Tariff band for new private hydroelectric generatorsBanda tarifaria para generadores privados hidroeléctricos nuevos

The Autoridad Reguladora will not be subject to the guidelines of the Poder Ejecutivo in the fulfillment of the powers granted to it in this Law; however, it will be subject to the Plan nacional de desarrollo, the corresponding sectoral plans, and the sectoral policies issued by the Poder Ejecutivo."

For the purposes of this law, the following concepts are defined: a) Servicio Público. That which due to its importance for the sustainable development of the country is classified as such by the Asamblea Legislativa, for the purpose of subjecting it to the regulations of this law. b) Servicio al costo: principle that determines the way to set the tariffs and prices of public services, so that they contemplate only the costs necessary to provide the service, that allow a competitive retribution and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with what article 31 establishes.."

• e)To contribute with the State entities, competent in the protection of the environment, when it concerns 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 Autoridad Reguladora will continue exercising the competence that Ley Nº 7200 and its reforms, of the 28th of September, 1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad."

For the exclusive fulfillment of its functions, the Autoridad Reguladora will have the power to inspect and record the legal and accounting books, vouchers, reports, equipment and the facilities of the providers."

The Autoridad Reguladora must apply annual tariff adjustment models, as a function of 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 Plan nacional de desarrollo, 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 are not permitted.

The Autoridad Reguladora must apply annual tariff adjustment models, as a function of the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, prices of hydrocarbons, salary settings made by the Poder Ejecutivo and any other variable that the Autoridad Reguladora considers pertinent.

Likewise, when setting the tariffs of public services, the following aspects and criteria must be contemplated, 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 type B: (construya y opere, or construya, opere y transfiera, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.
• c)The protection of water resources, costs and environmental services.

Costs of the regulated companies will 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)Disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities.
• e)Investments rejected by the Autoridad Reguladora for being considered 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 Autoridad Reguladora.

The Autoridad Reguladora will have the following organs:

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

The Junta Directiva, the regulador general, the regulador general adjunto and the members of the SUTEL, will exercise their functions and fulfill their duties in such a way that they are consistent with what is established in the Plan nacional de desarrollo, in the development plans of each sector, as well as with the corresponding sectoral policies. (.)" . The Ley General de la Administración Pública establishes: Artículo 16. 1. Under no circumstances may acts be issued contrary to unequivocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic or convenience. 2. The Judge may control the conformity with these non-legal rules of the discretionary elements of the act, as if exercising control of legality.

. Ley Nº 7200: For its part, regarding private generation of electricity, it is important to consider the provisions in articles 1 to 3 of Ley Nº 7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela and article 17 of Ley Nº 8723, which establish:

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

The purchase of electricity by the ICE from cooperatives and private companies in which at least thirty- five percent (35%) of the capital stock belongs to Costa Ricans, that establish electric power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared of public interest. (Thus reformed by article 2 of Ley Nº 17508 of the 9th of May, 1995 and modified by Resolution of the Sala Constitucional No. 6556-95 at 5:24 p.m. on the 28th of November, 1995, which annulled its last phrase)".

. Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica: Artículo 17.-"The regulation regarding the public service and the tariffs for the sale of electricity to the ICE, which are approved for companies that have concessions for the use of hydraulic forces for hydroelectric generation under the protection of this Law, will be established in accordance with the principles, criteria and norms of Ley Nº 7593, in particular the precepts of cost-of-service and of price and tariff setting contained in articles 3 and 31, respectively. The criterion of avoided cost may not be used, under any circumstance, in the setting of prices and tariffs for the sale of energy to the ICE or other distributors authorized by law".

In Resolution of the Junta Directiva of the Autoridad Reguladora de Servicios Públicos No. RJD-009-2010, published in the Diario Oficial La Gaceta No. 109 of Monday the 7th of June, 2010, in which the following was established:

Point II.-"That the Plan Nacional de Energía, with regard to the electric energy sector, established the following policies: a) Define a tariff model that promotes and incentivizes effectiveness, efficiency and competitiveness in the provision of the electric energy supply service by market actors and that also fosters the effective introduction of renewable energy sources. b) Design a tariff system that considers, at a minimum, the relationships of generating companies that sell electricity to distribution companies, generating companies that sell electricity among themselves and distribution companies with electricity generation activity. c) Design new mechanisms that incentivize the development and diversification of renewable energy sources and of sector actors for electricity generation activity. d) It corresponds to the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to set the tariffs for the public service of electricity supply in the generation stage".

In the document Política y Metodologías Tarifarias del Sector Energía of the ARESEP it is cited, regarding the cost-of-service principle: ".the principle of "cost-based tariffs", does not specify that this cost must be of a financial-accounting or similar nature, and even in article No. 31 it indicates that aspects of social equity, environmental sustainability, energy conservation and economic efficiency must be taken into account; therefore, in practice various tariff alternatives have been used, all of which could be defined as cost-based (e.g., accounting-financial, marginal-economic, etc.)".

In regard to the public service of electricity generation, the Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014 "María Teresa Obregón Zamora", develops a third axis called "Ambiente y ordenamiento territorial", in which it promotes, among other things, carbon neutrality and the use of clean energy. 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 optimal environmental performance. A fundamental pillar for that objective and which also represents a strategic aspect for productive dynamism in a sustainability scheme, consists of the guarantee of an energy matrix underpinned by renewable sources.

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

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

This axis contemplates various lines of action that seek to increase the capacity for clean energy generation, among which the generation of energy (625 MW) through hydroelectric, geothermal and wind projects throughout the national territory stands out, which will enter into operation in the next four years. These projects involve both the State and the participation of private generators. To complete energy generation initiatives, actions aimed at its rational use will be promoted, implementing the Programa de Eficiencia Energética Nacional, by entities of the energy subsector and for the benefit of the population. (Strategic Objective 6.3.5 Energías Renovables).

On the other hand, strategic objective "7.3.1 Aumentar la producción: inversiones en capital humano y físico y el incremento de la eficiencia", specifically regarding infrastructure development, it is indicated that actions will be taken to ensure the supply of electric energy necessary for the country's development in the coming decades, from clean and renewable energy sources, for which they will promote projects related to the construction of hydroelectric and geothermal plants.

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

Specifically, regarding policies, sectoral goals and strategic actions, in the environmental sector, sectoral policy guidelines, we find goal 3. Generation of electric energy from 100% participation of renewable sources.

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

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

a. Ensure the use of energy, for the purpose of strengthening the national economy and promoting the greater well-being of the Costa Rican people.

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

c. Carry out environmental and social management of recognized excellence that allows sustainable development.

The Junta Directiva of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, in accordance with that established in article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, is empowered to issue the regulatory methodologies that will be applied in the various markets. Said regulation was published in Alcance 13 to La Gaceta No. 69, of the 8th of April, 2009 and its reforms. The procedure for such purpose is the public hearing, established in article 36 of Ley Nº 7593, which provides:

For the matters indicated in this article, the Autoridad Reguladora will call a hearing, in which persons having a legitimate interest may participate to express themselves. For that purpose, the Autoridad Reguladora will order publication in the Diario Oficial La Gaceta and in two newspapers of national circulation, 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 Nº 7200, of the 28th of September, 1990, reformed by Ley Nº 7508, of the 9th of May, 1995.

c. The formulation and revision of the norms indicated in article 25.

d. The formulation or revision of price and tariff setting models, in accordance with article 31 of this Law.

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

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

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

For purposes of standing based on collective interest, legal entities organized under an associative form whose purpose is the defense of consumer or user rights may register with the Regulatory Authority to act in defense thereof, as an opposing party, provided the tariff petition proceeding 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 have standing.

Persons interested in filing an opposition with technical studies who lack the necessary economic resources for such purposes may request from the ARESEP the assignment of a technical expert or professional duly accredited before this entity to carry out such work. This shall be covered by 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 capabilities and needs.

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

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

Context of the national electricity sector.

The National Electricity Sector is at a stage where it urgently requires the incorporation of the greatest possible amount of energy from electricity generation plants that use renewable energy sources and have costs lower than those of thermal plants. The latter currently generate a substantial amount of the available electricity, despite their higher economic and environmental costs.

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

Technical studies are currently available demonstrating the existence of sufficient unused potential from different energy sources (wind, biomass, hydroelectric, and geothermal). To take advantage of this potential in a timely manner, it is necessary to have adequate public policies, and this includes the regulatory policies that the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) is responsible for designing and executing.

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

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

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

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

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

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

The methodology by which the aforementioned tariff band is determined is based on a procedure for estimating the upper and lower values of that band, expressed in dollars per kWh. These limits are defined from the estimation of the average and the standard deviation of the investment costs corresponding to 23 Central American hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, which are in the possession of ARESEP. Other data obtained in the future may be added to this data, to expand the reference sample. The upper limit is given by the tariff corresponding to an investment cost equal to the average plus one standard deviation; and the lower limit is given by the tariff calculated with an investment cost equal to the average minus one standard deviation.

It is expected that the present application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" approved by the Board of Directors according to resolution RJD-152-2011 of fourteen hours and fifteen minutes on August tenth, two thousand eleven, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, contributes to the benefit of energy purchasers (companies and users) and the national economy as a whole.

The tariff resulting from this model would be the one used for the purchase of electric energy by the ICE from all those new private generators that, under Law No. 7200, sign a contract with the ICE and whose energy source is hydraulic.

1. CURRENT METHODOLOGICAL FRAMEWORK This section includes a summary of the methodology approved by the Regulatory Authority through resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, which constitutes the methodology to be applied in this case, as ordered by the Board of Directors.

1.1. Reference Tariff Level for new private hydraulic generators The model shall set the tariff level for new private generators under Law No. 7200 and allow for incentivizing new investments in the private electricity sector that use water as a primary energy source and whose capacity is less than or equal to 20 MW, in such a way as to complement current electric energy generation, substituting thermal energy production and its high costs.

1.1.1. General Aspects The model presented aims to determine the reference tariffs for new hydroelectric private generation plants for sale to the ICE.

1.1.2. Objective The ultimate objective of the reference tariff model defined in this report is to provide the necessary tariff incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in chapter one of Law No. 7200, to replace the greatest possible proportion of energy generated with thermal sources with energy generated from renewable sources. ICE estimates indicate that it can currently contract, from private electricity generators that produce with renewable sources, up to a maximum of 183 MW.

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

The tariffs per kWh estimated through the proposed model include operation and maintenance costs, financial costs, and the investor's net return.

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

CE + CFC + fa = IR (Equation 1) Where:

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

p= CE + CFC + fa E From the above, it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on electricity sales expectations, operating costs (costos de explotación), capital recovery (depreciation), return, and the environmental factor.

The environmental cost would be incorporated into the price determined by the general formula, becoming an integral part of the final price. The approval of the mechanism and methodology corresponding to the environmental component, as well as its respective amount, must be processed through the procedures established in the current legal framework (call for and holding of a public hearing). Currently, this methodology and its value have not been defined.

1.3. 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 development, the technology used, the age of the facilities, as well as the company's maintenance practices. In turn, the distance between the plant and the delivery point is important due to the losses associated with transmission.

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

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

E = C x 8760 x fp (Equation 2) Where:

E = Annual sales (quantity of energy) C = Installed capacity of the plant in MWh 8760= Number of hours in a year fp = Plant factor applicable according to the source Although there is an economy of scale 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 plant of unitary size (unitary installed capacity), whereby the previous formula is reduced to:

E = 8,760 x fp (Equation 3) The plant factor (fp) of a power plant is defined as the quotient between the real energy generated by the power plant during a period (generally annually) and the energy generated if it had worked at full load during that same period, according to the nominal plant values identified for the different equipment.

The plant factor value used in this model shall be obtained from data from Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities of less than 20 MW, for which ARESEP possesses such information. Only data from plants in the aforementioned group that generated energy during 10 or more months of the respective year shall be used. This value shall be updated in each tariff setting. For this purpose, data from the last five-year period for which ARESEP has information shall be used. The plant factor value shall be calculated as follows: for each of the years of the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated; then, the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor datum to be used in the tariff setting.

1.4. Operating Costs (CE) (Costos de explotación) The operating cost (costo de explotación) includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, or taxes associated with utilities or profits.

The operating costs (costos de explotación) include both variable operating costs (those expenses that occur exclusively when the production process takes place, such as taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the production process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as insurance policies, permits, permanent personnel, technical advisory services, administrative expenses, etc.). It is important to note that they correspond to expenses involving cash disbursements and, therefore, depreciation must not be included.

The calculation method shall be as follows:

• a)Data on operating costs (costos de explotación) from a sample of hydroelectric plants operating in the country, of different installed capacities, are taken.
• b)An exponential regression exercise is carried out to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost (costo de explotación).
• c)The value of the mentioned function corresponding to a 10 MW plant is used, which is the midpoint of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.
• d)In each tariff setting, new operating cost (costo de explotación) data that have been obtained, corresponding to hydroelectric plants operating in the country, are incorporated.

The calculation of the operating cost (costo de explotación) value shall be updated in each tariff setting.

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

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

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

CFC = RI + r (Equation 4) CFC = Fixed Capital Cost (Costo fijo por capital), which is the sum of the recovery of investment (RI) and the return (r).

RI = Recovery of investment (depreciation) r = Return on investment Where:

RI + r = M x FC (Equation 5) Where:

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

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

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

Where:

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

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

An average of the financing information for electrical projects available at the Regulatory Authority shall be used for the calculation. This value shall be updated in each tariff setting.

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

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ: Return on equity capital contributions.

PR: Risk premium (Prima por riesgo). It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return. The risk-free rate (Kl) corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor. The market rate of return corresponds to the respective activity sector.

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

βa: Leveraged beta of the investment. It is the covariance of the return on a given asset and the market return. It is called "leveraged" when part of the investment is financed with debt.

