Tariff band for new private wind generatorsBanda tarifaria para generadores eólicos privados nuevos

in the entirety of the text - Full Text of Norm 855 Sets the tariff band for new private wind generators and establishes their tariff structure Full Text of Record: E5778 REGULATORY AUTHORITY FOR PUBLIC SERVICES RESOLUTION 855-RCR-2012 San José, at 11:45 a.m. on May 11, two thousand twelve THE TARIFF-SETTING REGULATION COMMITTEE TAKES COGNIZANCE EX OFFICIO IN APPLICATION OF THE MODEL FOR THE DETERMINATION OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND GENERATION PLANTS, APPROVED BY THE BOARD OF DIRECTORS THROUGH RJD-163-2011 OF NOVEMBER 30, 2011, PUBLISHED IN LA GACETA 245 OF DECEMBER 21, 2011 FILE ET-029-2011

I- That the Energy Services Directorate, through Official Communication 098-DEN-2011 of February 11, 2011, proposed, among other things, a proposal for "Models for the determination of reference tariffs for private electric generation for new hydroelectric and wind plants" (Folios 70 and 71). This official communication included both the respective tariff models and the proposal for their first application.

II- That the General Directorate Center for Regulation Development (CDR), in accordance with Official Communication 015-CDR-2011 of February 11, 2011, forwarded to the General Regulator the proposed methodologies indicated in the preceding clause, which, in turn, were forwarded -by the latter- to the Board of Directors through Official Communication 063-RG-2011 of February 11, 2011 (Folios 68).

III- That the Board of Directors, through Agreement 004-012-2011, of Ordinary Session 012-2011 held on February 16, 2011, ordered that the "Models for the determination of reference price-cap tariffs for new private wind and hydroelectric generation plants," as well as the tariff-setting proposals, be submitted to a public hearing and that the respective administrative files be compiled. Therefore, file OT-028-2011 was prepared for the methodology for wind plants and file ET-029-2011 for the tariff setting (folio 1-66).

IV- That the call for the public hearing was published in the newspapers La República and La Prensa Libre on March 9, 2011; and in La Gaceta 51 on March 14, 2011 (folios 73 to 76).

V- That the public hearing was held on April 6, 2011, as recorded in the minutes drawn up for that purpose.

VI- That in accordance with what was indicated by the General Directorate of User Participation in the Instructional Report, visible from folio 99 to 100 of the file, and the report of oppositions and coadjuvancies, the following positions were presented (folio 329 to 334):

• a)Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía b) Lic. Rubén Zamora Castro, c) Mr. Stephen Yurica, d) Mr. Jorge Arturo Alfaro Fallas, e) Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), f) Mr. Esteban Lara Erramouspe, g) Mr. José Daniel Lara Aguilar, h) Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada, i) Mr. Federico Fernández Woodridge, j) Mr. Allan Broide Wohlstein, k) Aeroenergía, S. A., l) Hidroeléctrica Platanares S. A. and Hidroeléctrica del General S.R.L., m) Hidroeléctrica Caño Grande S. A., n) El Embalse S. A., o) Mr. Claudio Volio Pacheco p) Hidrovenecia, S. A.

VII- That the General Directorate Center for Regulation Development issued a report on the proposed "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants," which was made known to this Board of Directors in Session 68-2011 of November 9, 2011.

VIII- That in Ordinary Session of the Board of Directors 071-2011, of November 23, 2011, the CDR's proposal (official communication 185-CDR-2011) regarding the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" was again made known.

IX- That the methodology was approved through Resolution RJD-163-2011, of November 30, and was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.

X- That the Board of Directors of the Regulatory Authority, by Article 3 of Session 021-2011, held on March 30, 2011, extended the term of the Regulation Committee and partially added to its functions. Among those assigned to it is that of "Ordering the opening of tariff files, setting public service tariffs, and resolving appeals for revocation (recursos de revocatoria) filed against its actions." XI- That through Official Communication 846-RG-2011 of December 1, 2011, the General Regulator, responding to Vote 16591-2011, ordered the resumption of the Regulation Committee's functions regarding setting tariffs and resolving appeals for revocation, and changed its members as follows: Principal Members: Carlos Solano Carranza, Luis Fernando Chavarría Alfaro, and Luis Alberto Cubillo Herrera. Alternate: Álvaro Barrantes Chaves.

XII- That the Board of Directors, by Article 6 of Agreement 05-075-2011 of Ordinary Session 75-2011, held on December 14, 2011, ordered the extension of the Regulation Committee's term from January 1 to June 30, 2012.

XIII- That through official communication 433-DEN-2012/92329, the Energy Services Directorate of the Regulatory Authority analyzes the respective tariff proposal.

XIV- That the Regulation Committee, in its Session Number 193 at 10:00 a.m. on May 10, 2012, unanimously agreed, with the nature of firm, to issue this resolution.

XV- That the prescribed deadlines and legal requirements have been observed in the proceedings.

I.That from Official Communication 433-DEN-2012 / 92329 of May 11, 2012, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

".

2. CURRENT METHODOLOGICAL FRAMEWORK This section includes a summary of the methodology approved by the Regulatory Authority through Resolution RJD-163-2011 of November 30, 2011, and published in the Official Gazette La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, which constitutes the methodology that must be applied in this case, as ordered by the Board of Directors.

2.1 Reference Tariff Level for new private wind generators The model will set the tariff level for new private generators according to Ley 7200 and for those purchases and sales of electric energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which allows incentivizing new investments in the private electric sector that use wind as the 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 and substitute thermal energy production and its high costs.

2.1.1 General Aspects The model presented aims to determine the reference tariffs for new private wind generation plants for sale to ICE or other agents authorized by law.

2.1.2 Objective The ultimate objective of the reference tariff defined in this report is to provide the necessary tariff incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in Chapter One of Ley 7200 to substitute the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from wind sources. In this regard, it is borne in mind that, according to recent estimates by ICE, this public company can currently contract up to a maximum of 204 MW from private electricity generators producing with non-conventional sources, within the framework of Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

To achieve the mentioned objective, a tariff model has been defined that stimulates private investment associated with wind generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within an acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a tariff band (banda tarifaria) is offered that allows the buyer to offer electricity purchase prices with which the bidder can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable profitability for the level of risk associated with the electricity generation activity.

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

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

2.2 General formulation of the model In general, the economic equation for the supply of electric energy from the perspective of the private generator can be expressed as follows:

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

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

fa = Total environmental factor (Factor ambiental total) IR = Required income (Ingresos requeridos) p = Sale tariff E = Sales expectations (quantity of energy) It can be observed that in Equation 1, costs equal income.

Solving for p:

It follows from the above that, for the purposes of this model, the tariff depends on both the electricity sales expectations and the operating costs, the cost of capital, and the environmental factor. Consequently, the model for determining the sale tariff for electric energy from new private generators requires the definition of sales expectations, required income, and the cost of capital.

The future approval of the methodology to determine the environmental component must be processed according to the procedures established in the current legal framework, which include holding a public hearing. In the meantime, this value is zero.

2.3 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 resource, the technology used, the age of the installations, and the company's maintenance practices. Furthermore, the distance between the plant and the delivery point is important due to the losses associated with transmission.

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

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

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

E = Annual sales (quantity of energy) C = Installed capacity of the plant 8,760 = Number of hours in a year fp = Applicable plant factor (Factor de Planta) according to the source Although there is an economy of scale effect in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs, it is possible to simplify the model and conduct the analysis for a unit-sized plant (unitary installed capacity), thereby reducing the above formula to:

E = 8,760 x fp (Equation 3) For the determination of the plant factor (fp), load factor or plant factor values will be considered exclusively from national plants, considering information from the last five available years, according to the Regulatory Authority's database. For these purposes, a weighted average of the load factors of private generators that have been generating for a substantial portion of the respective year (10 or more months) will be considered.

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

2.4 Required income (IR) The payment that the plant owner will receive as consideration for the supply of electric energy must be sufficient to cover its operating costs and obtain a reasonable return on the invested capital.

