyecto de Resolución página 8, considerando XI de la versión enviada por correo electrónico el viernes 18 de noviembre del 2011 y en página 9 de la versión impresa entregada en horas de la noche del lunes 21 de noviembre del 2011).

Al respecto, sorprende la alusión que se hace a ese documento, en el tanto, expresamente se señala que se trata de un documento meramente informativo. Incluso este indica que se trata de una "compilación". Pero lo más preocupante, es que se advierte que "Mucho de su contenido puede considerarse superado, pues permanentemente la Autoridad Reguladora revisa las metodologías tarifarias." Agréguese a esto que se trata de un documento que no fue oportunamente aprobado por esta Junta Directiva y que data de junio del 2002.

De este modo, no encontramos en los antecedentes que preceden la confección de este modelo, sustento suficiente como para asegurarnos, razonablemente, que la actuación de la institución es conforme con las disposiciones jurídicas y técnicas vigentes, por lo que voto negativamente la propuesta de metodología, ordenando enderezar los procedimientos, de modo que se corrija de la propuesta, expresiones como las explicadas que dejan al libre albedrío del aplicador del modelo, la definición de aspectos claves. Por otra parte, deberá excluirse por completo como fuente de referencia, del estudio sobre "Política y Metodologías Tarifarias del Sector Energía". Adicionalmente, deberá dejarse en suspenso la aprobación de la propuesta, hasta tanto no se acompañe de un criterio técnico y jurídico de carácter independiente, que acredite su conformidad." Notifíquese y publíquese.

San José, 2 de diciembre de 2011.-