The leveraged beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Leveraged beta βd = Unleveraged beta D/Kp = Relationship between debt and equity (estimated through financial leverage).

T = Income tax rate The parameters required to apply the CAPM method are as follows: return on equity capital contributions, unleveraged beta, risk premium (prima por riesgo), country risk (riesgo país), relationship between debt and equity, and income tax rate. Each of them is defined below.

a. Risk premium (PR) (Prima por riesgo): The risk premium (prima por riesgo) shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the following internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.

b. Unleveraged beta: The value of the unleveraged beta (βd) shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.

c. Country risk (Riesgo país): The country risk (riesgo país) shall also be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, shall be used. If this source ceases to be available, another public and reliable source shall be used.

d. Interest rate (i): The monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Central Bank of Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, shall be used.

e. Economic life of the project (v): For the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that this economic life is half of the project's useful life, estimated at 40 years.

f. Term of the debt (d) and term of the contract: The term of the debt is 20 years. This duration has been assigned to it so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract.

The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for the tariff calculation is 20 years, which is the maximum permitted by law. If the ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. This risk is reduced as progress is made in the opening processes of the national electricity market and the creation of the regional electricity market.

g. Income tax rate (t): The income tax rate is defined based on current legislation.

h. Age of the plant (e): Given that these are new plants, this variable is assigned the value of zero.

1.6. Amount of the unit investment (M) The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.

The calculation of this value shall be made from data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from three sources of information:

a. From the document titled "Regional Indicative Generation Expansion Plan. Period 2011-2025. December 2010", published by the Central American Electrification Council-Regional Indicative Planning Working Group (GTPIR), the table "Hydro candidates in OPTGEN. Capitalized investment costs updated to January 2010".

b. The reports made by the Regulatory Authority on the setting of energy sales prices to the ICE from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200.

c. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to the ICE, within the framework of Law No. 7200.

From the two mentioned sources of information, all available data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW shall be extracted. Subsequently, these data shall be subjected to the following treatment:

a. Five groups of plants shall be formed, each corresponding to a 4 MW range of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.

b. The average investment cost of the plants included in each of the aforementioned groups is obtained.

c. The average of the average values of each of the plant groups is obtained.

d. To the value cited above, the amount corresponding to the payment of interest during the grace period is added. This is estimated as equivalent to two years of interest on the calculated average investment value.

1.7. Definition of the tariff band The energy sales price by private generators to the ICE shall be regulated, within the framework of chapter I of Law No. 7200, through a tariff band.

The main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are as follows:

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

. The upper limit is established as the average production cost plus the standard deviation. This opens the option for some of the offerors to be chosen by the ICE to have costs different from the average. This option is justified, considering that the main objective of this methodology is to stimulate investments in private hydroelectric generation with competitive costs compared to thermal generation.

. By determining a tariff band, the risks of potential collusion strategies by the offerors, which could be contrary to the objective of contracting energy with prices reflecting reasonable levels of efficiency, are reduced.

. By setting a lower limit, the ICE's margin of action for establishing the price to contract with hydroelectric energy offerors is bounded. This restriction is convenient, taking into consideration the strong market power that the ICE has under the conditions associated with the tariff being proposed.

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

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

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

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

The seasonal time-of-use tariff structure to be used is as follows:

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

. The time-of-use periods are divided into three: peak (punta), off-peak (valle), and night (noche). The peak is constituted by the five hours, separated into two blocks, of highest demand on the five working days of the week, from 10:30 a.m. to 1:00 p.m. and from 5:30 p.m. to 8:00 p.m. The night period covers from 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day, seven days a week. The off-peak covers the remaining hours, including from 6:00 a.m. to 8:00 p.m. on weekends, where there is no peak.

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

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

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

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

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

2. FINAL APPLICATION OF THE MODEL The application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" is detailed below, according to resolution RJD-152-2011 published in La Gaceta Nº 168 of September 1, 2011.

Before analyzing the details of this tariff setting and the respective calculations, it is necessary to indicate that these differ from those calculated and the tariff originally submitted to the public hearing, precisely due to the changes that the Board of Directors approved in the tariff methodology.

The tariff to be calculated is guided by the goal of establishing a tariff band that allows incentivizing new investments in electric energy generation through the use of water as a productive input, and substituting thermal generation due to its high costs and pollution levels, and on the other hand, decreasing the possibility of collusion among interested economic agents, as well as providing a framework of action for ICE as a buyer to assign a price for energy, following the principles of allocative and productive efficiency.

The proposed tariff (tariff range) depends on electricity sales expectations, operating costs (costos de explotación), capital recovery (depreciation), profitability, and the environmental factor. In this way, the calculation of the tariffs (upper and lower limit) is obtained as follows:

Where:

P = Sale tariff CE = Operating costs CFC = Fixed capital cost (costo fijo por capital), which is the investment (M) multiplied by the factor that reflects the financing conditions (FC).

Thus, CFC = M * FC fa = Total or unit environmental factor E = Annual sales (quantity of energy) 2.1. Sales expectations (E) To estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariffs, the following equation is considered:

Where:

E = Annual sales (quantity of energy) 8760 = Hours in a year (24*365) Fp = Plant factor (factor de planta) 2.2. Plant factor The value of the plant factor used by this model is obtained using information from hydroelectric plants under the legal framework of Ley Nº 7200 that the Regulatory Authority possesses, that is, Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW. Information from the last five available years and data from the plants in the group that generated energy for 10 or more months of the respective year were used.

To obtain the value of the plant factor, it was calculated as follows:

a. For the last five years with available information, that is, for 2007, 2008, 2009, 2010, and 2011, the arithmetic mean weighted by installed capacity of the values for each individual plant with 10 or more months of production in each of those years was estimated.

b. Once the weighted average by capacity for each particular plant is obtained, the annual weighted average by installed capacity is obtained for each of the years mentioned above, yielding five data points, one for each year. In this case, the plant factor for 2007 is 0.60, for 2008 it is 0.63, for 2009 it is 0.60, for 2010 it is 0.62, and for 2011 it is 0.55.

c. The weighted average by annual capacity of these five values is the plant factor to be used to obtain the tariff. With the above data, the average is 0.60.

Annex No. 1 of the technical report of the DEN with official letter 237-DEN-2012 shows the information required to obtain the plant factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, the weighting, and the result for each of the private generation hydroelectric plants under the framework of Ley Nº 7200. The following table shows a summary of the results.

2.3. Operating costs Operating costs are considered to be the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.

The operating cost was calculated as follows:

a. The sample used to obtain the operating costs is derived from the final Cost Report of the Generation System for 2010, specifically the operation and maintenance costs of ICE's hydroelectric plants, and the tariff settings for private generators carried out by the Regulatory Authority in recent years with different installed capacities; such as the Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís (Et-161-2010, folios 620 and 627), El Ángel (ET-169-2010, folios 857-858 and worksheets) and Vara Blanca (ET-185-2010, folios 327 and 328).

The operation and maintenance costs of Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís S. A. are calculated with data from file ET-161-2010 and the result is $131.01 per kW. This amount is obtained by subtracting from costs and expenses (folio 620), the depreciation expenses and financial expenses (folio 627); the resulting amount is dollarized (using the average exchange rate for 2011) to be comparable to the other data in the sample and is divided by the plant's capacity, which is 26 MW (folio 625). For the case of the hydroelectric plant El Ángel S. A., according to file ET-169-2010 the amount obtained for operating costs is $104.19 per kW, which is the result of subtracting financial expenses, depreciation, and taxes from costs and expenses (folio 858) and dividing this by the plant's installed capacity, which is 3.85 MW (folio 880). The tariff study of Central Hidroeléctrica Vara Blanca S. A., which was processed in file ET-185-2010, shows its operating costs are $111.76 per kW (operating costs are obtained from folios 327-328 and installed capacity from folio 3).

b. The sample was updated with the Industrial Producer Price Index (IPPI), as this is the index that best suits the type of cost being addressed. As the ICE operation and maintenance cost sample is as of December 2010, these data are updated with the variation between the index for January 2012 and that for December 2010, which results in a variation of 7.86%. The data from the settings made by ARESEP are 2011 data, which is why the variation is between January 2012 and the annual average for 2011, resulting in a variation of 2.22%.

c. A scatter plot was then generated with the information on plant capacity and operating cost, and an exponential regression exercise was performed (as indicated in RJD-152-2011) to estimate the function that best approximates the relationship. In this case, with the available information, the equation obtained is:

where "y" is the operating costs that depend on "x," which is the installed capacity.

d. For the above function, the value for a plant with a 10 MW capacity was used, which is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Ley Nº 7200. The amount for operating cost is $216.08 per kW, which is the amount used to obtain the tariff.

Annex 2 and 3 of the technical report of the DEN with official letter 237-DEN-2012 contain the sample used to generate the equation and the graph with the trend curve.

It is important to note that the regression that should be used is the one that best fits the curve according to the available information, which in this case is the power regression, which has an R² of 72.56% versus an R² of 59.32% for the exponential regression. With the power regression equation, the operating cost would be $174.85 instead of the $216.08 resulting from using the exponential regression; in the tariff band, this is reflected in a variation of between eleven and six percent more. Despite this, the exponential regression is used as indicated in resolution RJD-152-2011.

2.4. Fixed capital cost (CFC) The fixed capital cost (CFC) reflects the investment amount and the investment conditions, among which are the debt-to-equity ratio, the financing conditions, the age of the plant and its useful life, among others. It was determined using the following equation:

Where:

CFC = Fixed capital cost M = Total unit investment amount FC = Factor that reflects the investment conditions The FC factor is calculated using the equation that allows determining the amount of the uniform quota, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return. The equation is as follows:

Where:

ψ = Leverage (debt ratio) (%) ρ = Return on equity contributions (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Term of the debt (years) v = Economic life of the project (years) 2.5. Leverage (ψ) Leverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this datum, the Regulatory Authority calculated the average debt financing of the electrical projects for which it has information.

In this case, the available information is that of the bidders in public tender Nº 2006LI-000043-PROV promoted by the ICE, which are five: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás). In addition, the information contained in the tariff studies on leverage, from the latest settings for private generators, specifically for P.H. El Ángel S. A., with a leverage of 65% according to data found in folio 855 of ET-169-2010, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010.

The following table shows the specific values for each project:

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ: Return on equity contributions.

KL: Risk-free rate. This corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.

PR: Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return.

RP: Country risk. This is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.

βa: Levered beta of the investment. This is the covariance of the return of a specific 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 βd = Unlevered beta D/Kp = debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).

t = Income tax rate The value and the source from which each of the parameters calculated to obtain the CAPM are obtained are defined below:

a. Risk-free rate. This is obtained as the arithmetic average of the last 60 months of the rate for 20-year United States of America (USA) Treasury Bonds, which is available on the website of the Federal Reserve of the United States, at the following address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. It is calculated this way because RJD-152-2011 does not define the method, and this is how it is currently used in all the methodologies applied by the Energy Services Directorate that use the CAPM model. If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.

The risk-free rate for the last 60 months is from February 2007 to January 2012; the average of these values is 4.17. Annex No. 4 of the technical report of the DEN, official letter 237-DEN-2012, details each of the monthly values.

b. Unlevered beta. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, was used. The value of the unlevered beta (βd) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html (different from the address indicated in RJD-152-2011 because it does not have the information corresponding to this parameter). If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.

It is not possible to use an average of the last twelve months because the information source does not have monthly data, as it only calculates an annual beta. For this reason, the unlevered beta is obtained as the arithmetic average of the unlevered betas for the electricity service in the United States of America for the sector, central, east, and west for January 2012. The value obtained is 0.48. See Annex No. 5 in the technical report with official letter 237-DEN-2012.

c. Risk premium (PR). The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time the tariff setting is calculated, was used. The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.

The last twelve months available at the date of the setting are from February 2011 to January 2012, with which the arithmetic average is 5.87. See Annex No. 6 of official letter 237-DEN-2012, DEN technical report.

The period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a very short period to calculate the risk premium. Several documents point out the importance of considering a broad time horizon for the risk premium so as not to use rates that contain biases; this is mentioned in official letters 499-DEN-2000, 837-DEN-2000 and is indicated by the primary source of the risk premium information, that is, Aswath Damodaran. Despite this, the indicated reference period (12 months) was used as indicated in resolution RJD-152-2011.

d. Country risk. The arithmetic average of the available values within the last twelve months for which information is available, at the time of calculating the tariff setting, was used. The country risk is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html (different from the address indicated in RJD-152-2011 because it does not have the information corresponding to this parameter). If this source becomes unavailable, another public and reliable source will be used.

As with the levered beta, it is not possible to use an average of the last twelve months because the information source does not have monthly data, as the country risk is only calculated for annual periods.

The country risk value used is 3%, which is specifically for Costa Rica. See Annex No. 7 of the technical report with official letter number 237-DEN-2012.

e. Income tax rate (t). The income tax rate is defined based on current legislation.

The current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley Nº 7092.

With this information, the cost of capital results in being 15.42%, according to the following detail:

2.7. Interest rate (i).

The monthly average of the values from 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, is used. It is obtained from the address: http://www.bccr.fi.cr/flat/bccr_flat.htm.

The arithmetic average of the last sixty months, that is, from February 2007 to January 2012, of the aforementioned interest rate is 9.40%. See Annex No. 8 in official letter 237-DEN-2012.

2.8. Economic life of the project (v).

According to the provisions of RJD-152-2011, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff.

2.9. Debt term (d) and contract term.

According to the provisions of resolution RJD-152-2011, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by Ley Nº 7200.

2.10. Age of the plant (e).

Given that these are new plants, this variable is assigned the value of zero.