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

IR = CE + CFC + fa (Equation 4) Where:

IR = Required income (Ingresos requeridos) CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital) fa = Environmental factor (Factor ambiental) 2.5 Operating costs (CE) Among the Operating costs (Costos de Explotación), both variable operating costs (those expenses incurred exclusively during the productive process such as: taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the productive process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as: insurance policies, permits, permanent staff, technical consultancies, administrative expenses, etc.) are considered. It is important to note that these correspond to effective expenses, and therefore, depreciation, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings must not be included.

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

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

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

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

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

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

The annual unit operating cost is determined by the chosen sample, which may include both national and international existing and operating plants. This is obtained from the product of the relative weight and the operating cost per kWh of the plants in the sample. If it is not possible to obtain specific data from individual plants that allows for the calculation of this parameter, supplementary bibliography may be used in a reasoned manner, provided it is from reliable, impartial, and public sources.

The updating of operating costs will be done by recalculating their value from the continuous incorporation of new values into the sample, based on the criteria defined in previous paragraphs of this section.

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

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

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

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

CFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital) RI = Recovery of the investment (depreciation) (Recuperación de la inversión) r = Return on the investment (Rentabilidad sobre la inversión) M = Total amount of the unit investment (Monto total de la inversión unitaria) FC = Factor reflecting the investment conditions In this methodology, the particular formulation of Equation 5 used in estimating the tariff is CFC = M x FC.

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

Where:

ψ = Financial leverage (apalancamiento) (debt ratio) (%) ρ = Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes de capital) (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Debt term (years) v = Economic life of the project (years) It is important to note that the factor resulting from this formula reflects an average value applicable throughout the entire economic life. Within this context, during the initial years, the net profit received by the investor is low (and lower than the loss in the plant's value), since a portion of the corresponding profit is being allocated to "purchasing" the financial entities' share in the plant's ownership. In this way, once the debt is amortized, the investor becomes the sole owner.

Regarding the calculation of the return on contributions "ρ," it will be performed in accordance with the Capital Assets Pricing Model, or CAPM, methodology established by ARESEP, and the sources and database established by the Regulatory Entity will be used.

The components of the FC factor formula are defined below.

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

To perform the calculation, an average of the financing information for electric projects available at the Regulatory Authority will be used.

This value will be updated at each tariff setting.

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

The CAPM method is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it and can be separated into two 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 average cost of equity for each industry, according to the following formula:

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

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

KL = Risk-free rate (Tasa libre de riesgo), which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.

PR = Risk premium (Prima por riesgo). It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return, which corresponds to the respective sector of activity.

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 (Beta apalancada de la inversión). It is the covariance of the return of a specific asset and the market return. It is called "leveraged" when part of the investment is financed with debt.

The leveraged beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Leveraged beta (Beta apalancada) βd = Unleveraged beta (Beta desapalancada) D/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).

t = Income tax rate The parameters required to estimate the return on capital contributions are as follows: risk-free rate, risk premium, country risk, unleveraged beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each of these is defined below.

1. Risk-free rate (KL), Risk premium (PR), Country risk (RP), and Unleveraged beta (βd): the values of these parameters will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.

2. 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, will be used. If this source becomes unavailable, another public and reliable one will be used.

3. Debt-to-equity ratio (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp = ψ/(1-ψ), where ψ is the financial leverage (apalancamiento financiero).

4. Income tax rate: it is defined based on current legislation. Note that this variable is also used in the estimation formula for the factor reflecting the investment conditions (FC).

2.6.3 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, will be used.

2.6.4 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 equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.

2.6.5 Debt term (d) and contract term The debt term is 20 years. This duration has been assigned 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 calculating the tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by Ley 7200. However, the contract term will be defined between the parties.

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

2.7 Unit investment amount (M) The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country. In this case, it involves information that adjusts, as much as possible, to the reality of the plants intended to be tariffed.

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

a. A sample of average unit investment cost data from at least 20 wind plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from reliable sources, will be compiled. As a priority, projects from Latin American and Caribbean countries will be included in the sample.

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

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

d. When any datum in the investment cost sample is from a year different from the base year used, indexation may be carried out using the United States Producer Price Index (IPP - EEUU) or the Costa Rican Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as appropriate; other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment required.

e. The average of the unit investment cost values corresponding to the sample described above will be estimated. To the value obtained from the calculations explained in the preceding points, the amount corresponding to the payment of interest during the construction period of the wind project, estimated at one year, will be added. The resulting value is the average unit investment cost to be considered in estimating the energy sale price to ICE and, eventually, the price of other electricity transactions to which this methodology must be applied.

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

g. The upper limit of the band consists of the sum of the average unit investment cost and the value of the standard deviation. The lower limit of the band consists of the value of the average unit investment cost minus the value of the standard deviation.

h. The updating of the investment cost through this calculation alternative will be done by incorporating new values into the sample, as a result of the continuous updating process of said sample.

The second option applies if there is insufficient data to compile the unit investment cost data sample described above. The procedure for applying this second option is described below:

a. The data on the investment cost structure of a typical plant and on the variation ranges of the investment cost structure of a typical plant found in Krohn, Soren; Poul-Erik Morthorst; and Shimon Awerbuch. "The Economics of Wind Energy." European Wind Energy Association (EWEA), 2009, are used. The data on the investment cost structure of a typical plant are found in table 1.1 on page 30 of said document, and the data on variation ranges of the investment cost structure are presented in table 1.2 on page 31.

b. The cost values presented in table 1.1 are converted into United States dollars and expressed in present value using the "Producer Price Index Industry" of the United States of America (electric generation segment).

c. For each component of the total investment cost, the typical cost of that component included in table 1.1 is multiplied by the ratio between the percentage of the distribution corresponding to the lower limit and the percentage of that component within the typical distribution (both included in table 1.2). Thus, the investment cost value for each component, at the lower limit, is obtained. These values are then summed, and the total investment cost value at the lower limit is obtained.

d. A calculation similar to that explained in b) and c) is performed to obtain the value of the investment cost at the upper limit.

e. The average unit investment cost values for each limit are multiplied by a turbine size correction factor. The data to calculate this factor are obtained from the U.S. Department of Energy. "2010 Wind Technologies Market Report". Government of the United States of America, 2011. Specifically, data from chart 29 on page 48 of that publication are used. The correction factor is calculated as the quotient between the average investment cost data for projects with turbines whose sizes range between 1.75 MW and 2.5 MW, and the average investment cost data for projects with turbines smaller than 1 MW.

f. The two limit values of the average unit investment cost resulting from the application of the turbine size correction factor constitute the investment cost band to be used for estimating the tariff band.

The calculation of the investment cost band using this method is performed as follows:

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

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

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

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

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

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

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

Each of the extreme values of the tariff band is calculated as the tariff corresponding to the respective extreme value of the average unit investment cost. Thus, the lower limit of the band consists of the tariff estimated with the lower limit value of the average unit investment cost. Similarly, the upper limit of the band consists of the tariff estimated with the upper limit value of the average unit investment cost.

2.9 Hourly-seasonal structure In general, the tariff structure is the relative valuation of the energy price in the different hourly ranges and seasonal periods. It is expressed as a set of coefficients for each combination of hourly ranges and seasonal periods. These coefficients are multiplied by the current average energy price to obtain the tariff corresponding to each of those combinations.

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

For the reasons stated, the tariff structure for wind generation is only seasonal. The seasonal structure applied to the prices of energy generated by wind seeks to represent the cyclical changes in the value of energy in the electrical system, due to the influence of the wind behavior pattern over the period of one year.

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

The dimensionless parameters are as follows:

a. For high season: 1.326.

b. For low season: 0.531.

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

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

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

2.10 Currency in which the tariff will be expressed The tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed 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.

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

At no time may the prices paid for the purchase of electricity be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band.

2.12 Other considerations To improve this methodology in the future, it is established that new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually present to ARESEP audited financial information (including operating and maintenance, administrative, and individual investment expenses), along with their 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.

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

4. FINAL APPLICATION OF THE MODEL The application of the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" according to resolution RJD-163-2011 published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and the criteria explained in each case, are detailed below.