2.11. Unit investment amount (M).

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

The calculation of this value is carried out using data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from three sources of information:

a. From the document titled "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010," published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), the table "Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010," page 39. From this source, 21 projects with a capacity equal to or less than 20 MW and with available investment cost information are obtained. These are projects that include capitalization during the construction period.

b. The reports prepared by the Regulatory Authority on price settings for energy sales to the ICE from private hydroelectric plants, under the framework of Ley Nº 7200. In recent years, the individual settings requested that serve for use in this sample are those for El Ángel (ET-169-2010) and Vara Blanca (ET-185-2011). For these data, the interest during the grace period was calculated so that they are comparable with the GTPIR data.

For El Ángel, a total investment of $10,324,715 was considered, as recorded in folio 882 of ET-169-2010, with a nominal capacity of 3.85 MW. The investment recognized by ARESEP for Vara Blanca was $7,196,016 as recorded in folio 325 of ET-185-2010, and its capacity is 2.65 MW. These amounts do not include the interest for the grace period; for this reason, it was estimated as the equivalent of two years of interest on the calculated average investment value (the interest rate used was obtained by calculating the monthly average of the values from 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).

c. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to the ICE, under the framework of Ley Nº 7200. This information is currently unavailable.

From the sample obtained with the available information from the previous sources, the following was carried out:

a. The sample is separated by installed capacity ranges into five groups, each of which corresponds to a 4 MW range of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.

b. The investment cost for each of the projects included in the sample is updated with the Industrial Producer Price Index for Electric Power Generation (PCU221110221110)(*), using this index to be consistent with the methodology approved via resolution RJD-163-2011, because the methodology for hydroelectric plants (RJD-152-2011) does not specify the index to use in the update. The GTPIR data are from January 2010, for this reason, the variation of the index from January 2010 to January 2012 is calculated, and the result is negative 11.35%, while the projects from the settings carried out by the Regulatory Authority are 2011 data, which is why they are updated with the variation between the index for January 2012 and the annual average for 2011, resulting in a variation of negative 11.03%.

(*) (Note from Sinalevi: Through the por tanto 3° of resolution RJD 002-2013 of February 18, 2013, the present regulation is partially revoked solely regarding the use of index PCU221110221110 for updating the investment cost and regarding the data used to calculate the standard deviation in order to establish the tariff band) The average investment cost of the plants included in each of the groups is obtained. The first group has three projects that on average have an investment cost of $2,361 per kW, the second group also contains three projects and the average of these projects is $1,979 per kW, the third group has nine projects and the average is $2,495 per kW, the fourth group contains three projects and the average is $2,269 kW, and the fifth group has five projects with an average of $3,239 per kW.

c. Subsequently, the arithmetic average of the average values of each of the plant groups is obtained, which is $2,469 per kW.

d. Due to the characteristics of the sample, interest during the grace period is included beforehand for the projects that did not include it.

Annex No. 9 of the technical report with official letter number 237-DEN-2012 shows the sample and the investment values used.

2.12. Environmental factor Currently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-152-2011, this factor will be included in the tariff once the methodology corresponding to the environmental component is approved, as well as its respective amount. The approval of this methodology must comply with the procedures established in the current legal framework (convening and holding a public hearing).

2.13. Definition of the band To establish the tariff band, the following steps are taken:

a. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in $1,041.

b. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, that is, $2,469 + $1,041 = $3,510 per kW.

c. The lower limit is established as the updated average investment cost minus the standard deviation found in step 1, in other words, $2,469 - $1,041 = $1,427 per kW.

According to RJD-152-2011, at no time can the prices paid for the purchase of electric energy be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band.

2.14. Calculation of the tariff The calculation of the tariff is obtained as follows:

Where:

p = Sale tariff CE = Operating costs CFC = Fixed capital cost, which is the investment (M) multiplied by the factor that reflects the financing conditions (FC).

Thus, CFC = M * FC fa = Total or unit environmental factor E = Annual sales (quantity of energy) Once all the variables of the formula to obtain the tariff have been calculated, they are entered into the tariff calculation formula, and the result is as follows:

2.15. Time-of-use seasonal structure The seasonal time-of-use tariff structure that was used is the one approved in RJD-152-2011 which indicates the following:

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

. The time-of-use periods are divided into three: peak (punta), off-peak (valle), and night (noche). The peak is constituted by the five hours, separated into two blocks, of highest demand on the five working days of the week, from 10:30 a.m. to 1:00 p.m. and from 5:30 p.m. to 8:00 p.m. The night period covers from 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day, seven days a week. The off-peak covers the remaining hours, including from 6:00 a.m. to 8:00 p.m. on weekends, where there is no peak.

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

According to the above dimensionless parameters and the calculated tariff bands, the tariff structure to be approved for the average and the band ($/kWh) is:

2.16. Currency in which the tariff will be expressed According to the provisions of resolution RJD-152-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States dollars (US$ or $).

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

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

2.18. Obligation to submit information New private hydroelectric generators to which the rates established through this tariff setting are applied are obligated to submit annually to ARESEP audited financial information (including operational and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) along with their proper justification. For these purposes, the company’s audited financial statements must be submitted at least annually.

2.19. Application of methodology The methodology approved through resolution RJD-152-2011 establishes that its application is for new private generation plants for sale to ICE that operate under the framework of Chapter I of Ley Nº 7200 and that generate electricity with hydroelectric sources, once it is published in the Official Gazette La Gaceta.

II.-That with respect to the statements of the opponents, summarized in Resultando VI of this resolution and in accordance with the analysis conducted by the Energy Services Directorate (Dirección de Servicios de Energía), the following is indicated:

Some of the most recurrent arguments that could potentially most significantly affect the rate are summarized. ARESEP’s position on each of them is set forth.

This section is based on the analysis that was carried out when the respective methodology was submitted to a public hearing (OT-029-2011). In our case, it is not possible to differentiate between the arguments put forward by opponents to the methodology and those regarding its respective application. However, it must be taken into account that once the methodology is defined by the Board of Directors (Junta Directiva), the arguments presented lose their validity.

"(.)

1.1. Main arguments presented.

The oppositions deal with a considerable number of specific topics.

3.1.1 Rate scheme: Price-cap rates, band rate, or single rate? Several of the oppositions expressed at 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.

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

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

On the other hand, the price-cap rate scheme has the drawback of not establishing a lower limit for the price of energy to be purchased by ICE. This would mean that ICE, in its condition as a monopsonistic operator, would have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators who can be considered efficient.

In accordance with the foregoing, the Board of Directors chose to approve a band rate scheme. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the relevant industrial segment, a statistical criterion has been employed to define the band (as a function of the average and standard deviation of investment costs).

On the other hand, some oppositions requested that a single rate be established to set the sale price of the energy to be purchased by ICE under the framework of Ley Nº 7200. In this regard, it is worth keeping 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 with no discretion to give preference to suppliers quoting lower rates. On the contrary, it would be obligated to grant the same rate to all suppliers, and to award contracts based on criteria other than the offered price. This eventual scheme would entail a disincentive to technical and economic efficiency in the operation of the hydroelectric companies willing to sell their energy under the framework of Ley Nº 7200.

3.1.2 Recognition of capital profitability: Although the CAPM (Capital Assets Pricing Model) method presents some disadvantages and practical application problems, it is usable for the conditions of the Costa Rican private hydroelectric energy generation segment, because it operates under market conditions and is composed of a significant number of operators who do not have restrictions on the mobility of their capital. For industries with conditions such as those mentioned, the CAPM is an adequate method for recognizing the return on capital. Among its advantages are that it allows consideration of the particularities of a sector (such as the electrical one), it is more transparent than other alternatives, it allows for taking long-term averages of relevant variables to avoid high volatility in results, and it admits adjustments due to the degree of leverage or risk of each sector.

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

3.1.3 Financing: The financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match it with the maximum contract period allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Central Bank of Costa Rica (Banco Central de Costa Rica); iii) financial leverage will be estimated based on available data on private hydroelectric projects held by ARESEP; and iv) other variables used to apply the CAPM method will be taken from the Internet site of Professor Aswath Damodaran.

3.1.4 Periodicity of contracts and rates: The original proposal that was 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-periods 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 unbankable. For this reason, in the approved methodology, it was agreed to leave only the alternative of a single rate for the entire duration of the contract.

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

3.1.5 The environmental factor: ARESEP agrees with establishing an environmental factor in public service rates. The legislation allows it and it is advisable from a technical point of view. However, for this recognition, it is necessary to formulate a concrete, well-founded methodology, which must undergo the process established in the legislation (public hearing).

3.1.6 Rate updating: The values of the rate band will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Ley Nº 7593. All the values that determine the rate will be updated in each tariff setting.

3.1.7 Investment: Several alternatives have been proposed regarding the amount of investment to be recognized in this rate model. Some of the opponents' proposals request recognizing information derived from a database of plants from the United States of America (USA). Although this database contains a large number of plants, which is in principle attractive from a statistical and economic point of view, the information contained presents several doubts about whether the average investment level in the USA is representative of that corresponding to Costa Rica. Additionally, it must be noted that if one wishes to use this database to establish the investment cost, it must also be used to establish the cost of exploitation (costo de explotación), to be consistent in its application. Unfortunately, the actors who participated in the hearing did not provide comparative information that would allow reviewing these values with better elements of judgment, to guarantee consistency in the proposed model.

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

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

3.1.8 Exploitation costs: Of the available sources, it has been considered that the best is the one corresponding to the costs of ICE plants, because it involves a moderately significant number of plants, these are national, and periodic information about them is available. Likewise, corresponding adjustments must be made to the information presented to account for the type of costs incurred and the size of the plants.

Taking into account what was expressed in some oppositions, the estimation of the exploitation cost was revised using the procedure indicated above.

In this case, the Energy Services Directorate strictly applied what was approved by the ARESEP Board of Directors when approving the respective methodology.

3.1.9 Payment of dividend tax: It is the criterion of the regulatory entity that within the cost structure of public services, only those taxes inherent to the business productive activity corresponding to the executing economic entity 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 thereof. It is not up to the regulatory entity to decide on the destination of such returns.

3.1.10 Validity of resolution RJD-009-2010 (existing plants): The methodology that was approved to define the rates for existing plants (Resolution RJD-0009-2010) will be applied 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 proposed methodology to repeal the previous one.

3.1.11 Objectivity of the methodology: In some oppositions, it was expressed that the fact that ICE contributed to the design of the proposed methodology generates objectivity problems in its formulation. In this regard, it must be clarified that the methodology proposed by the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) is based on several sources of information, and was proposed, in its original version, by ARESEP officials. It has subsequently been enriched with contributions from different actors, including some of the operators; it is not an ICE proposal. Although the latter contributed valuable inputs, 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 they eventually considered that the proposal suffers from conceptual or methodological problems, or biases in favor of one of the parties.

3.1.12 Promotion of private investment in hydroelectric generation: The model proposed in this report is designed to stimulate private investment in hydroelectric generation, aimed at taking advantage of the opportunities opened by Chapter I of Ley Nº 7200. Two of the main elements of the model that would allow achieving that objective are the following: a) establishing a rate band scheme, through which a considerable margin is offered so that firms with costs different from the average have possibilities of selling energy to ICE; and b) opening the possibility of including an environmental component in the rate, the design of which will be submitted to a hearing in due course. Other improvements with respect to the formulation of the model sent to public hearing that allow for establishing more attractive rates for private generators are the following: a) recognizing, in the investment cost, the interest corresponding to two years of the grace period when applicable; and b) using for the application of the CAPM methodology the values obtained from an internationally recognized, verifiable, and periodically updatable source of information.

3.1.13 ARESEP's authority to set any rate modality: Regarding ARESEP's authority to establish any type of rate methodology, the Office of the Attorney General of the Republic (Procuraduría General de la República) has already pronounced itself 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 Law of the Regulatory Authority (Ley de la Autoridad Reguladora), the principle governing tariff setting is that of cost-of-service (servicio al costo). Said article states in its subsection b) regarding cost-of-service:

'... Principle that determines the way of setting rates and prices for 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 [...] 'This last article [refers to Article 31 of Ley Nº 7593] obligates ARESEP to take into account the model productive structures for each service according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the company. Likewise, it indicates as elements for setting the criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan (Plan Nacional de Desarrollo). At the same time, the Authority is obligated to ensure that its rates respect the financial equilibrium of the service-providing entities. [...]' In compliance with this principle [refers to the principle of cost-of-service], the Regulatory Entity (Entidad Reguladora) may establish various methodologies [the methodology - states the Office of the Attorney General of the Republic in its Opinion C-348-2001, of December 17, 2001- is the set of ordered operations directed at a specific result, in this case the setting of the rates corresponding to the public service in question], which will be valid as long as they are based on the necessary costs of the service provider. We point out, to that effect, that beyond respecting the principles governing tariff setting, the choice of the most adequate methodology constitutes a problem of a technical nature. A nature that also applies to the work aimed at determining whether the selected methodology respects the cited principle. (The original is not underlined).

'One could expand on the above to maintain that in the choice and application of any methodology, the Regulatory Entity must comply with the Law and with technical criteria, which in any case may be an element for determining the regularity of its actions, as derived from Article 16 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública)[']. (The original is not underlined).

From the foregoing, it can be concluded that ARESEP has broad authority 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 Nº 7593 is not undermined, and they are in conformity with the provisions of Article 16 of the cited General Law. These authorities include the setting of specific rates or rate bands. Keep in mind that a rate band is nothing other than a possible sequence of authorized rates. It must be borne in mind that the setting of rates via bands by public service regulatory entities worldwide is frequent.

Finally, it is worth citing the recent Resolution 000506-F-S1-2010 -issued by the First Chamber (Sala Primera) of our Supreme Court of Justice (Corte Suprema de Justicia), at 9:45 a.m. on April 30, 2010-, in what is pertinent:

[...]

CONSIDERING (CONSIDERANDO) [...]

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 Ley Nº 7593 of ARESEP, among its competencies is that of setting prices and rates for public services [...] Hence, for this Collegiate Body, the defendant, without exceeding its powers in resolution RRG-9233-2008, whose nullity 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, being able to take into account variables external to the providers [...] Thus, in this case, the defendant [refers to ARESEP] did not delegate its competence to RECOPE, but rather established the formula that it technically estimated to be more adequate and suitable for regulating the specific market [...] Consequently, the only thing the Refinery [refers to RECOPE S. A.] does is apply it [...], but it is ARESEP who continues determining the rate 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.

1.2. A summary is presented below of the main arguments of the oppositions and supporting briefs admitted at the time for the rate methodology on hydroelectric generation and that may have an impact on the definition of the rate level.

1.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436, folios 87-95 of ET-028-2011:

The proposed models effectively set a cap on hydroelectric and wind generation rates for new projects, but they are based on investment data and operating costs of reference rates effectively, the problem is that we are not certain that those plants ARESEP is using to define those caps were hydroelectric or wind projects that were developed efficiently. And the problem with this is that plants that were inefficient at the time of their execution are used as a reference.

There is agreement with what is expressed in the cited text, insofar as there is no certainty that the estimated average investment and exploitation values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report, of establishing a rate band around the investment average, allows for overcoming this uncertainty, within reasonable limits. In relation to this topic, see point 3.1.1 of this section.

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

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

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

The objection is with respect to the price-cap rate concept, since one is in a condition where a very detailed analysis is being conducted, very much at real cost, where it is not possible to reduce that price being used in the model and that using a price-cap rate concept disadvantages the investor in that concept.

There is agreement with what is expressed in the previous text. See in this regard what is expressed in point 3.1.1 of this section.

1.2.3. Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273, folios 97-102 of ET-028-2011:

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 that incentivization and no effort is seen to be proposed.

On this topic, see what is expressed in points 3.1.1, 3.1.5, and 3.1.12 of this section.

Because the model first proposes price-cap rates, that is, that is the maximum that will be set. Price-cap rates are proposed, with information that was hardly available, much information coming precisely from the single buyer which is ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end it is the only one that will buy and what the generators know is that this is the maximum they will aspire to.

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

Regarding what is stated in the transcribed text concerning the drawbacks of establishing a price-cap rate scheme based on average costs, see what is expressed in point 3.1.1. In relation to the need to include an environmental component in the rate, see point 3.1.5.

We must also legally distinguish the difference that exists between a public works concession (concesión de obra pública) and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is 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 electric generation plant and it is the property of X company, that is framed by the right of 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 gave the asset.

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

There is agreement with what is expressed in this position, in that the contractual conditions inherent to the sale of electricity to ICE under the framework of Ley Nº 7200 are different from those of public service concession contracts. The methodology includes the updating of all variables in each tariff setting, including the investment line item, which allows the project value to be updated in each tariff setting.

1.2.4. P.H. Don Pedro S. A. and P.H. Río Volcán S. A. Represented by José Antonio Benavídez Sancho, ID 1-0478-0037, folios 113-172 of ET-028-2011:

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

With the shift from the price-cap rate scheme based on average costs to a rate band scheme around these, and with the change in the values of several CAPM methodology parameters, the possibilities of incentivizing private investment aimed at selling energy to ICE under the framework of Ley Nº 7200 are broadened. See in this regard points 3.1.1, 3.1.2, and 3.1.5 of this section.

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

With the CAPM methodology, the main risk elements associated with the activity for which the rate is to be set are considered. In any case, the establishment of a tariff band (banda tarifaria) offers a margin to accommodate projects facing particular situations. See what is indicated in points 3.1.1, 3.1.2, and 3.1.5 of this section.

Regarding the drawbacks of establishing a single rate to set the price of energy to be purchased by ICE under Law No. 7200, see the last paragraph of point 3.1.1 of this section.

There does not appear to be evidence, within ARESEP's model, of the inclusion of a variable representing the criterion of environmental sustainability, indicated in Law No. 7593, although the context of the document on the model continuously discusses this topic. Regarding the advisability of including an environmental component in the rate, See point 3.1.5 of this section.

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

Point 3.1.12 of this section explains the main aspects of the tariff model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric power generation, within the framework of what Law No. 7200 establishes.

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

Regarding what was expressed in the text cited in the previous paragraph, see point 3.1.11 of this section.

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

In relation to the issue raised in the text of the previous paragraph, see point 3.1.10 of this section.

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

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

Since the rate is established in US dollars, it must be clarified that it must be convertible at the corresponding selling exchange rate.

This report establishes that the payment conditions will be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.

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

Regarding the updating of the variables that define the rate, see point 3.1.6 of this section.

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

Regarding what was expressed in the previous paragraph, see point 3.1.7 of this section.

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

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

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

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

Regarding the definition of the β parameter, there is agreement with the proposed source, or another similar one that is public and reliable. See point 3.1.2 of this report.

On the other issues, the Board of Directors (Junta Directiva) has already established the respective methodology and sources of information.

In relation to the recognition of the dividend tax, refer to point 3.1.9.

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

In relation to the long duration of the contracts and the costs involved in the construction period, it is considered advisable to incorporate the financial expenses incurred during the grace period as an integral part of the investment cost when applicable. Regarding the updating of the different costs, see what is expressed in point 3.1.6.

1.2.5. Oppositions presented by: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), represented by Mario Alvarado Mora, ID 4-129-640, folios 367-406 of ET-028-2011; Empresa Eléctrica Matamoros S. A., represented by Juan Carlos Madrigal Matamoros, ID 1-0771-0693, folios 251-283 of ET-028-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, represented by José Jonathan Zúñiga Prado, ID 1-890-593, folios 195-237 of ET-028-2011; and Inversiones La Manguera S. A., represented by Mauricio López Cedeño, ID 1-869-512, folios 330-365 of ET-028-2011.

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

It is a competition that also lacks a legal framework, as Law 7200 nor any other Law that we know of is designed for this purpose; it is precisely for this that the special electricity commission of the Legislative Assembly (Asamblea Legislativa) is discussing the General Electricity Law project that will establish that type of competition. But the current frameworks do not contain it, and furthermore, the price-cap concept contradicts some principles of Law No. 7593. It demands a lower profitability from the investor 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 Law No. 7593.

In this report, the price-cap scheme is replaced by a tariff band (banda tarifaria) scheme. See in this regard point 3.1.1 of this report. In relation to the application of the CAPM methodology, see point 3.1.2. Regarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases under Law No. 7200, based on a tariff band scheme defined by ARESEP, see point 3.1.13 of this report.

There is no evidence in the model of the environmental sustainability criterion established in Law No. 7593; there are important elements that should be considered to assess this criterion, opportunity cost and externalities 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 emissions, with the difference in foreign currency outflow, with the difference in a country's image problems.

Regarding the advisability of including an environmental component in the rate, see point 3.1.5 of this section.

ARESEP also cites the possibility that these rates decided through this process be applied to private generators that sell to other authorized agents, but we really do not know of any other authorized agents or under what legal regulations this could be done because the only possibility we know of is Law No. 7200 for private generators. If the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) could enlighten us on this topic, we could really assess this matter because the file does not contain evidence of what those other options are.

Regarding this point, the present tariff setting will be applicable only to those new hydroelectric plants that sell electric energy solely to ICE, since its scope of action was defined in the methodology approved by the Board of Directors (resolution RJD-0152-2011).

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

On the topic addressed in the previous paragraph, see what is set forth in point 3.1.11 of this section.

On May 7, 2010, according to resolution RJD-009-2010, published on June 7, 2010, it establishes a methodology to set rates for existing generators. The current tariff procedure contemplates the case of a rate for re-contracting and, furthermore, the procedure we are discussing now differentiates between hydroelectric and wind cases, which is an additional element compared to what was established in the previous resolution of the Board of Directors, and we consider it very prudent, to avoid confusion, contradictions, and 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 hydroelectric plants.

On this topic, see what is expressed in point 3.1.10 of this section.

The model does not include the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law in its Article 18, subsection a. Which is reflected using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on dividend distribution.

Regarding what was expressed in the previous paragraph, see point 3.1.9 of this section.

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

On the duration of the contracts, see what is expressed in point 3.1.4 of this section. And on the financing topic, see points 3.1.2 and 3.1.3.

For the investment cost for hydroelectric plants, ARESEP basically discards an important database and discards it because the updating of its data reaches a value of 4,500 dollars per installed kilowatt and considers it too high. ACOPE updated the database, but not the entire database, taking the projects that actually pertain to this tariff setting, which are run-of-river plants smaller than 20 Megawatts or with reservoirs for those sizes, with the weighted average using the Industrial Producer Index of the United States, which is what ARESEP recommends, and it results in a value of 3,396 dollars per installed kilowatt.

Regarding what was expressed in the previous paragraph concerning the estimation of investment costs, see point 3.1.7 of this section.

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

In the operating cost category, administrative, operation, and maintenance costs are included, which were taken from a representative sample of plants, updated to present value.

On this topic, see also what is expressed in point 3.1.8 of this section.

On the topic of profitability (CAPM), making an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by ACOPE associates but also by academics from the Tecnológico, we have an effect of adjusting this process to the Costa Rican case and the values it gives are explained in the document. First, they are within the range of 15 and 18 and 27 and 96, the value of the academics from the Tecnológico, and those we calculated for the specific cases in new contracts are 15.81 and 9.45 for the profitability of the investor's cost of capital.

In the proposal presented in this report, several of the parameters used to apply the CAPM methodology according to the methodology approved by the Board of Directors were modified. See in this regard point 3.1.2 of this report.

Regarding the rate adjustment, it was proposed that it be only on operating costs, this being inadequate due to the length of the proposed contract terms, which correspond to 14 and 20 years of operation to which the construction period must be added. Within these terms, the entire rate must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is advisable to use the US Producer Price Index parameter using the Bureau of Labor Statistics of the United States of America as a source; for the rest of the components, it is proposed to use national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))) In relation to the topic of the construction period, it is indicated that the proposal in this report includes, as part of the work's cost, the capitalization of two grace years when applicable. Regarding the updating of the different costs, see point 3.1.6 of this report.

1.2.6. Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994, 407-540 of ET-028-2011:

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

Point 3.1.12 of this section explains the main aspects of the tariff model proposed in this report that tend to stimulate private investment for hydroelectric power generation, within the framework of Law No. 7200.

Regarding 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. As it is observed that 66% of income is generated in 5 months of the year, while in the remaining 7 months only 34% comes in, which creates a significant imbalance to cover the current expenses of an indebted company.

The tariff structure is designed so that all the financial resources that the project requires are generated. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor.

Regarding the actual 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 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 seems positive, the value in the formula is in the lower index, which again reduces the rate.

The determination of the plant factor (Fp) is made from the average of the plant factor values over several years, corresponding to national private hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months). It is, therefore, an estimate based on a large amount of real data from plants similar to those that can sell energy to ICE under Chapter 1 of Law No. 7200.

It is not understandable how the profitability of an investment must decrease upon the expiration of the contract term, since what it incentivizes in a real investment environment is to sell those plants and seek new investments that generate more profitability. This differentiation violates the principles of equal treatment in an open market, and the only one who would benefit would be the intermediary (ICE), which would reduce its energy purchase costs and not necessarily pass it on to its consumers (at least to date it has not done so with the plants that renewed contracts under the terms of Law No. 7200).

In relation to the topic addressed in the previous paragraph, see point 3.1.4 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 or the way in which it should be applied. In the tax area, only the application of income taxes is foreseen, and taxes on dividends are not being considered. Existing legislation applies a 15% tax rate on the profits distributed among the company's partners.

In relation to the topic of recognizing the dividend tax, see point 3.1.9 of this section.

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

The interest rate was estimated with the rate periodically calculated by the Banco Central de Costa Rica for loans in dollars to the industrial sector. On this topic, see point 3.1.3.

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

This report accepts the recommendation expressed in several oppositions and approved in the methodology, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University. See in this regard point 3.1.2.

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

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

This report proposes a tariff band (banda tarifaria) scheme, not a price-cap. See point 3.1.1 of this section.

The value of the "beta" parameter of the CAPM model used in this report, says it is based on reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000, which are not easy to find, since they are from the year 2000, but after an almost library-like effort, finding them here at ARESEP, let's look at a couple of details and phrases from 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, the knowledge of Betas for capital returns has not been resolved with certainty. This raises significant doubts about whether those reasonable profits that these reports aim for can be achieved with information that has not been attempted to be updated, and let's see here, first of all, the sources, it says very clearly, and I will read it, "the limitations originate in the case of Betas, because when consulting the probable source of information on the Internet, it must be indicated that a credit card number must be entered to continue with the consultation." This means that the procedures for tariff elaboration are based on free Internet information and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are a little more serious or reliable.

In relation to 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 New York University. See in this regard point 3.1.2.

1.2.8. Tobías Cossen, ID 1267600140826:

What ARESEP does with that rate and with that model with a price-cap of 9.4 cents is to prevent private project investment. Because with that rate, no project can clearly be carried out.

The improvements introduced in the tariff model proposed in this report allow it to increase its capacity to stimulate private investment aimed at selling hydroelectric energy to ICE under Law No. 7200.

1.2.9. Compañía Eléctrica Doña Julia, represented by Ronald Álvarez Campos, ID 2-530-396, folios 284-329 of ET-028-2011:

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

See what is expressed regarding the periodicity of contracts in point 3.1.4.

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

In relation to the topic of the tariff methodology for existing plants, see point 3.1.10 of this section.

1.2.10. Federico Fernández Woodbridge, ID 1-844-157:

A fixed tariff, what ARESEP is proposing is to adjust the operating costs (costos de explotación), that is, possibly the employees can continue buying their basic food basket and I can buy spare parts and that kind of thing, but what happens with the dividends. In other words, the investor enters a project to earn money and that money must at least preserve its purchasing power and what is happening with the dollar today is very worrying.