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 for public hearing, precisely due to the changes approved by the Board of Directors in the tariff methodology.

The tariff to be calculated aims to establish a tariff band that incentivizes new investments in electricity generation using wind as a productive input and substitutes thermal generation due to its high costs and pollution levels, and on the other hand, decreases the possibility of collusion among interested economic agents, as well as providing a framework for action for ICE and other agents authorized by law as buyers to assign a price for energy, following the principles of allocative and productive efficiency.

The proposed tariff (tariff range) depends on the 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 limit, average, and lower limit) is obtained as follows:

Where:

p = Sale tariff CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital), defined as the sum of the Investment Recovery (RI) and the Return on Investment (r).

fa = Total environmental factor E = Sales expectations (amount of energy) 4.1 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 expectation (amount of energy) 8760 = Number of hours in a year (24*365) Fp = Applicable plant factor per source 4.2 Plant factor The value of the plant factor used in this model is obtained using information from national plants that generate with wind sources for which the Regulatory Authority has data available, with installed capacities less than 20 MW. Information from the last five years available is used, and data from plants that generated energy for 10 or more months of the respective year; for these plants, the weighted average by installed capacity for each year is considered.

To obtain the plant factor to be used in the application, the following steps are followed:

1. For the last five years with available information, that is, for 2007, 2008, 2009, 2010, and 2011, the average of the values for each individual plant that has 10 or more months of production in each of those years is estimated.

2. The available information refers to the generation of the following plants: Molinos de Viento S.A., Plantas Eólicas S.A., Aeroenergía S.A., Tejona, and Planta Eólica Guanacaste S.A.

3. Once the average for each particular plant is obtained, the annual average weighted by installed capacity is calculated for the years mentioned above, that is, after this, there are five data points, one for each year. In this case, the plant factor for 2007 is 0.41, for 2008 it is 0.34, for 2009 it is 0.47, for 2010 it is 0.35, and for 2011 it is 0.40.

The average weighted by the total installed capacity of these five values is the plant factor to be used to obtain the tariff. With the above data and weighting, the average is 0.39.

Annex 1 of technical report 433-DEN-2012 shows the information required to obtain the plant factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, as well as the result for each of the wind plants used. The following table shows a summary of the results.

Table No. 1 Average plant factor per year.

Period 2007-2011

Source: DEN's own elaboration 4.3 Operating costs (Costos de explotación) The operating costs (costos de explotación) considered include the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings.

The methodology approved in RJD-163-2011 indicates that the calculation will be obtained by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of plants similar to those intended to be tariffed, and that if it is not possible to obtain specific data from individual plants, supplementary bibliography may be used, provided it is from reliable, impartial, and public sources.

For the present application, despite the search for relevant information on the operating costs (costos de explotación) of wind plants, information on the operating costs of individual plants is not available, which is why bibliography is used to obtain the operating costs. This is found in the methodology approved in OT-028-2011 as a second option.

To determine the operating cost (costo de explotación) of a 20 MW wind plant, bibliography from reliable sources in Latin America, Europe, and the United States of America was analyzed (for example, the U.S. Department of Energy (DOE), the American Wind Energy Association (AWEA), the European Wind Energy Association (EWEA), the Latin America Wind Energy Association (LAWEA), among others).

The operating cost (costo de explotación) was calculated as follows: 1.

According to the bibliography consulted1, the operating costs (costos de explotación) are between 1 and 1.5 € cent/kWh during the useful life of the turbines, in 2008 euros. For the study, the average amount of 1.25 € cent/kWh is used.

1 Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Department of Economics, University of Alcalá, Spain. 2009. Elsevier Journal.

2. Since the data is required in dollars, the equivalent in 2008 dollars of 1.25 € cent/kWh is calculated, using the dollar to euro exchange rate for the year 2008, which according to information from the Federal Reserve was 1.47 dollars per euro. This results in $1.84 per kWh.

3. The operating cost (costo de explotación) per KW in the year 2008 is $63 per KW. This value is updated to March 2012 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics 2.

2 The information is available at: http://www.bls.gov/ The recommendation for operating costs (costos de explotación) for a wind plant is an operating cost (costo de explotación) of US$ 70.00 per kW.

4. 4 Fixed capital cost (CFC) The fixed capital cost (CFC) depends on the investment amount and the investment conditions, including the debt-to-equity ratio, financing conditions, the age of the plant and its useful life, among others. It is determined using the following equation:

Where:

CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital) M = Total unit investment amount FC = Factor reflecting the investment conditions The FC factor is calculated using the equation that determines the amount of the uniform payment, 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 = Debt term (years) v = Economic life of the plant (years) 4.4.1 Leverage (ψ) Leverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this data, the Regulatory Authority calculates the average debt financing of the electrical projects for which it has information.

In this case, the available information is that of the bidders of public tender Nº 2006LI-000043-PROV promoted by ICE, of which there are five: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negros II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás). Also, from the latest rate settings for private generators, the information contained in studies on leverage, specifically for P.H. El Ángel it is 65% according to data found in ET-169-2010 on folio 855, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010. The financial conditions presented for the wind BOT are also included, which are: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S.A. (P.E. Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A. (P.E. Los Ángeles), and Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).

The average value of the projects for which financial leverage information is available is 72%.

The following table shows the specific values for each project:

Table No. 2 Leverage percentage per project

Source: DEN's own elaboration 4.4.2 Return on equity contributions (ρ) The calculation of the return on equity contributions was determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ = Return on equity capital contributions.

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

PR = Risk premium. 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 solely to specific and common factors of a certain country.

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

The leveraged beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

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

t = Income tax rate Table No. 3 Leveraged beta calculation

Source: DEN's own elaboration Next, the value and the source from which each of the parameters calculated to obtain the CAPM is defined:

a. Risk-free rate (KL). Obtained as the arithmetic average of the last 12 months of the 20-year U.S. Treasury Bond rate, which is available on the U.S. Federal Reserve website, at the following address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 (different from the address indicated in RJD-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). It is calculated in the manner defined in RJD-163-2011; however, the variable used, as well as the source, are those currently used in the methodologies applied by the Dirección de Servicios de Energía that incorporate the CAPM model, because the wind plant methodology does not define which variable to use for the risk-free rate and because the source it refers to does not contain information on this parameter. If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.

The risk-free rate for the last 12 months is that from April 2011 to March 2012; the average of these values is 3.24%. Annex 2 of technical report 433-DEN-2012 details each of the monthly values.

The period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a short period for calculating the risk-free rate. In several previously approved methodologies (old plants and sugarcane bagasse), a 60-month period is used so that the calculation does not contain biases. Despite this, the indicated reference period (12 months) is used because resolution RJD-163-2011 so indicates.

b. Unleveraged 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, is used. The value of the unleveraged beta (βd) is obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the address: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html (different from the address indicated in RJD-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). If this source were to become unavailable, another public and reliable one 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 unleveraged beta is obtained as the arithmetic average of the unleveraged betas of the electricity utility sector in the United States of America for the sector, central, east, and west for January 2012. The value obtained is 0.48. See annex 3 of report 433-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, is used. The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, a professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.

The last twelve months available at the date of the setting are from April 2011 to March 2012, for which the arithmetic average is 5.98%. See annex 4 of report 433-DEN-2012.

It is important to note that the period to be taken into account according to the methodology is twelve months, which is a very short period for calculating the risk premium. Various documents note the importance of considering a broad time horizon for the risk premium to avoid using biased rates; this is mentioned in official communications 499-DEN-2000, 837-DEN-2000, and indicated by the primary source of the risk premium information, i.e., Aswath Damodaran. Despite this, the indicated reference period (12 months) is used because resolution RJD-163-2011 so indicates.

d. Country risk (RP). 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, will be 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-163-2011 because it does not contain the information corresponding to this parameter). If this source were to become unavailable, another public and reliable one will be used.

As with the leveraged beta, 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 the annual country risk.

The country risk value used is 3.00%, which is specifically for Costa Rica. See annex 5 of report 433-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 the result of the unleveraged beta and the other variables required to calculate the return, a return of 14.27% is obtained according to the CAPM model, as shown in the following table:

Table No. 4 Calculation of return with the CAPM model

Source: DEN's own elaboration 4.4.3 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 April 2007 to March 2012, of the aforementioned interest rate is 9.37%. See annex 6 of report 433-DEN-2012.

4.4.4 Economic life of the project (v).

According to the provisions of RJD-163-2011, 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. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.

4.4.5 Debt term (d) and contract term.

According to resolution RJD-163-2011, 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 law.

4.4.6 Age of the plant (e).

Since these are new plants, this variable is assigned a value of zero.

4.5 Unit investment amount (M).

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

In this application of the methodology, the first option included in RJD-163-2011 is used, which requires the creation of a sample of at least 20 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, coming from reliable sources. Additionally, data from projects with capacities greater than 20 MW can be incorporated if there are technical justifications for doing so and when there is insufficient project data in the required capacity range.

The investment amount is calculated as follows:

• a)From the information available at the Regulatory Authority on wind plants, investment costs are obtained; this is the case for the plants Montes de Oro Wind (CE-003-2012), Mogote (CE-007-2011), Guayabo (CE-006-2011), and Tilawind (ET-253-2008), all the previous plants having a capacity equal to 20 MW. Next, the investment cost of Los Santos3, a plant of less than 20 MW, is obtained. From the Servicio de Evaluación Ambiental of Chile4, investment costs are obtained for 9 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, and from the Inter-American Investment Corporation5, the investment cost of a wind project in Argentina of less than 20 MW is obtained. That is, with the above information, a sample of 15 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW is available.

3 The information is available at: http://www.coopesantos.com. 4 The information is available at: http://www.sea.gob.cl/ 5 The information is available at: http://www.iic.org/es/projects b) Given that the sample is insufficient, information from the last two public wind BOT tenders promoted by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) is incorporated, thereby obtaining the investment cost for Guanacaste, La Esperanza, Orosi Dos, Los Ángeles, and Chiripa, which are plants with capacities close to or equal to 50 MW. However, if the investment costs of these plants are compared with those with capacities equal to or less than 20 MW, no correlation is found between plant size and investment cost, probably because the cost depends more on the turbine size used than on the project size. For this reason, it seems reasonable to include these projects in the sample. In this way, a sample of 20 wind projects is constructed.

• c)For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is available, which is why each of the values is indexed to March 2012 using the United States Producer Price Index for Industrial Electric Power Generation (PCU221110221110)⁶.

⁶ This information is obtained from the Bureau of Labor Statistics at: http://www.bls.gov/ d) Subsequently, for the investment cost data as of March 2012, the capacity-weighted average is calculated to obtain the average investment cost value of the sample. Which is $1,837 per kW with the obtained sample. To this value is added the amount corresponding to interest payments during the wind project construction period, estimated at one year, which in this case is $124 per kW⁷, meaning the average investment cost amount is $1,962 per kW.

⁷ It is calculated as one year of interest, using the interest rate indicated in point 4.4.3 above, on the amount of the investment that is financed, i.e., the leverage (apalancamiento), which was obtained in 4.4.1. In summary, the amount for interest payments will be equal to multiplying the investment by the leverage percentage by the interest rate.

• e)Finally, the standard deviation (desviación estándar) of the investment costs in the sample is calculated, obtaining a value of $421 per kW. With the above information, the upper limit of the band is calculated by adding the standard deviation to the average investment cost, i.e., $1,962 + $421 = $2,382 per kW. And the lower limit of the band is the average investment cost minus one standard deviation, which results in $1,541 per kW.

4.6 Environmental factor (Factor ambiental) Currently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-163-2011, 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 (among others, the convening and holding of a public hearing).

4.7 Definition of the band To establish the tariff band, the following steps are carried out:

a. The standard deviation corresponding to all data used to estimate the average investment cost was calculated, which resulted in $421.

b. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, i.e., $1,962 + $421 = $2,382 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, $1,962 - $421 = $1,541 per kW.

4.8 Calculation of the tariff The tariff calculation is obtained as follows:

Where:

p = Sales tariff CE = Exploitation costs (Costos de explotación) CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital), which is the investment (M) multiplied by the factor for financing conditions (FC).

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

Table No. 5 Calculation of tariff bands

Source: Prepared by DEN 4.9 Seasonal structure The seasonal tariff structure used is the one approved in RJD-163-2011, which is as follows:

"The calculation procedure consisted of finding the structure parameters for high season (temporada alta) and low season (temporada baja), which, when applied to the sample of plants, would produce the same cumulative revenue that the sample would have if a single price equal to the desired price level were applied. The high season covers the five months from January through May, and the rest of the year corresponds to the low season.

The dimensionless parameters (parámetros adimensionales) are as follows:

a. For high season: 1.326.

b. For low season: 0.531.

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

Furthermore, it must be considered that to define the tariff structure applicable to transactions regulated by this methodology, monomic prices (precios monómicos) will be used. That is, payment will only be made for energy and there will be no capacity charges." 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 as follows:

Table No. 6 Tariff structure according to dimensionless parameters for the tariff bands ($/kWh)

Source: Prepared by DEN 4.10 Currency in which the tariff will be expressed As established by resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in United States of America dollars (US$ or $).

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

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

The RJD-163-2011 establishes that at no time may 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.

4.12 Obligation to submit information As established through RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obliged to annually submit to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its due justification. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.

4.13 Application of methodology The methodology approved through resolution RJD-163-2011 establishes that it is applicable to the tariff fixations for energy sales to the ICE by private generators producing with new wind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Law 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

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

The tariff band will be the one applicable to new projects once it is published in the Official Gazette La Gaceta.

II.That in relation to the statements of the opponents indicated in Resultando VI of this resolution and in accordance with what was analyzed by the Dirección de Servicios de Energía, some of the most recurrent arguments, which could eventually affect the tariff more significantly, are summarized below. For each of them, the position of ARESEP is presented, as set forth in resolution RJD-163-2011 and other additional considerations, as indicated in official note 433-DEN-2012.

This section is based on the analysis carried out when the respective methodology was submitted to a public hearing (OT-028-2011). In this case, it is not possible to differentiate when the arguments presented by the opponents are against the methodology or its respective application. However, it must be considered that once the methodology is defined by the Board of Directors, many of the arguments presented lose validity.

3.1. Main arguments presented.

The oppositions filed deal with a considerable number of specific topics. Some of the most recurrent arguments among the participants in the hearing process, which could eventually affect the tariff and the proposed model more significantly, are summarized below; for each of them, the position of ARESEP is set forth⁸.

⁸ Some of the arguments presented and the analysis carried out are taken from resolution RJD-163-2011 (folios 666-709 of file OT-028-2011).

3.1.1 Tariff scheme: Price-cap tariffs (Tarifas tope), band, or single tariff?

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

• a)The costs considered in the estimation of the price-cap tariff are not based on reliable information to establish the average cost of an efficient company.
• b)The price-cap tariff scheme has the drawback that it leaves private generators with costs above the estimated average with no possibility of participating as energy suppliers for the ICE.
• c)Given that the ICE is the sole buyer, the price-cap tariff scheme disadvantages investors vis-à-vis the ICE.

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

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

Given that there is no single clearly identifiable efficient process, it also makes no sense to set the upper tariff limit at the tariff level associated with the costs of a hypothetical efficient plant. With this type of tariff scheme, private generators with costs above the estimated average would be left with no possibility of participating as energy suppliers for the ICE. Such an effect would be especially inconvenient because the objective of the proposed tariff scheme is to minimize the use of thermal generation, provided that the substitution is carried out with non-conventional sources and significantly lower costs. For the reasons stated above, agreement is expressed with the argument in point b).

Agreement is also expressed with the argument in point c) because the price-cap tariff scheme has the drawback that it does not establish a lower limit for the price of energy to be purchased by the ICE. This would cause the ICE, in its condition as a monopsonistic operator, to have an inconveniently wide margin to set prices below the cost of many operators that could be considered efficient.