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

The fair rate of return of 11.43% that ARESEP is proposing is very interesting because the region's development bank par excellence is the Central American Bank and the cut-off rate of the Central American Bank is 12%, that is, any project that any of the people here takes to the BCIE for financing, they will say, no, look, I cannot finance this project, because I have a 12% cut-off rate.

Based on the method of estimating the rate of return established in this report, it is projected that it will be greater than 12% and that therefore it facilitates that the projects will be bankable. See point 3.1.2 of this section.

1.2.11. Allan Broide Wohlstein, ID 1-1110-0069:

If a price-cap tariff (tarifa tope) is set, the concept of the incentive is lost, one falls into a problem called the "winners curse" or the winner's curse, which is a phenomenon that occurs in auctions or bidding processes and one example is the project that won in the last bidding process and also puts it in a situation of asymmetric negotiation 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 tariff (tarifa tope), they should not use the average price, but the price at the margin, right, 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, the best thing is to define it once and for all. If you set the price, we no longer have to enter into a year-and-a-half long process with ICE to determine what the new price will be.

The Board of Directors (Junta Directiva) of ARESEP coincides with what is expressed in the preceding text, in relation to the disadvantages associated with establishing a price-cap tariff (tarifa tope), and therefore decided to approve a methodology based on price bands. On the other hand, regarding the drawbacks of establishing a single tariff to set the sale price of energy to be purchased by ICE within the framework of Law No. 7200, see point 3.1.1 of this section.

1.2.12. Hidroeléctrica Caño Grande, represented by Alonso Núñez Quesada, ID 4-160-063, pages 251-283 of ET-028-2011:

This object or this philosophy existing in the mathematical model has serious friction with what is established in Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services. The tariff-setting power (potestad tarifaria), as is well indicated and has been indicated in various rulings by the Constitutional Chamber (Sala Constitucional) is a power-duty, but more than that it is an empire power (potestad de imperio) that the Law attributed to a decentralized entity so that these officials, as officials and adhering to the principle of legality, can then apply the existing legislation. The guidelines of that tariff-setting power (potestad tarifaria) are clearly established in articles 3, 5, 25 to 29, and 31 of Law No. 7593. And it turns out that being an empire power (potestad de imperio), because it effectively affects the legal sphere of individuals and that affecting the legal sphere of individuals has its vicissitudes because it means the empire power that the State has to come to restrict, to come to limit, or to come to eliminate the consolidated legal situations that exist in a contractual relationship.

That means that according to what is intended in the mathematical method and if one can observe, there is a lack of competence finally at the moment in which the respective price setting is made between the generator and the Costa Rican Electricity Institute (ICE), why? Because there is no rule that authorizes the Regulatory Authority of Public Services to establish a tariff that determines a reference ceiling and allows the generator and ICE to establish prices in the contractual relationship. That would imply a delegation of that tariff-setting power (potestad tarifaria) and there is no rule that establishes that power of delegation on behalf of the Law so that a private party can establish a price, which is public, and precisely therein lies a friction on the concept of the legal reservation (reserva de ley). And the reason why there must be a legal rule that establishes that possibility of delegating, of delegating that power. The model sends back to the price being determined between the generator and ICE, those who set the tariff are them and not ARESEP. They are going to define a tariff for the providers.

Where precisely the transversal axis that the Law of the Regulatory Authority of Public Services has is that as an entity, ARESEP comes to be the impartial entity that comes to determine that tariff, that power, that economic consideration that is the fair one that must be given to the provider of the public service, well, I have effectively included here that if a band system concept is given, because from the ceiling to zero there is a band. And then that would imply effectively ignoring the competencies that ARESEP has in its favor due to the lack of application, which is a vice, lack of competence is one of the most serious vices that administrative conduct has. And then, by this lack of application, articles 3, 5, 29, 30, and 31 of Law No. 7593 are violated.

The State recently in 2009, through legal opinion 0J-66-2009, has said that the establishment of a band system in a tariff is illegal and is an illegitimate conduct that the regulatory entity would carry out. I believe that although the legal opinion is not binding, it must indeed be kept in mind, that it is a source of administrative law as jurisprudence. And this effectively has a lingering feeling that must be valued at this procedural moment, that being in the preparatory stage, these matters pertaining to the powers, to that empire power, to the reservation of Law No. 7593 that the regulatory entity has, must be observed, wherein it is established that it cannot delegate that competence to private parties in the concession relationship.

Another effect that can be produced with a reference ceiling tariff is that a liberalization effect of the service can occur because effectively there can be a liberalization of the powers of tariff-setting when there is a liberalization of the public service, as is well established in article 50 of the General Telecommunications Law, where it is said that the tariffs for telecommunications services available to the public are only set by SUTEL initially, but as the market becomes more efficient and an effective competition can be guaranteed, the tariffs will be set by the providers.

It is clear that if there is no liberalization of the public generation service, there cannot be a transfer of the exercise of the empire power in tariff-setting to that generator and ICE. Because otherwise, we would then enter into a liberalization of the public service contained in article 5 of Law No. 7593.

Regarding the legal framework that allows ICE to establish contracts for electricity purchases within the framework of Law No. 7200, based on a tariff band scheme defined by ARESEP, see point 3.1.13 of this report.

1.2.13. Manrique Rojas Araya, ID 1-893-107:

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

To estimate investment costs, the best available information was used. In this regard, see point 3.1.7 of this section.

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

The investment cost values were not established with respect to a 10 MW model plant. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity below 20 MW. In this regard, see point 3.1.7 of this section and Annex 2 of this report. Regarding the calculation of the operating cost (costo de explotación), in effect a value was estimated corresponding to the average value of the installed capacity range permitted by Law No. 7200. Given that there are very few operating cost (costo de explotación) data points for that range, a conservative criterion was chosen when estimating that value.

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

The value of the "beta" parameter being used is the one that comes from Professor Damodaran's Internet site. See in this regard point 3.1.2 of this section.

The investment cost. Data of less than 20 Megas should be used, with already built plants, not paper ones. If we are going to use plants from elsewhere, it doesn't matter, but let's make the corresponding adjustments, there are plants that have very preferential tax treatment in other latitudes. Regarding the operating cost (costo de explotación), let's include all costs, let's include private plants, the information that was already given to you in 2008, for ICE plants let's include all costs, not just part and we indeed suggest that the reference value for the calculation is not 10 Megawatts, but rather the point where the curve begins to have an inflection.

The investment cost values were not established with respect to a 10 MW model plant. With the available information, average costs were estimated for the entire range of installed capacity below 20 MW. In this regard, see point 3.1.7 of this section.

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

In relation to the issue of financial conditions, see point 3.1.3 of this section. In relation to the issue of recognizing taxes, see point 3.1.9 of this section. And in relation to the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.

Regarding the price-cap tariff (tarifa tope), it must be a definitive tariff. And as for the adjustment formula, it must be complete, not partial, not only adjusting operation and maintenance, that does not allow the project to be bankable.

In relation to the tariff scheme to be used, see point 3.1.1 of this section. Regarding the issue of updating costs, see point 3.1.6.

1.2.14. Claudio Volio Pacheco, ID 1-302-793:

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

In relation to the issue of financing, see point 3.1.3 of this section.

1.2.15. Hidro Venecia S. A., represented by Rafael Rojas Rodríguez, pages 173-193 of ET-028-2011:

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

In relation to the use of the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.

The investment cost per installed KW, used in ARESEP's proposal is based on hydroelectric projects, many not built, mainly from Panama (10 of 15 projects), which is why there is not an outlook that faithfully reflects the investment cost for Costa Rican hydroelectric generation projects, since financial costs are lower, the dividend tax (15%) is not paid, in addition to only using three references of Costa Rican hydroelectric plants to support the cost of a generation model, and besides being adjusted by means of the US Bureau Composite Trend index, it does not reflect the increase in the cost of local labor.

Investment costs were estimated with the best information available at present. In this regard, see point 3.1.7 of this section. In relation to the recognition of the dividend tax, see point 3.1.9 of this section.

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

As indicated in point 3.1.3, the way of estimating the interest rate was varied with respect to what was proposed in the proposal submitted to the public hearing.

Indexation of the fixed capital installment, it is necessary to index semi-annually, the foregoing in order to maintain the purchasing power of the corresponding payments, under the following equations: Cen = Cen-1*(IPPIcrn/IPPIcrn-1) and Mn = Mn-1*(IPPIusan/IPPIusan-1) and it should also be applied in the construction period.

In relation to the way to index the tariff, see point 3.1.6 of this section.

Regarding the economic life of the project, to incentivize investment in hydroelectric projects, it is recommended that the contracting terms equal the economic life of the project.

In relation to the periodicity of contracts, see point 3.1.4 of this report.

The concept of price-cap tariff (tarifa tope), since it is not appropriate to establish a reference price-cap tariff (tarifa tope). Article 6, subsection d of Law No. 7593 of the Regulatory Authority of Public Services, establishes the power to set tariffs but article 31 states that settings that threaten the financial equilibrium of the public service providing entities will not be permitted. Therefore, ARESEP cannot delegate its function to other entities, which it would do if it established a price-cap tariff (tarifa tope).

A price-cap tariff scheme (tarifa tope) is not established, but rather a tariff band scheme. See in this regard point 3.1.1 of this section. Regarding the legitimacy of establishing a band and not a specific tariff, see point 3.1.13 of this section. (.)

III.-That in accordance with what is stated in the preceding recitals (resultandos) and whereas clauses (considerandos) and the merit of the case file, the appropriate course of action is to set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electric energy for sale to ICE under the protection of Chapter I of Law No. 7200 and its amendments, as is ordered. Therefore, Based on the powers conferred in Law No. 7593 and its amendments, in the General Law of Public Administration, in Executive Decree No. 29732-MP, Regulation to Law No. 7593, in the Internal Regulation of Organization and Functions and, in what is ordered by the Board of Directors of the Regulatory Authority through article 6 of agreement 05-075-2011 of the ordinary session 75-2011, held on December 14, 2011; THE REGULATION COMMITTEE, RESOLVES:

I.-To set the tariff band for all new private hydroelectric generators that use water as an input to generate electric energy for sale to the Costa Rican Electricity Institute under the protection of Chapter I of Law 7200 and its amendments, composed of a lower tariff (lower limit) of $0.0798, an average tariff of $0.1080, and an upper tariff (upper limit) of $0.1363 per kWh.

II.-To establish the structure for the resulting tariff ($/kWh) as follows:

III.-To establish that the conditions to apply to these private generators will be those indicated in Resolutions RJD-152-2011 and RJD-161-2011, as well as what is indicated in Whereas Clause I of this act.

IV.-To thank all the natural and legal persons who have presented their support or opposition, for their valuable participation.

V.-To request the natural and legal persons who presented oppositions or supports, to please take as a response what is indicated in Whereas Clause II of this act.

VI.-To indicate to all the private generation companies affected by this tariff setting, that to improve the methodology in the future, private hydroelectric generators will have the obligation to annually present audited financial information to the Regulatory Authority, otherwise they will become subject to the sanctions established in articles 24, 38, subsection g), and 41 of Law No. 7593 and its amendments.

In compliance with what is ordered by articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration, it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary one of review may be filed. The revocation remedy may be filed before the Regulation Committee, which is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

In accordance with article 346 of the General Law of Public Administration, the remedies of revocation and appeal must be filed within three business days counted from the business day following the notification, and the extraordinary review remedy, within the time limits indicated in article 354 of said law.

Notify and publish.

La Autoridad Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante, estará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes sectoriales correspondientes y a las políticas sectoriales que dicte el Poder Ejecutivo."

Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos: a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley. b) Servicio al costo: principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.."

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

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

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

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

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

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

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

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

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

No se aceptarán costos de las empresas reguladas:

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

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

La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes. (.)" . La Ley General de la Administración Pública establece: Artículo 16. 1. 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.

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

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 S. A.), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE)" (Así reformado por el artículo 2º de la Ley Nº 7508 del 9 de mayo de 1995).

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

. Ley Nº 8723, Ley Marco de Concesión para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica: Artículo 17.-"La regulación en cuanto al servicio público y las tarifas de venta de electricidad al ICE, que se aprueben para las empresas que tengan concesiones para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica al amparo de esta Ley, se establecerán de acuerdo con los principios, los criterios y las normas de la Ley Nº 7593, en particular los preceptos de servicio al costo y de fijación de precios y tarifas contenidos en los artículos 3º y 31, respectivamente. El criterio de costo evitado no podrá ser utilizado, bajo ninguna circunstancia, en la fijación de los precios y las tarifas para la venta de energía al ICE u otros distribuidores autorizados por ley".

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

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

En el documento Política y Metodologías Tarifarias del Sector Energía de la ARESEP se cita, sobre el principio de servicio al costo: ".el principio de "tarifas al costo", no específica que este costo debe ser de naturaleza financiero-contable o similar, e incluso en el artículo 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.

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

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

Este eje contempla diversas líneas de acción que buscan aumentar la capacidad de generación de energía limpia, entre ellas destacan la generación de energía (625 MW) por medio de proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos en todo el territorio nacional, los cuales entrarán en operación en los próximos cuatro años. Estos proyectos involucran tanto al Estado como la participación de generadores privados. Para completar iniciativas de generación energética, se promoverán acciones tendientes al uso racional de la misma, implementando el Programa de Eficiencia Energética Nacional, por parte de entidades del subsector energía y en beneficio de la población. (Objetivo estratégico 6.3.5 Energías Renovables).

Por otra parte, el objetivo estratégico "7.3.1 Aumentar la producción: inversiones en capital humano y físico y el incremento de la eficiencia", específicamente en cuanto a desarrollo de infraestructura, se indica que realizarán acciones tendientes a asegurar el suministro de energía eléctrica necesario para el desarrollo del país en las próximas décadas, a partir de fuentes de energía limpia y renovable, para lo cual impulsarán proyectos relacionados con la construcción de plantas hidroeléctricas y geotérmicas.