ARESEP considered that to avoid the drawbacks of the price-cap tariff raised in the oppositions, the most suitable option is the tariff band scheme, and it was thus approved through resolution RJD-163-2011. Given the lack of detailed information on efficiency levels in the industrial segment of interest, two options for defining the band are proposed. The first to be used consists of applying a statistical criterion, based on the average and standard deviation of the investment costs. If this option were not applicable due to lack of information, a second alternative option would be chosen, consisting of estimating the band from typical cost estimates and variation ranges of the components of the investment cost structure of wind projects, based on data available in specialized literature.

The tariff band scheme has the following advantages with respect to the one presented at the hearing:

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

On the other hand, in some oppositions, it was requested to establish a single tariff to fix the selling price of energy to be purchased by the ICE within the framework of Law 7200. In this regard, it is worth bearing in mind that if a single tariff were established with a value equal to the upper limit of the tariff band proposed in this report, the ICE would be left with no margin to give preference to suppliers quoting lower tariffs. On the contrary, it would be forced to grant the same tariff 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 wind companies willing to sell their energy under Law 7200.

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

In the specific case of the beta value, the recommendation expressed in several oppositions is accepted, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York, USA., which provides updated information. Failing this, an alternate, public, and reliable source would be used. Other variables used to apply the CAPM method will also be taken from Professor Aswath Damodaran's website.

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

3.1.4 Frequency of contracts and tariff The original proposal taken to the public hearing contained two alternatives regarding the tariff term: one with a single tariff 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 not bankable. For this reason, the final proposal agreed to leave only the alternative of a single contract term.

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

3.1.5 Environmental sustainability criterion (criterio de sostenibilidad ambiental) and the environmental factor Several opponents or coadjuvants expressed that the methodology proposal for wind plants submitted to the public hearing fails to comply with Article 31 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593, because the tariff formula does not include the concrete calculation of an environmental factor. This assertion is based on a mistaken argument. What Article 31 of Law 7593 establishes is that the criterion of environmental sustainability, among others, must be a central element for setting public service tariffs and prices.

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

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

Considering what was set forth in the preceding paragraphs, it is concluded that the proposed methodology allows for broad compliance with the provisions of Article 31 of Law 7593 regarding the application of the environmental sustainability criterion.

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

3.1.6 Indexation of the tariff The tariff band values will be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Law 7593. All values that determine the tariff will be reviewed—and when applicable, updated—in each tariff fixation.

3.1.7 Investment Several alternatives have been proposed regarding the amount of investment to be recognized in this tariff model.

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

3.1.8 Exploitation costs The exploitation cost includes those necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for Costa Rica. It does not include depreciation expenses or financial expenses. Its value will be estimated as the average of a sample of the exploitation costs (operation and maintenance) of electric plants, as far as possible similar to the wind plants covered by Chapter 1 of Law 7200. For this purpose, reliable national and international data will be collected from different sources. If it is necessary to adjust the exploitation cost value of any plant in the sample to make it comparable with the others, the indexation will be carried out using the United States Producer Price Index (PPI - USA) or the Costa Rican Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as the case may be. Other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment being made. If it is not possible to obtain data from individual plants allowing this parameter to be calculated, supplementary literature generated by reliable, impartial, and public sources may be used in a reasoned manner.

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

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

3.1.11 Objectivity of the methodology In some oppositions, it was expressed that the fact that the ICE contributed to the design of the proposed methodology generates objectivity problems in its formulation. In this regard, it must be specified that the methodology proposed by the Regulatory Authority is based on several sources of information and was proposed, in its original version, by ARESEP officials. It has subsequently been enriched with the input of different actors, including some of the operators. It is not an ICE proposal, although it contributed valuable inputs; but the same can be said of other actors.

The public hearing process that has been carried out is precisely for all potential interested parties in the process to express their technical opinion and opposition if the proposal eventually had conceptual or methodological problems, or if there were a bias in favor of one of the parties.

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

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

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

[...] Principle that determines the way of setting tariffs and prices for public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow a competitive return and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31." And it adds:

"[...] This last article [refers to Article 31 of Law 7593] obliges ARESEP to consider the model production 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 Plan Nacional de Desarrollo. At the same time, the Authority is obliged to ensure that its tariffs respect the financial equilibrium of the providing entities. [...]" [...]

In fulfilling this principle [referring to the principle of services at cost], the Regulatory Entity may establish various methodologies [the methodology—states the Office of the Attorney General of the Republic in its Opinion C-348-2001, dated December 17, 2001—is the set of ordered operations, directed toward a specific result, in this case the setting of the rates corresponding to the public service in question], which shall be valid as long as they are based on the necessary costs of the service provider. We note, in this regard, that beyond respect for the principles governing rate-setting, the choice of the most appropriate methodology constitutes a problem of a technical nature. This is also the nature of the work aimed at determining whether the selected methodology respects the aforementioned principle:

(The original is not underlined).

"The foregoing could be expanded to maintain that in the choice and application of any methodology, the Regulatory Entity must adhere to the law and to 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 Public Administration Law[']." (The original is not underlined).

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

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

"[...]

[...]

III.- [...] Consequently, despite alleging that the principles of legality, reasonableness, proportionality, and legal certainty were infringed, it does not indicate how this occurs, but merely points out that the band system constitutes a delegation of powers. For this Chamber, it is clear, according to precept 5 of the ARESEP Law, that among its powers 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, the annulment of which is sought in this proceeding, created a band system for determining the price of fuels in port and airports [...] In accordance with the stipulations of numeral 31 ibidem, ARESEP may enable or create price calculation models for regulated services, and may take into account variables external to the providers [...] Thus, in the specific case, the defendant [refers to ARESEP] did not delegate its authority to RECOPE, but rather established the formula that it technically deemed most 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 that 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, and therefore, the appeal must be dismissed." 3.2. Summary and analysis of oppositions and joinders9 9 According to the report of oppositions and joinders contained in folios 329-334, the following natural or legal persons did not state a position on ET-029-2011: Esteban Lara Erramouspe (included because he was included in the responses to positions on OT-028.2011), Inversiones La Manguera S.A., Compañía Eléctrica Doña Julia S.R.L., Empresa Eléctrica Matamoros S.A., and Hidroeléctrica Aguas Zarcas S.A. Furthermore, apart from the responses provided to the positions in RJD-163-2011, responses are included to Hidroeléctrica Caño Grande S.A., Hidroeléctrica Platanar S.A. and Hidroeléctrica del General S.R.L., El Embalse S.A., and Hidrovenecia S.A., since the cited report indicates that they stated a position on ET-029-2011.

Below is a summary of the main arguments of the oppositions and joinders admitted for the rate methodology on wind generation, as well as the respective analysis of each argument. The reasoning presented below must be complemented with the preceding analysis of the main topics of the oppositions.

3.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, represented by Carlos Roldán Villalobos, ID 4-138-436:

The proposed models effectively set a ceiling (tope) on hydroelectric and wind generation rates for new projects, but they are based on investment data and operating costs of reference rates effectively; the problem is that we have no certainty that those plants ARESEP is using to define those ceilings were hydroelectric or wind projects that were developed in an efficient manner. And the problem with this is that plants that were inefficient in their execution are used as a reference.

We agree with the statement in the cited text, in that there is no certainty that the estimated average investment and operating values correspond to efficient productive processes. The option proposed in this report of establishing a rate band (banda tarifaria) around the investment average makes it possible to overcome 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 electricity generation projects, requesting and reviewing the corresponding financial statements so that they are reflected, to review if the real investments are being reflected and the proposed investment models. And they should consider regional investment and operating data, adjusted to the national situation.

We agree with the statement in the cited text, regarding the importance of having financial information from private generation operations within the framework of Ley 7200, as input for the adequate setting of rates. Currently, that type of information is lacking and therefore, it cannot be used for those purposes. This report proposes that operators that manage to be selected to sell energy to ICE must submit periodic financial reports on their operations to ARESEP. As more precise information from the sector is obtained, it will be possible to review and improve the model's design.

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

We agree with the statement in the preceding text. See in this regard point 3.1.5 of this report.

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

The rate structure is designed to generate all the financial resources the project requires. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual periodicity of energy purchases responds to energy demand requirements of the Sistema Eléctrico.

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

The objection is regarding the concept of a ceiling rate, since we are in a condition where a very detailed analysis is being done, very much at real cost, where it is not possible to decrease that price being used in the model, and that using a concept of a ceiling rate puts the investor at a disadvantage in that concept.

We agree with the statement in the preceding text. See in this regard what is expressed in point 3.1.1. of this section.

3.2.4. Rubén Zamora Castro, ID 1-1054-273:

Because the model does not incentivize; that is, it is proposed that there is a need to incentivize, 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 section 3 of the report.

Because the model primarily proposes ceiling rates; that is, that is the maximum that will be set. Ceiling rates are proposed, with information that was almost nonexistent, much information that comes precisely from the sole buyer, which is ICE, which can generate a conflict of interest, because in the end it is the only one that will buy, and the generators know that this is the maximum they will aspire to.

From the point of view of the content of the act, there is also a problem, and it is that in principle the content, says the law, must also be lawful; that is, it is not just a matter of it sounding good mathematically or economically. The content must also be lawful. And when we go to analyze whether the content is lawful, what must be established by the legal system, being a fundamental right of the environment. It turns out that, furthermore, the Law of the Regulatory Authority in Article 31, which refers precisely to rates, establishes that environmental sustainability must be considered when setting rates; therefore, we have in the Constitution, in the law, and even in the same report that an environmental factor is mentioned, 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. An omission that could even be an unconstitutionality by omission, because the Constitution requires it, the law requires it, and it is in the initial report itself.

Regarding what is stated in the transcribed text concerning the drawbacks of establishing a ceiling rate scheme based on average costs, see what is expressed in point 3.1.1. As for the consideration of environmental aspects in the rates: in his argument, the opponent confuses the concept of "environmental sustainability" (sostenibilidad ambiental) with the "environmental factor" (factor ambiental) provided for in the rate formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5.

We also have to legally distinguish the difference that exists between a public works concession and a public service. Because in a public works concession, there is an asset, but that asset is State property and is so before, during, and after. But when we are in a case like this, where we have an electricity generation plant and it is the property of X company, that is framed by the right to private property and cannot be given the same treatment, which is what happens in some cases, exactly the same treatment as if it were a concession where the State gave the asset.

That is very dangerous because it could also be a constitutional violation of the right to private property. Why? Because one of the elements of the right to private property, which is fundamental in any democratic country, is the economic value that private property has. If I leave supposedly private property without the economic value it has, I am denaturing it and I am turning into a totalitarian country where I assign no value to any assets and give them no type of importance.

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

3.2.5. Oppositions presented by: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), represented by Mario Alvarado Mora, ID 4-129-640, and Hidroeléctrica Platanar, S.A. and Hidroeléctrica del General, S.R.L, represented by Javier Matamoros Agüero, ID 2-0359-0733:

The concept of a ceiling rate has no legal or technical basis, and at least in the analysis conducted, it would only promote price competition against the profitability of investors.

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

In this report, the ceiling rate scheme is replaced by a rate band 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 within the framework of Ley 7200, based on a rate 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 Ley 7593; there are important elements that should be considered to assess this criterion, the opportunity cost and externality of thermal sources, and by opportunity cost I mean that if thermal plants are not installed and the country needs renewable plants. Thermal plants would have to be installed, with the difference in costs, with the difference in terms of emissions, with the difference in terms of foreign currency outflow, with the difference in terms of a country's image problems.

In his argument, the opponent confuses the concept of "environmental sustainability" (sostenibilidad ambiental) with the "environmental factor" (factor ambiental) provided for in the rate formula, and this leads him to the mistaken conclusion that Article 31 of Ley 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5 of this section.

ARESEP also mentions the possibility that these rates decided through this process could 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 that could be done, because the only possibility we know of is Ley 7200 for private generators. If the Regulatory Authority could enlighten us on this topic, we could truly evaluate that matter because the file does not contain what those other options are.

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

Regarding the citation of a specific case, let the case of sales from Coneléctricas to the various Rural Electrification Cooperatives be mentioned.

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

On the topic addressed in the preceding paragraph, see what is expressed in point 3.1.11 of this section.

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

The rate models discussed at the public hearing on April 6, 2011, only apply to new wind 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. This is reflected using a global tax rate of 40.5%, which combines the income tax and the tax on dividend distribution.

On what is expressed in the preceding 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 not have any possibility of obtaining bank financing, and 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 at the financial sector level, so a formula is proposed, which is attached in the study we have submitted in documentation here at the entrance of this hearing, so that it may be evaluated by the Regulatory Authority.

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

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

On what is expressed in the preceding paragraph regarding the estimation of investment costs, see point 3.1.7 of this section.

Regarding the sample of projects chosen for the rate calculation, see section 4.5 of the technical report (433-DEN-2012).

On the topic of profitability (CAPM), conducting an analysis of the process for the case of Costa Rica, according to information provided not only by ACOPE associates but also academics from the Technological Institute, we have an effect of adjusting this process to the Costa Rican case, and the values it yields are explained in the document. Firstly, they are within the range of 15 and 18 and 27 and 96, the value of the gentlemen academics from the Technological Institute, and the ones we calculate for the specific cases in new contracts are 15.81 and 9.45 for the issue of 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 are updated. 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 terms proposed for the contracts, which correspond to 14 and 20 years of operation, to which the construction period must be added. Over these terms, the entire rate must be adjusted, since future flows are affected by inflation and devaluation. Regarding inflation, it is convenient to use the parameter of the U.S. Producer Price Index, using as a source the Bureau of Labor Statistics of the United States of America; for the rest of the components, it is proposed to use national inflation and the exchange rate of the Costa Rican colón against the dollar, as shown: P1 = Pi-1*((0.6*(IPPi/IPPi-1)+0.4*((1+(IPIi/IPIi-1))/(1+(TCi/TCi-1))) In relation to the topic of the construction period, it is indicated that in the proposal of this report, the capitalization of financial expenses during the grace period is being included, to prevent the project from becoming decapitalized and the investment from running liquidity risk during the construction process. Regarding the financial conditions included in the proposed model, information was requested from financial entities so that it is precise and corresponds to current conditions for projects of this type. Furthermore, in the periodic updates of the band, the financial variables are being considered (see point 3.1.6).

3.2.6. Esteban Lara Erramouspe, ID 1-785-994:

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

Point 3.1.12 of this section explains the main aspects of the rate model proposed in this report that tend to stimulate private investment for wind energy generation, within the framework established by Ley 7200.

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

The rate structure is designed to generate all the financial resources the project requires. The management of funds throughout the year falls within the scope of administrative management by the investor. The annual periodicity of energy purchases responds to energy demand requirements of the Sistema Eléctrico Nacional and is therefore a condition external to the design of the rate model.

Regarding the real production of a plant, we see that the method used by ARESEP is very simplistic; they even make their calculations at the time of application with an efficiency of 0.91—I imagine it is a very new technology—and we conducted a real operational analysis of a plant, that is, introducing the part of 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.

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

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

Specifically, in this rate-setting, a load factor of 0.39 is used.

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

In relation to the topic addressed in the preceding paragraph, see point 3.1.10 of this section.

In the case of investment and contract term, it must be clarified whether the financing is the initial one when signing the financing or the form in which it should be applied. In the tax part, only the application of income taxes is provided for, and taxes on dividends are not being considered. Existing legislation applies a 15% tax rate on profits distributed among company partners.

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

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

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

In calculating the cost of 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, 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.

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

The problem begins because, despite ARESEP's intention to stimulate investment by using reference terms provided by ICE, being the sole buyer, it fails to reflect the activities of energy costs or the investment markets, and, well, this has already been mentioned previously, but what happens is that by failing in this task, the model, although mathematically correct, lacks real applicability, and we will very clearly touch upon the concept of reasonable profit, which clashes with the concept of a ceiling rate being implemented, since a lower rate results in an unreasonable profit. So, if we say it is a ceiling rate for a reasonable profit, then a lower rate would be an unreasonable profit.