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

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

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

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

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

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

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

La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6º, inciso 2), subinciso c) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta Nº 69, del 8 de abril del 2009 y sus reformas. El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la Ley Nº 7593, que dispone:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Contexto del sector eléctrico nacional.

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

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

Actualmente se dispone de estudios técnicos que demuestran la existencia de suficiente potencial no utilizado de diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa, hidroeléctrico y geotermia). Para aprovechar oportunamente ese potencial, es preciso contar con políticas públicas adecuadas, y ello incluye las políticas de regulación que corresponde diseñar y ejecutar a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).

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

La Ley Nº 7200 del 13 de setiembre de 1990, brinda la oportunidad de promover el aporte de los inversionistas privados y aumentar la oferta de generación de electricidad basada en fuentes renovables de energía. Mediante esta Ley se autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela y se permite al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a las cooperativas de electrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales eléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20 000 KW) y que utilicen fuentes de energía renovables. En la misma Ley se establece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15% de la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el sistema eléctrico nacional.

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

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

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

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

La metodología mediante la cual se determina la banda de tarifas antes mencionada está basada en un procedimiento con el que se estiman los valores superior e inferior de esa banda, expresados en dólares por kWh. Esos límites están definidos a partir de la estimación del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión correspondientes a 23 plantas hidroeléctricas centroamericanas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, los cuales están en poder de la ARESEP. A esos datos se les pueden agregar otros que se obtengan en el futuro, para ampliar la muestra de referencia. El límite superior está dado por la tarifa correspondiente a un costo de inversión igual al promedio más una desviación estándar; y el límite inferior está dado por la tarifa calculada con un costo de inversión igual al promedio menos la desviación estándar.

Se espera que la presente aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" aprobada por la Junta Directiva según la resolución RJD-152-2011 de las catorce horas con quince minutos del diez de agosto de dos mil once y publicada en el Diario Oficial La Gaceta Nº 168 del 1º de setiembre del 2011, contribuya en beneficio de los compradores de energía (empresas y usuarios) y la economía nacional en su conjunto.

La tarifa resultante de este modelo sería la que se utilice para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo de la Ley Nº 7200 firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea hidráulica.

1. MARCO METODOLÓGICO VIGENTE En esta sección se incluye un resumen de la metodología aprobada por la Autoridad Reguladora por medio de la resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto del 2011 y publicada en el Diario Oficial La Gaceta Nº 168 del 1º de setiembre del 2011, en la cual constituye la metodología que se debe aplicar en éste caso, según lo dispuesto por la Junta Directiva.

1.1. Nivel Tarifario de Referencia para generadores privados hidráulicos nuevos El modelo fijará el nivel tarifario para los generadores privados nuevos según la Ley Nº 7200 y que permita incentivar nuevas inversiones en el sector eléctrico privado que utilicen como fuente primaria de energía el agua y cuya capacidad es menor o igual que 20 MW, de tal manera que complemente la generación de energía eléctrica actual, que sustituya la producción de energía térmica y sus elevados costos.

1.1.1. Generalidades El modelo que se presenta tiene como objetivo determinar las tarifas de referencia para plantas nuevas de generación privada hidroeléctricas para la venta al ICE.

1.1.2. Objetivo El objetivo último del modelo tarifario de referencia definido en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios, para que, en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley Nº 7200, para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuentes renovables. Las estimaciones del ICE indican que puede contratar en la actualidad, a generadores privados de electricidad que produzcan con fuentes renovables, hasta un máximo de 183 MW.

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

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

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

CE + CFC + fa = IR (Ecuación 1) En donde:

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

p= CE + CFC + fa E De lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa depende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de factor ambiental.

El costo ambiental estaría incorporado en el precio determinado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio final. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública). Actualmente, esta metodología y su valor no se han definido.

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

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

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

E = C x 8760 x fp (Ecuación 2) En donde:

E = Ventas anuales (cantidad de energía) C = Capacidad instalada de la planta en MWh 8760= Cantidad de horas de un año fp = Factor de planta aplicable según la fuente 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 instalada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:

E = 8 760 x fp (Ecuación3) El factor de planta (fp) de una central eléctrica se define como el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme los valores nominales de planta identificados para los diferentes equipos.

El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año. 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; luego 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.

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

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, gastos administrativos, etcétera). Es importante señalar que corresponden a gastos que impliquen erogaciones de efectivo y por tanto, no debe incluirse la depreciación.

El método de cálculo será el siguiente:

• a)Se toman los datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.
• b)Se hace un ejercicio de regresión exponencial para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.
• c)Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200.
• d)En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.

El cálculo del valor del costo de explotación se actualizará en cada fijación tarifaria.

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

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

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

CFC = RI + r (Ecuación 4) CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r).

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

RI + r = M x FC (Ecuación 5) En donde:

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

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

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

En donde:

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

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

Para realizar el cálculo se utilizará un promedio de la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

1.5.2. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes 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.

PR: Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado. La tasa libre de riesgo (Kl) es la que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista. La tasa de rendimiento de mercado es la que 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 requieren para aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad sobre los aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación entre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de ellos.

a. Prima por riesgo (PR): La prima por riesgo se obtendrá de 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. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

b. Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la dirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

c. Riesgo país: El riesgo país también se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

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

e. Vida económica del proyecto (v): Para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.

f. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato: El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía.

La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.

g. Tasa de impuesto sobre la renta (t): La tasa de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente.

h. Edad de la planta (e): Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

1.6. 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.

El cálculo de este valor se efectuará a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de tres fuentes de información:

a. Del documento titulado "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010", publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), la tabla "Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010".

b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley Nº 7200.

c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley Nº 7200.

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

a. Se conformarán cinco grupos de plantas, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW á 8 MW, el de 8,1 MW á 12 MW, el de 12,1 MW á 16 MW, y el de 16,1 MW á 20 MW.

b. Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos mencionados anteriormente.

c. Se obtiene el promedio de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas.

d. Al valor antes citado se agrega el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de gracia. Este se estima como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculado.

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

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

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

. El límite superior se establece como el costo de producción promedio más la desviación estándar. De esa forma se abre la opción de que entre los oferentes a escoger por el ICE se encuentren algunos con costos diferentes al promedio. Esta opción se justifica, considerando que el objetivo principal de esta metodología es estimular inversiones en generación privada hídrica con costos competitivos en relación con la generación térmica.

. Al determinarse una banda tarifaria, se reducen los riesgos de eventuales estrategias de colusión por parte de los oferentes, que pudieran ser contrarias al objetivo de contratar energía con precios que reflejen niveles razonables de eficiencia.

. Al fijarse un límite inferior, se acota el margen de acción del ICE para establecer el precio a contratar con los oferentes de energía hidroeléctrica. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. APLICACIÓN FINAL DEL MODELO A continuación se detalla la aplicación del "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" según la resolución RJD-152-2011 publicada en La Gaceta Nº 168 del 1º de setiembre del 2011.

Antes de analizar los detalles de esta fijación tarifaria y los cálculos respectivos, es necesario indicar que estos difieren de los calculados y la tarifa sometida originalmente a audiencia pública, debido precisamente a los cambios que aprobó la Junta Directiva en la metodología tarifaria.

La tarifa que se calculará tiene como norte, establecer una banda tarifaria que permita incentivar nuevas inversiones en la generación de energía eléctrica mediante el uso del agua como insumo productivo y sustituir la generación térmica por sus altos costos y niveles de contaminación y por otro lado, disminuir la posibilidad de colusión de los agentes económicos interesados, así como, proporcionar un marco de acción al ICE como comprador para asignar un precio por la energía, siguiendo los principios de eficiencia asignativa y productiva.

La tarifa propuesta (rango tarifario) depende de las recuperación del capital (depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental. De esta manera, el cálculo de las tarifas (límite superior e inferior) se obtienes de la siguiente manera:

Donde:

P = Tarifa de venta CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital, que es la inversión (M) multiplicado por el factor que las condiciones de financiamiento (FC).

Así, CFC = M * FC fa = Factor ambiental total o unitario E = Ventas anuales (cantidad de energía) 2.1. Expectativas de venta (E) Para estimar la cantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se considera la siguiente ecuación:

Donde:

E = Ventas anuales (cantidad de energía) 8760 = Horas en un año (24*365) Fp = factor de planta 2.2. Factor de planta El valor del factor de planta utilizado por este modelo se obtiene utilizando la información de las plantas hidroeléctricas bajo el marco legal de la Ley Nº 7200 que la Autoridad Reguladora posee, es decir, plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW. Se utilizó la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas del grupo que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año.

Para obtener el valor del factor de planta se calculó de la siguiente manera:

a. Para los últimos cinco años con información disponible, es decir, para el 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011, se estimó el promedio aritmético ponderado por capacidad instalada de los valores de cada planta individual que cuente con 10 o más meses de producción en cada uno de esos años.

b. Una vez que se obtiene el promedio ponderado por capacidad para cada planta particular se obtiene el promedio anual ponderado por la capacidad instalada de cada uno de los años mencionados anteriormente, obteniendo cinco datos, uno para cada año. En este caso, el factor de planta del 2007 es 0,60, el del 2008 es de 0,63, el del 2009 es de 0,60, el del 2010 es de 0,62 y para el 2011 es de 0,55.

c. El promedio ponderado por la capacidad anual de estos cinco valores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. Con los datos anteriores, el promedio es de 0,60.

El anexo Nº 1 del informe técnico de la DEN con oficio 237-DEN-2012, muestra la información requerida para obtener el factor de planta, es decir, la cantidad de energía producida por planta y la capacidad instalada, la ponderación y el resultado para cada una de las plantas hidroeléctricas de generación privada bajo el marco de la Ley Nº 7200. El cuadro siguiente muestra un resumen de los resultados.

2.3. Costos de explotación Como costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

El costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

a. La muestra utilizada para obtener los costos de explotación se deriva del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2010 final, específicamente los costos de operación y mantenimiento de las plantas hidroeléctricas del ICE y las fijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años con diferentes capacidades instaladas; como lo son la Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís (Et-161-2010, folios 620 y 627), El Ángel (ET-169-2010, folios 857-858 y hojas de trabajo) y Vara Blanca (ET-185-2010, folios 327 y 328).

Los costos de operación y mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Sigifredo Solís S. A.,se calculan con datos del expediente ET-161-2010 y el resultado es de $131,01 por kW. Este monto se obtiene de restarle a los costos y gastos (folio 620), los gastos por depreciación y gastos financieros (folio 627), el monto resultante se dolariza (con el tipo de cambio promedio del 2011) para que sea comparable a los demás datos de la muestra y se divide entre la capacidad de la planta que es de 26 MW (folio 625). Para el caso de la planta hidroeléctrica El Ángel S. A., según el $104,19 por kW, que es el resultado de restarle a los costos y gastos (folio 858) los gastos financieros, los de depreciación y los impuestos y esto dividirlo por la capacidad instalada de la planta que es de 3,85 MW (folio 880). El estudio tarifario de Central Hidroeléctrica Vara Blanca S. A.,el cual se tramitó en el expediente ET-185-2010, sus costos de explotación son de $111,76 por kW (los costos de operación se obtienen en los folios 327-328 y el de capacidad instalada del folio 3).

b. La muestra se actualizó con el Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI), ya que es el índice que mejor se adapta al tipo de costo que se está tratando. Como la muestra de costos de operación y mantenimiento del ICE es a diciembre del 2010, estos datos se actualizan con la variación entre el índice de enero 2012 y el de diciembre 2010, que da como resultado una variación de 7,86%. Los datos de las fijaciones hechas por ARESEP son datos del 2011, razón por la cual la variación es entre enero 2012 y el promedio anual del 2011, que da como resultado un variación de 2,22%.

c. Luego se generó una curva de dispersión con la información de capacidad de las plantas y de costo de explotación y se hace un ejercicio de regresión exponencial (como se indica en la RJD-152-2011) para estimar la función que mejor aproxima la función. En este caso, con la información disponible, la ecuación que se obtiene es:

donde "y" son los costos de explotación que dependen de "x" que es la capacidad instalada.

d. Para la función anterior se utilizó el valor de una planta de 10 MW de capacidad, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200. El monto por costo de explotación es de $216,08 por kW, que es el monto que se utilizó para obtener la tarifa.

El anexo 2 y 3 del informe técnico de la DEN con oficio 237-DEN-2012, contiene la muestra utilizada para generar la ecuación y el gráfico con la curva de tendencia.

Es importante señalar que la regresión que se debería de utilizar es la que mejor se ajuste a la curva según la información disponible, que en este caso es la potencial, la cual tiene un R2 de 72,56% contra un R2 de 59,32% de la regresión exponencial. Con la ecuación de la regresión potencial el costo de explotación sería de $174,85 en lugar de los $216,08 que da como resultado utilizar la regresión exponencial, en la banda tarifaria esto se refleja en una variación de entre un once y un seis por ciento más. A pesar de esto se utiliza la regresión exponencial pues así se indica en la resolución RJD-152-2011.

2.4. Costo fijo por capital (CFC) El costo fijo por capital (CFC) refleja el monto de inversión y las condiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, de las condiciones de financiamiento, de la edad de la planta y su vida útil, entre otros. Se determinó mediante la siguiente ecuación:

Donde:

CFC = Costo fijo por capital M = Monto total de la inversión unitaria FC = Factor que refleja las condiciones de la inversión El factor FC se calcula mediante la ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable. La ecuación es la siguiente:

En donde:

ψ = Apalancamiento (relación de deuda) (%) ρ = Rentabilidad sobre aportes de capital (%) t = Tasa de impuesto sobre la renta (%) i = Tasa de interés (%) e = Edad de la planta (años) d = Plazo de la deuda (años) v = Vida económica del proyecto (años) 2.5. Apalancamiento (ψ) El apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiada con deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calculó el promedio de financiamiento con deuda de los proyectos eléctricos para los que contenga información.