This report proposes a rate band scheme, not a ceiling rate. 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, given that 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 that are in those 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 returns on capital has not been resolved with certainty. This raises many questions as to 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 look here first, and it is that 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 should be noted that a credit card number must be entered to continue with the consultation." This means that the procedures for rate-setting are based on free Internet information and that the necessary investments have not been made to acquire them from sources that are a bit more serious or a bit more reliable.

Regarding the beta value, the recommendation expressed in several oppositions is accepted, in the sense of using as a source the information provided and published on the Internet by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York. See point 3.1.2 in this regard.

3.2.8. Tobías Cossen, ID 1267600140826:

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

The improvements introduced in the rate model proposed in this report allow it to increase its capacity to stimulate private investment aimed at selling wind energy to ICE under the framework of Law 7200. Regarding the investment incentives that this methodology can generate, see point 3.1.12.

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

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

In this report, the criterion for updating costs was expanded to include all the variables that affect the calculation of the rate band (franja tarifaria). For these purposes, see what is expressed in point 3.1.6.

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

Regarding what was stated by the opponent in the previous paragraph, see point 3.1.2. of this section.

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

If a cap rate (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 of the examples is the project that won in the last bidding and it also puts one in an asymmetric bargaining position with the single buyer, as the others mentioned, that is, there is no clarity on how the final price would be determined.

In case of setting a cap rate, they should not use the average price, but rather 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 implies.

Given the time desired to bring 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.

It is agreed with what is expressed in the previous text, regarding the disadvantages associated with establishing a cap rate. See point 3.1.1. of this section in this regard. On the other hand, regarding the drawbacks of establishing a single rate (tarifa única) to set the sale price of the energy to be purchased by ICE under Law 7200, see the last paragraph of point 3.1.1. and point 3.1.13 of this section.

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

And without financing it is essential that there are adequate rates and bankable rate schedules (pliegos tarifarios bancables), that is, the rates have to be predictable and as previously said they have to give tranquility to the banks and among those costs that exist and that do not appear in the model, there are costs such as interest during construction and another series of costs, the reserves that exist and so on, for which one must put 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.

Regarding the issue of financing, see point 3.1.3. of this section.

3.2.12 . Aeroenergía S.A., represented by Salomón Lechtman Koslowsky, ID 105270594 The Regulatory Authority is requested not to establish a reference cap rate, but rather, as Law 7593 indicates, to set a rate for the purchase and sale of energy between private generators and ICE under the first chapter of Law 7200, which must consider the sources of risk associated with the size and characteristics of the investment.

It has been deemed convenient to eliminate the cap rate, but the idea of a single rate is not supported. Instead, it has been decided to establish a rate band system (sistema de banda tarifaria) that offers a wide margin of opportunities to present offers to ICE. See point 3.1.1 of this report. Regarding the issue of risks, the rate proposal is limited to the treatment provided through the use of the CAPM.

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

In their argument, the opponent confuses the concept of "environmental sustainability" with the "environmental factor (factor ambiental)" provided for in the rate formula, and that leads them to the wrong conclusion that Article 31 of Law 7593 is not complied with. In this regard, see point 3.1.5 of this report.

Likewise, it is not clear how this model intends to "attract" investment for the development of electricity with renewable resources and private capital participation [.]

In order to clarify these aspects, the incentives established with this proposal were specified more clearly. See point 3.1.12 of this report.

It is inadmissible that the model and the calculation parameters have been prepared by ICE, which is one of the parties in the energy purchase and sale relationship of Chapter 1 of Law 7200.

It is clarified that ARESEP must provide all interested parties the opportunity to contribute elements for the improvement of the proposal and that it was precisely for this purpose that the public hearing (audiencia pública) was held. See point 3.1.11 of this report.

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

It is clarified that there is additional regulation to Law 7200 applicable to sales by cooperatives and that eventually a greater market opening could occur.

Likewise, it is necessary to resolve the situation of rate proceeding (expediente tarifario) ET-135-2008, and its outcome, resolution RJD-009-2010 published in La Gaceta No. 109 of Monday, June 7, 2010, between pages 83 and 93.

It is clarified that this proposal only applies to new electricity generation plants. See point 3.1.10 of this report.

It does not include the 15% tax on dividends established by the Income Tax Law in its Article 18, subsection a (Law 7092, published in La Gaceta No. 96 of May 19, 1988).

It is clarified that it is not considered appropriate for this payment to be recognized in the rate proposal. See point 3.1.9 of this report.

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

In point 2.10 of the model, the way in which the exchange rate should be applied was reformulated more clearly.

Regarding the adjustment of the rate, 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.

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

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

In the proposal, the use of investment values from a representative sample of plants up to 20 MW is proposed to calculate the rate band. Alternatively, if there were information problems, it is proposed to use cost structures of wind plants obtained from specialized bibliography. See point 2.7 of this report.

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

All variables that affect the rate calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Law 7593. See point 3.1.6 of this report.

The challenge then consists of determining how the CAPM should be adjusted to reflect the reality of the private electricity generation sector in Costa Rica.

Regarding the application of the CAPM, see what is indicated in point 3.1.2 of this report.

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

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

ARESEP proposes that, once the rate is set, only the rate component corresponding to operating costs be adjusted during the contractual term. This is 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.

All variables that affect the rate calculation will be subject to review in accordance with the provisions of Law 7593. See point 3.1.6 of this report.

3.2.13. Hidroeléctrica Caño Grande, represented by Alonso Núñez Quesada, ID 4-160-063:

This object or this existing philosophy in the mathematical model has serious friction with the provisions of Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services. The rate-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 a sovereign 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 existing legislation. The guidelines of that rate-setting power are clearly established in Articles 3, 5, 25 to 29 and 31 of Law No. 7593. And it turns out that being a sovereign power, because it effectively affects the legal sphere of private parties and that affecting the legal sphere of private parties has its vicissitudes because it means the sovereign power of the State to come to restrict, to limit or to eliminate consolidated legal situations that exist in a contractual relationship.

That means that according to what is sought in the mathematical method and if one can observe, there is a lack of competence (falta de competencia) finally at the moment the respective price setting is made between the generator and the Instituto Costarricense de Electricidad, why? Because there is no norm that authorizes the Regulatory Authority of Public Services to establish a rate that determines a reference cap and that allows the generator and ICE to establish prices for the contractual relationship. That would imply a delegation of that rate-setting power and there is no norm that establishes that power of delegation on the part of the Law so that a private party can establish a price, which is public, and precisely therein lies a friction over the concept of the legal reserve (reserva de ley). And the reason why there must be a legal norm that establishes that possibility of delegating, of delegating that power. The model refers to the price being determined between the generator and ICE, they are the ones who set the rate and not ARESEP. They are going to define a rate for the suppliers.

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

The State recently in 2009 by legal opinion 0J-66-2009 has said that the establishment of a band system in a rate is illegal and is an illegitimate conduct that the regulatory entity would deploy. I believe that although the legal opinion is not binding, it must be kept in mind that it is a source of administrative law as jurisprudence. And this effectively has a trace that must be valued at this procedural moment, that because we are in the preparatory stage, these issues related to the powers, with that sovereign power, with the reserve of Law No. 7593 that the regulatory entity has must be observed, where it is established that it cannot delegate that competence to private parties in the concession relationship.

Another effect that can occur with a reference rate, a cap, is that a liberalization effect of the service may occur because there can effectively be a liberalization of the rate-setting powers when there is a liberalization of the public service, as is well established in Article 50 of the General Telecommunications Law, where it is stated that the rates for telecommunications services available to the public are only set by SUTEL initially, but as the market becomes more efficient and effective competition can be guaranteed, the rates 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 sovereign power in rate-setting to that generator and ICE. Because otherwise we would then enter into a liberalization of the public service contained in Article 5 of Law No. 7593.