En este caso, la información disponible es la de los oferentes de la licitación pública Nº 2006LI-000043-PROV promovida por el ICE, los cuales son cinco: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás). Además, la información contenida en los estudios tarifarios sobre el apalancamiento, de las últimas fijaciones a generadores privados, específicamente para la P.H. El Ángel S. A.,con un apalancamiento del 65% según datos encontrados en el folio 855 del ET-169-2010 y para P.H. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010.

El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:

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

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. Es la que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista.

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

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

βa: Beta apalancada de la inversión. Es la 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 A continuación se define el valor y la fuente de donde se obtiene cada uno de los parámetros que se calculan para obtener el CAPM:

a. Tasa libre de riesgo. Se obtiene como el promedio aritmético de los últimos 60 meses de la tasa de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a 20 años, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la siguiente dirección: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. Se calcula de esta manera debido a que en la RJD-152-2011 no se define la forma de hacerlo y así es como se utiliza actualmente en todas las metodologías aplicadas por la Dirección de Servicios de Energía que utilizan el modelo de CAPM. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

La tasa libre de riesgo de los últimos 60 meses, es la de febrero 2007 a enero 2012, el promedio de estos valores es de 4,17. En el anexo Nº 4 del informe técnico de la DEN, oficio 237-DEN-2012, se detalla cada uno de los valores mensuales.

b. Beta desapalancada. Se utilizó el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la dirección http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html (diferente a la dirección señalada en la RJD-152-2011 debido a que no tiene la información que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

No es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales ya que sólo calcula un beta anual. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el promedio aritmético de los betas desapalancados del servicio de electricidad en los Estados Unidos de América del sector, central, este y oeste para enero del 2012. El valor obtenido es de 0,48. Ver anexo Nº 5 en el informe técnico con oficio 237-DEN-2012.

c. Prima por riesgo (PR). Se utilizó el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. La prima por riesgo se obtendrá de 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. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

Los últimos doce meses disponibles a la fecha de la fijación son de febrero del 2011 a enero del 2012, con los cuales el promedio aritmético es de 5,87. Ver anexo Nº 6 del oficio 237-DEN-2012, informe técnico DEN.

El periodo a tomar en cuenta según la metodología es de doce meses, lo cual es un periodo muy corto para calcular la prima por riesgo. En varios documentos se señala la importancia de considerar un horizonte de tiempo amplio de prima por riesgo para no utilizar tasas que contengan sesgos, esto se menciona en los oficios 499-DEN-2000, 837-DEN-2000 y lo indica la fuente primaria de la información de prima por riesgo, es decir, Aswath Damodaran. A pesar de esto se utilizó el periodo de referencia señalado (12 meses) pues así lo indica la resolución RJD-152-2011.

d. Riesgo país. Se utilizó el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, al momento del cálculo de la fijación tarifaria. El riesgo país se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html (diferente a la dirección señalada en la RJD-152-2011 debido a que no tiene la información que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

Al igual que con el beta apalancado, no es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales ya que sólo se calcula el riesgo país para periodos anuales.

El valor del riesgo país utilizado es de 3%, el cual es específicamente para Costa Rica. Ver anexo Nº 7 del informe técnico con oficio número 237-DEN-2012.

e. Tasa de impuesto sobre la renta (t). La tasa de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente.

La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley Nº 7092.

Con esta información el costo de capital resulta ser de 15,42%, según el siguiente detalle:

2.7. Tasa de interés (i).

Se utiliza 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. Se obtiene de la dirección: http://www.bccr.fi.cr/flat/bccr_flat.htm.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir de febrero del 2007 a enero del 2012 de la tasa de interés mencionada anteriormente es de 9,40%. Ver anexo Nº 8 en el oficio 237-DEN-2012.

2.8. Vida económica del proyecto (v).

Según lo establecido en la RJD-152-2011, para los efectos del modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa.

2.9. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato.

Según lo establece la resolución RJD-152-2011, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la Ley Nº 7200.

2.10. Edad de la planta (e).

Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

2.11. 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.

El cálculo de este valor se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de tres fuentes de información:

a. Del documento titulado "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010", publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), la tabla "Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010", página 39. De esta fuente se obtienen 21 proyectos de capacidad igual o menor a 20 MW y con información de costos de inversión disponible. Estos son proyectos que incluyen la capitalización durante el periodo de construcción.

b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley Nº 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que sirven para ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2011). Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.

Para El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715 según consta en el folio 882 del ET-169-2010, con una capacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por la ARESEP a Vara Blanca fue de $ 7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculado (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular 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).

c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley Nº 7200. Esta información actualmente no se tiene disponible.

De la muestra obtenida con la información disponible de las fuentes anteriores, se realizó lo siguiente:

a. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW á 8 MW, el de 8,1 MW á 12 MW, el de 12,1 MW á 16 MW, y el de 16,1 MW á 20 MW.

b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualiza con el Índice de Precios al Productor Industrial para Generación de Energía Eléctrica (PCU221110221110)(*), se utiliza este índice para ser consistentes con la metodología aprobada mediante la resolución RJD-163-2011, debido a que la metodología para plantas hidroeléctricas (RJD-152-2011) no especifica el índice a utilizar en la actualización. Los datos de la GTPIR son de enero del 2010, por esta razón, se calcula la variación del índice de enero del 2010 a enero del 2012 y el resultado es de menos 11,35%, mientras que los proyectos de las fijaciones realizadas por la Autoridad Reguladora son datos del 2011, razón por la cual se actualizan con la variación entre el índice de enero del 2012 y el promedio anual del 2011, que da como resultado una variación de menos 11,03%.

(*) (Nota de Sinalevi: Mediante el por tanto 3° de la resolución RJD 002-2013 del 18 de febrero del 2013, se revoca parcialmente la presente norma únicamente en cuanto a la utilización del índice PCU221110221110, para la actualización del costo de inversión y en cuanto a los datos utilizados para calcular la desviación estándar con el fin de establecer la banda tarifaria) Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos. El primer grupo tiene tres proyectos que en promedio tienen un costo de inversión de $2 361 por kW, el segundo grupo también contiene tres proyectos y el promedio de estos proyectos es de $1 979 por kW, el tercer grupo tiene nueve proyectos y el promedio $2 495 por kW, el cuarto grupo contiene tres proyectos y el promedio es de $2 269 kW y el quinto grupo tiene cinco proyectos con un promedio de $3 239 por kW.

c. Posteriormente, se obtiene el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es $2 469 por kW.

d. Por las características de la muestra, los intereses durante el periodo de gracia se incluyen previamente a los proyectos que no los incluían.

En el anexo Nº 9 del informe técnico con número de oficio 237-DEN-2012 se observa la muestra y los valores de inversión utilizados.

2.12. Factor ambiental Actualmente es factor ambiental es igual a cero. Según la resolución RJD-152-2011, este factor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la metodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto. La aprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública).

2.13. Definición de la banda Para establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:

a. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado $1 041.

b. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $2 469 + $1 041 = $3 510 por kW.

c. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en otras palabras, $2 469 - $1 041 = $1 427 por kW Según la RJD-152-2011, 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.

2.14. Cálculo de la tarifa El cálculo de la tarifa se obtiene de la siguiente manera:

Donde:

p = Tarifa de venta CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital, que es la inversión (M) multiplicado por el factor que las condiciones de financiamiento (FC).

Así, CFC = M * FC fa = Factor ambiental total o unitario E = Ventas anuales (cantidad de energía) Una vez que todas las variables de la fórmula para obtener la tarifa han sido calculadas, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa y el resultado es el siguiente:

2.15. Estructura horario-estacional La estructura tarifaria horaria estacional que se utilizó es la aprobada en la RJD-152-2011 que indica lo siguiente:

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

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

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

Según los parámetros adimensionales anteriores y las bandas tarifarias calculadas, la estructura tarifaria a aprobar para el promedio y la banda ($/kWh) es de:

2.16. Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

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

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

2.18. Obligación de presentar información Los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta fijación 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. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.

2.19. Aplicación de metodología La metodología aprobada mediante la resolución RJD-152-2011 establece que la aplicación es para plantas nuevas de generación privada para la venta al ICE que operen bajo el marco del capítulo primero de la Ley Nº 7200 que generen electricidad con fuentes hidroeléctricas, una vez que sea publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

II.-Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en el Resultando VI de esta resolución y de conformidad con lo analizado por la Dirección de Servicios de Energía, se indica lo siguiente:

Se resumen algunos de los argumentos más recurrentes y que eventualmente podrían afectar más significativamente la tarifa. Sobre cada uno de ellos se ARESEP.

Esta sección se basa en el análisis que se efectuó cuando fue sometida a audiencia pública la respectiva metodología (OT-029-2011). En nuestro caso, no es posible diferenciar cuando los argumentos embargo, se debe de tomar en cuenta que una vez definida la metodología por parte de la Junta Directiva, los argumentos expuestos pierden vigencia.

"(.)

1.1. Principales argumentos expuestos.

Las oposiciones versan sobre una considerable cantidad de temas específicos.

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

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

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

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

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

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

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

En el caso concreto del valor del parámetro beta que forma parte del método CAPM, se acoge la recomendación 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.

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

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

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

3.1.5 El factor ambiental: La ARESEP está de acuerdo con establecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos. La legislación lo permite y es recomendable desde el punto de vista técnico. Sin embargo, para este reconocimiento es necesario formular una metodología concreta, bien fundamentada, que deberá someterse al trámite previsto en la legislación (audiencia pública).

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

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

Se optó por seleccionar una muestra de datos de costos de inversión de plantas centroamericanas, provenientes de un estudio elaborado por un organismo regional: el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR). El informe del que provienen los datos de inversión tiene el siguiente título: "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025", y está fechado en diciembre del 2010. A los datos de esa fuente se agregaron los datos de costos de inversión de plantas costarricenses provenientes de estudios tarifarios de la ARESEP. Se considera que estas fuentes de información son más adecuadas que la que contiene los datos de inversión en EUA, porque se trata de proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas de la región centroamericana.

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

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

Tomando en cuenta lo expresado en algunas oposiciones, se revisó la estimación del costo de explotación utilizando el procedimiento antes indicado.

En este caso la Dirección de servicios de Energía aplicó estrictamente lo aprobado por la Junta Directiva de la ARESEP al aprobar la respectiva metodología.

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

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

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

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

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

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

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

'... Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31'.

Y agrega que [...] 'Este último artículo [se refiere al artículo 31 de la Ley Nº 7593] obliga a la ARESEP a tomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de la empresa. Asimismo, señala como elemento para la fijación los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo. Al mismo tiempo, se obliga a la Autoridad a que sus tarifas respeten el equilibrio financiero de las entidades prestatarias. [...]' En el cumplimiento de este principio [se refiere al principio de servicio al costo], la Entidad Reguladora puede establecer diversas metodologías [la metodología -dice la Procuraduría General de la República en su Dictamen C-348-2001, del 17 de diciembre del 2001- es el conjunto de operaciones ordenadas, dirigidas a un resultado determinado, en este caso la fijación de las tarifas correspondientes al servicio público de que se trate], que serán válidas en tanto se funden en los costos necesarios del prestatario del servicio. Señalamos, al efecto, que más allá del respeto de los principios que rigen la fijación tarifaria, la escogencia de la metodología más adecuada constituye un problema de carácter técnico. Carácter que también tiene la labor tendiente a determinar si la metodología seleccionada respeta el citado principio. (El original no está subrayado).

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

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

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

[...]

[...]

III. [...] Luego, pese a alegar infringidos los principios de legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y seguridad jurídica, no indica cómo se produce, sino que se limita a señalar que el sistema de bandas configura una delegación de potestades. Para esta Sala, es claro, según el precepto 5 de la Ley Nº 7593 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 especie la demandada [se refiere a la ARESEP] no delegó su competencia a RECOPE, sino que estableció la fórmula que técnicamente estimó resulta más adecuada e idónea para regular el mercado específico [...] Consecuentemente, lo único que hace la Refinadora [se refiere a RECOPE S. A.] es aplicarla [...], pero es la ARESEP quien continúa determinando la tarifa para ese mercado, mediante la metodología dispuesta. [...] V. De acuerdo con lo cual, deberá rechazarse el recurso.

1.2. A continuación se presenta un resumen de los principales argumentos de las oposiciones y coadyuvancias admitidos en su momento para la metodología tarifaria sobre generación hidroeléctrica y que pueden tener incidencia en la definición del nivel tarifario.

1.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, representada por Carlos Roldán Villalobos, cédula 4-138-436, folios 87-95 del ET-028-2011:

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 3.1.1 de esta sección.

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 Nº 7200, como insumo para la fijación adecuada de tarifas. En la actualidad, se cuenta con poca información de ese tipo. En este informe se propone que los operadores se seleccionen para venderle energía al ICE, deban presentar a la ARESEP informes financieros periódicos sobre sus operaciones.

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

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

Se está de acuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto lo expresado en el punto 3.1.1 de esta sección.

1.2.3. Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273, folios 97-102 del ET-028-2011:

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 3.1.1, 3.1.5 y 3.1.12 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 3.1.1. En relación con la necesidad de incluir un componente ambiental en la tarifa, véase el punto 3.1.5.

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

1.2.4. P.H. Don Pedro S. A. y P.H. Río Volcán S. A. Representada por José Antonio Benavídez Sancho, cédula 1-0478-0037, folios 113-172 del ET -028-2011:

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

Con el paso del esquema de tarifa tope basada en costos promedio a uno de banda tarifaria alrededor de estos, y con el cambio en los valores de varios parámetros de la metodología CAPM, se amplían las posibilidades de incentivar la inversión privada orientada a vender energía al ICE en el marco de la Ley Nº 7200. Véase al respecto los puntos 3.1.1, 3.1.2 y 3.1.5 de esta sección.

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

Con la metodología de CAPM se consideran los principales elementos de riesgo asociados a la actividad para la que se requiere fijar tarifa. De todas maneras, con el establecimiento de una banda tarifaria se ofrece un margen para dar cabida a proyectos que enfrenten situaciones particulares. Véase lo indicado en los puntos 3.1.1, 3.1.2 y 3.1.5 de esta sección.

En cuanto a los inconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley Nº 7200, véase el último párrafo del punto 3.1.1 de esta sección.

No parece haber evidencia, dentro del modelo de la ARESEP, sobre la inclusión de una variable que represente el criterio de sostenibilidad ambiental, indicado en la Ley Nº 7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente de este tema. En cuanto a la conveniencia de incluir en la tarifa un componente ambiental, Véase el punto 3.1.5 de esta sección.

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

En el punto 3.1.12 de esta sección se explica sobre los principales aspectos del modelo tarifario propuesto en este informe que tienden a estimular la inversión privada para la generación de energía hidroeléctrica, en el marco de lo que establece la Ley Nº 7200.

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

Sobre lo expresado en el texto citado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.11 de esta sección.

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

En relación con el tema planteado en el texto del párrafo anterior, véase el punto 3.1.10 de esta sección.

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

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

Como la tarifa se establece en dólares estadounidenses, se debe aclarar que debe ser convertible al tipo de cambio de venta correspondiente.

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

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

En lo que respecta a la actualización de las variables que definen la tarifa, véase el punto 3.1.6 de esta sección.

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

Sobre lo expresado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.7 de esta sección.

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

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

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

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

En cuanto a la definición del parámetro β, se está de acuerdo con la fuente que se propone, u otra similar que sea pública y confiable. Véase el punto 3.1.2 de este informe.

Sobre los otros temas, ya la Junta Directiva estableció la metodología y fuentes de información respectivas.

En relación con el reconocimiento del impuesto a los dividendos, refiérase el punto 3.1.9.

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

En relación con lo prolongado de los contratos y los costos que conlleva el periodo constructivo, se considera conveniente incorporar los gastos financieros incurridos durante el período de gracia, como parte integral del costo de la inversión cuando corresponda. Respecto a la actualización de los diferentes costos, véase lo expresado en el punto 3.1.6.

1.2.5. Oposiciones presentadas por: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), representada por Mario Alvarado Mora, cédula 4-129-640, folios 367-406 del ET-028-2011; Empresa Eléctrica Matamoros S. A., representada por Juan Carlos Madrigal Matamoros, cédula 1-0771-0693, folios 251-283 del ET-028-2011; Hidroeléctrica Aguas Zarcas, representada por José Jonathan Zúñiga Prado, cédula 1-890-593, folios 195-237 del ET-028-2011; e Inversiones La Manguera S. A., representada por Mauricio López Cedeño, cédula 1-869-512, folios 330-365 del ET-028-2011.

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

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

En este informe se sustituye el esquema de tarifa tope por uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 3.1.1 de este informe. En relación con la aplicación de la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2. En cuanto al marco legal que permite al ICE establecer contratos para compras de electricidad en el marco de la Ley Nº 7200, con base en un esquema de banda tarifaria definido por la ARESEP, véase el punto 3.1.13 de este informe.

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

En cuanto a la conveniencia de incluir en la tarifa un componente ambiental, véase el punto 3.1.5 de esta sección.

La ARESEP también cita la posibilidad de que estas tarifas que se decidan a través de este proceso se apliquen a generadores privados que venden a otros agentes autorizados, pero realmente no conocemos que hayan otros agentes autorizados o bajo qué normativa jurídica podría hacerse eso porque la única posibilidad que conocemos es la Ley Nº 7200 para los generadores privados. Si pudiera ilustrarnos la Autoridad Reguladora en este tema realmente podríamos valorar ese asunto porque no consta en el Respecto a este punto, al presente fijación tarifaria será aplicable solo a aquellas plantas hidroeléctrica nuevas que vendan energía eléctrica sólo al ICE, ya que su marco de acción quedó definido en la metodología aprobada por la Junta Directiva (resolución RJD-0152-2011).

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 3.1.11 de esta sección.

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

Los modelos tarifarios que se discutieron en la audiencia pública del 6 de abril del 2011 solamente son aplicables a plantas hidroeléctricas nuevas.

Sobre este tema, véase lo expresado en el punto 3.1.10 de esta sección.

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

Sobre lo expresado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.9 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 3.1.4 de esta sección. Y sobre el tema del financiamiento, véanse los puntos 3.1.2 y 3.1.3.

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

Sobre lo expresado en el párrafo anterior a propósito de la estimación de los costos de inversión, véase el punto 3.1.7 de esta sección.

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

En el rubro de costos de explotación, están incluidos los costos administrativos, de operación y mantenimiento, los cuales fueron tomados de una muestra representativa de plantas, actualizada a valor presente.

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

En la propuesta que se presenta en este informe se modificaron varios de los parámetros utilizados para aplicar la metodología de CAPM según la metodología aprobada por la Junta Directiva. Véase al respecto el punto 3.1.2 de este informe.

Respecto al ajuste de la tarifa, se propuso que sea sólo sobre los costos de explotación, siendo esto inadecuado debido a lo prolongado de los plazos propuestos para los contratos, que corresponden a 14 y 20 años de operación a las cuales hay que sumarles el periodo constructivo. En estos plazos debe de ajustarse la totalidad de la tarifa, ya que los flujos futuros se ven afectados por la inflación y la devaluación. En cuanto a la inflación, es conveniente utilizar el parámetro del Índice de Precios al Productor de los EEUU usando como fuente el Bureau of labor Statistics de los Estados Unidos de América, para el resto de los componentes, se plantea utilizar la inflación nacional y el tipo de cambio del colón costarricense frente al dólar, tal y como se muestra: P1 = Pi-1*((0,6*(IPPi/IPPi-1)+0,4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))) En relación con el tema del período constructivo, se indica que en la propuesta de este informe se está incluyendo, como parte del costo de la obra, la capitalización de dos años de gracia cuando corresponda. Respecto a la actualización de los diferentes costos, véase el punto 3.1.6 de este informe.

1.2.6. Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994, 407-540 de ET-028-2011:

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 3.1.12 de esta sección se informe que tienden a estimular la inversión privada para la generación de energía hidroeléctrica, en el marco de la Ley Nº 7200.

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

La estructura tarifaria está diseñada para que se generen todos los recursos financieros que el proyecto requiere. La gestión de los fondos a lo largo del año se encuentra en el ámbito de la gestión administrativa por parte del inversionista.

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

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

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

En relación con el tema tratado en el párrafo anterior, véase el punto 3.1.4 de esta sección.

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

En relación con el tema del reconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto 3.1.9 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 3.1.3.

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 y aprobado en la metodología, 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 3.1.2.

1.2.7. 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 3.1.1 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 3.1.2.

1.2.8. Tobías Cossen, cédula 1267600140826:

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

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

1.2.9. Compañía Eléctrica Doña Julia, representada por Ronald Álvarez Campos, cédula 2-530-396, folios 284-329 del Et-028-2011:

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

Véase lo que se expresa a propósito de la periodicidad de los contratos en el punto 3.1.4.

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

En relación con el tema de la metodología tarifaria para plantas existentes, véase el punto 3.1.10 de esta sección.

1.2.10. Federico Fernández Woodbridge, cédula 1-844-157:

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

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

La tasa de rentabilidad justa del 11,43% que la ARESEP está planteando es muy interesante porque el banco financista de la región por excelencia es el Banco Centroamericano y la tasa de corte del Banco Centroamericano es un 12, o sea, cualquier proyecto que cualquiera de las personas que esté aquí lo lleve al BCIE a financiar le van a decir, no, mire yo no le puedo financiar este proyecto, porque yo tengo una tasa de corte del 12%.

Con base en el método de estimación de la rentabilidad establecido en este informe, se proyecta que será superior al 12% y que por lo tanto facilita que los proyectos serán bancables. Véase el punto 3.1.2 de esta sección.

1.2.11. 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.

La Junta Directiva de la ARESEP coincide con lo expresado en el texto anterior, en relación con las desventajas asociadas a establecer una tarifa tope por lo que decidió aprobar una metodología basada en bandas de precios. Por otra parte, en cuanto a los inconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley Nº 7200, véase el punto 3.1.1 de esta sección.

1.2.12. Hidroeléctrica Caño Grande, representada por Alonso Núñez Quesada, cédula 4-160-063, folios 251-283 del ET-028-2011:

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

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

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

El Estado recientemente en el año 2009 por opinión jurídica 0J-66-2009 ha dicho que el establecimiento de un sistema de bandas en una tarifa es ilegal y es una conducta ilegítima que desplegaría el ente regulador. Creo que aunque la opinión jurídica no es vinculante, sí se debe de tener en mente, que es una fuente de derecho administrativo como jurisprudencia. Y esto efectivamente tiene un resabio de que se de valorar en este instante procesal, de que por estar en la etapa preparatoria deben de observarse estos temas atinentes con las facultades, con esa facultad de imperio, con la reserva de Ley Nº 7593 que tiene el ente regulador, en donde se establece que no puede delegar esa competencia a los particulares en la relación de la concesión.

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

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

En cuanto al marco legal que permite al ICE establecer contratos para compras de electricidad en el marco de la Ley Nº 7200, con base en un esquema de banda tarifaria definido por la ARESEP, véase el punto 3.1.13 de este informe.

1.2.13. Manrique Rojas Araya, cédula 1-893-107:

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

Para estimar los costos de inversión se utilizó la mejor información disponible. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta sección.

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

No se establecieron los valores de los costos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la información disponible, se estimaron los costos promedio para todo el rango de capacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta sección y el anexo 2 de este informe. En cuanto al cálculo del costo de de capacidad instalada que permite la Ley Nº 7200. Dado que se cuenta con muy pocos datos de costo de explotación para ese rango, se optó por usar un criterio conservador al estimar ese valor.

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

El valor del parámetro "beta" que se está utilizando es el que proviene del sitio de Internet del profesor Damodaran. Véase al respecto el punto 3.1.2 de esta sección.

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

No se establecieron los valores de los costos de inversión con respecto a una planta modelo de 10 MW. Con la información disponible, se estimaron costos promedio para todo el rango de capacidad instalada inferior a 20 MW. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta sección.

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

En relación con el tema de las condiciones financieras, véase el punto 3.1.3 de esta sección. En relación con el tema del reconocimiento de impuestos, véase el punto 3.1.9 de esta sección. Y en relación con la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2 se esta sección.

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

En relación con el esquema tarifario a emplear, véase el punto 3.1.1 de esta sección. En cuanto al tema de la actualización de los costos, véase el punto 3.1.6.

1.2.14. 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 3.1.3 de esta sección.

1.2.15. Hidro Venecia S. A., representada por Rafael Rojas Rodríguez, folios 173-193 del ET-028-2011:

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

En relación con el uso de la metodología CAPM, véase el punto 3.1.2 de esta sección.

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

Se estimaron los costos de inversión con la mejor información disponible en la actualidad. Al respecto, véase el punto 3.1.7 de esta sección. En relación con el reconocimiento del impuesto a los dividendos, véase el punto 3.1.9 de esta sección.

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

Como se indicó en el punto 3.1.3, la forma de estimar la tasa de interés fue variada con respecto a la que se planteó en la propuesta sometida a audiencia pública.

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

En relación con la forma de indexar la tarifa, véase el punto 3.1.6 de esta sección.

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

En relación con la periodicidad de los contratos, véase el punto 3.1.4 de este informe.

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

No se establece un esquema de tarifa tope, sino uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 3.1.1 de esta sección. En cuanto a la legitimidad de establecer una banda y no una tarifa puntual, véase el punto 3.1.13 de esta sección. (.)

III.-Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que utilicen el agua como insumo para generar energía eléctrica para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley Nº 7200 y sus reformas, tal y como se dispone. Por tanto, Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley Nº 7593 y sus reformas, en la Ley General de la Administración Pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley Nº 7593, en el Reglamento Interno de Organización y Funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora mediante artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión ordinaria 75-2011, celebrada el 14 de diciembre de 2011; EL COMITÉ DE REGULACIÓN, RESUELVE:

I.-Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que utilicen el agua como insumo para generar energía eléctrica para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas, compuesta por una tarifa inferior (límite inferior) de $0,0798, una tarifa promedio de $0,1080 y una tarifa superior (límite superior) de $0,1363 por kWh.

II.-Establecer la estructura para la tarifa resultante ($/kWh) así:

III.-Establecer que las condiciones a aplicar para esos generadores privados serán las señaladas en las Resoluciones RJD-152-2011 y RJD-161-2011, así como lo indicando en el Considerando I de este acto.

IV.-Agradecer a todas las personas físicas y jurídicas que han presentado su coadyuvancia u oposición, por su valiosa participación.

V.-Solicitar a las personas físicas y jurídicas que presentaron oposiciones o coadyuvancias, que se sirvan tener como respuesta lo indicado en el Considerando II de este acto.

VI.-Indicar a todas las empresas de generación privada afectadas por esta fijación tarifaria, que para mejorar la metodología en el futuro, los generadores privados hidroeléctricos tendrán la obligación de presentar anualmente a la Autoridad Reguladora la información financiera auditada, de lo contrario se harán acreedores de las sanciones establecidas en los artículos 24, 38, inciso g) y 41 de la Ley Nº 7593 y sus reformas.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley general de la administración pública, se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.

De conformidad con el artículo 346 de la Ley general de la administración pública, los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.

Notifíquese y publíquese.-