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

3.2.14 . El Embalse S.A., represented by Manrique Rojas Araya, ID 1-893-107:

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

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

The investment cost. Data from plants under 20 Megas should be used, with plants already built, not paper plants. If we are going to use plants from elsewhere, it does not matter, but let's make the corresponding adjustments, there are plants that have very preferential tax treatment in other latitudes. Regarding the operating cost, let's include all the costs, let's include the private plants, the information that was already given in 2008, in those of ICE let's include all the costs, not just part and we do 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, see 3.1.8. On investment costs see point 3.1.7 of this section.

Furthermore, the 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 and verifiable sources must be used and the CAPM methodology must be adjusted to the reality of the sector and the country.

Regarding the issue of financial conditions, see point 3.1.3 of this section. Regarding the issue of the recognition of taxes, see point 3.1.9 of this section. And regarding the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.

Regarding the Cap rate, it must be a definitive rate. And as for the adjustment formula, it must be complete, not partial, not just adjusting operation and maintenance (operación y mantenimiento), that does not allow the project to be bankable.

Regarding the rate scheme to be used, see point 3.1.1 of this section. As for the issue of updating costs, see point 3.1.6.

3.2.15. Hidro Venecia S. A., represented by Rafael Rojas Rodríguez, ID 9-009-547:

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

Regarding the use of the CAPM methodology, see point 3.1.2 of this section.

Regarding the financial cost, the ARESEP model proposes an interest rate based on offers presented in bidding 2006LI-00043-PROV of the hydroelectric BOT that ICE promoted and the Vara Blanca and El Angel, S.A. hydroelectric projects. For this cost, not only the interest rate must be considered but also the formalization 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 quota, it is necessary to index semiannually, 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.

Regarding the way of indexing the rate, see point 3.1.6 of this section.

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

Regarding the periodicity of the contracts, see point 3.1.4 of this report.

The concept of cap rate, since it is not appropriate to establish a reference cap rate, Article 6, subsection d of Law No. 7593 of the Regulatory Authority of Public Services, establishes the power to set rates but Article 31 indicates that fixations that threaten the financial balance 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 establishes a cap rate.

A cap rate scheme is not established, but rather a rate band scheme. See point 3.1.1 of this section in this regard. As to the legitimacy of establishing a band and not a specific rate, see point 3.1.13 of this section.

III.That in accordance with what is indicated in the preceding resultandos and considerandos and the merit of the proceedings, the appropriate course is to set the rate band for all new private wind generators that use wind as an input to generate electrical energy for sale to ICE under Chapter I of Law 7200 and its reforms or other buyers duly authorized by Law, as provided.

Based on the powers conferred in Law 7593 and its reforms, in the General Law of Public Administration, in Executive Decree No. 29732-MP, Regulation to Law 7593, in the Internal Regulation of Organization and Functions and, as provided by the Board of Directors of the Regulatory Authority through Article 6 of agreement 05-075-2011 of ordinary session 75-2011, held on December 14, 2011; THE REGULATORY COMMITTEE

I.To set the rate band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of the lower rate (lower limit) of $0.0830 per kWh, the average rate at $0.1000 per kWh and an upper rate (upper limit) of $0.1171 per kWh.

II. To establish the following structure for the resulting rate ($/kWh)

III.The conditions to apply to those private generators are those indicated in Resolution RJD-163-2011, as well as what is indicated in section 4 of the respective technical report that serves as the basis for this resolution.

IV.To indicate to all private generation companies affected by this rate setting, that to improve this methodology in the future, private wind generators will have the obligation to annually present audited financial information to ARESEP. Otherwise, they will be subject to the application of the sanctions established in Articles 24, 38 subsection g and 41 of the Law of the Regulatory Authority of Public Services, Law 7593.

V.To indicate to the individuals and legal entities that submitted oppositions or co-adjuvancies (coadyuvancias), to please consider as a response what is indicated in Considerando II of this act, thanking them for their valuable participation and the contributions received during the rate process.

In compliance with what is ordered by Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration, it is informed that against this resolution the ordinary remedies of reconsideration (revocatoria) and appeal (apelación) and the extraordinary remedy of review (revisión) may be filed. The reconsideration may be filed before the Regulatory Committee, which is responsible for resolving it, and the appeal and review 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 reconsideration and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following the notification and, the extraordinary review, within the periods indicated in Article 354 of said law.

WHEREAS:

WHEREAS:

Annex 7 of technical report 433-DEN-2012 shows the sample and the investment values used.

CONSIDERANDO

THEREFORE:

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 855 Fija banda tarifaria para los generadores privados eólicos nuevos y establece su estructura tarifaria Texto Completo acta: E5778 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RESOLUCIÓN 855-RCR-2012 San José, a las 11:45 horas del 11 de mayo de dos mil doce CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA FIJACIÓN TARIFARIA DE OFICIO EN APLICACIÓN DEL MODELO PARA LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA EÓLICAS NUEVAS, APROBADA POR LA JUNTA DIRECTIVA MEDIANTE LA RJD-163-2011 DEL 30 DE NOVIEMBRE DE 2011, PUBLICADA EN LA GACETA 245 DEL 21 DE DICIEMBRE DE 2011

I- Que la Dirección de Servicios de Energía, mediante el Oficio 098-DEN-2011 del 11 de febrero de 2011, planteó entre otras cosas, una propuesta de "Modelos para la determinación de tarifas de referencia de generación eléctrica privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas" (Folios 70 y 71). En este oficio se incluyeron tanto los respectivos modelos tarifarios, como la propuesta para su primera aplicación.

II- Que la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), de acuerdo con el Oficio 015-CDR-2011 del 11 de febrero de 2011, trasladó al Regulador General la propuesta de metodologías señalada en el inciso anterior, las cuales, a su vez, fueron trasladadas -por éste último- a la Junta Directiva mediante Oficio 063-RG-2011 del 11 de febrero de 2011 (Folios 68).

III- Que la Junta Directiva mediante el acuerdo 004-012-2011, de la sesión ordinaria 012-2011 celebrada el 16 de febrero de 2011, ordenó someter a audiencia pública los "Modelos para la determinación de tarifas tope de referencia para plantas nuevas de generación privada eólicas e hidroeléctricas", así como las propuestas de fijación tarifaria y conformaran los respectivos expedientes administrativos. Por ello se confeccionaron el expediente OT-028-2011 para la metodología para plantas eólicas y el expediente ET-029-2011 para la fijación tarifaria (folio 1-66).

IV- Que la convocatoria a audiencia pública fue publicada en los diarios La República y La Prensa Libre del 9 de marzo de 2011; y en La Gaceta 51 del 14 de marzo de 2011 (folios 73 al 76).

V- Que la audiencia pública se llevó a cabo el 6 de abril de 2011, según consta en el acta levantada al efecto.

VI- Que de conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del Usuario en el Informe de Instrucción, visible del folio 99 al 100 del siguientes posiciones (folio 329 al 334):

• a)Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía b) El Lic. Rubén Zamora Castro, c) El señor Stephen Yurica, d) El señor Jorge Arturo Alfaro Fallas, e) Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), f) El señor Esteban Lara Erramouspe, g)El señor José Daniel Lara Aguilar, h) Juwi Energía Hidroeléctricas Limitada, i) El señor Federico Fernández Woodridge, j) El señor Allan Broide Wohlstein, k) Aeroenergía, S. A., l) Hidroeléctrica Platanares S. A. e Hidroeléctrica del General S.R.L., m) Hidroeléctrica Caño Grande S. A., n) El Embalse S. A., o) El señor Claudio Volio Pacheco p) Hidrovenecia, S. A.

VII- Que la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, emitió un informe sobre la propuesta de "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", el cual fue conocido por esta Junta Directiva en la sesión 68-2011 del 9 de noviembre 2011.

VIII- Que en la sesión ordinaria de Junta Directiva 071-2011, de 23 de noviembre del 2011, se conoció nuevamente la propuesta del CDR (oficio 185-CDR-2011) sobre el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas." IX- Que la metodología fue aprobada mediante la resolución RJD-163-2011, del 30 de noviembre y fue publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre del 2011.

X-Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, prorrogó la vigencia del Comité de Regulación y adicionó parcialmente sus funciones. Entre las que tiene asignadas está la de "Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones".

XI- Que por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011 el Regulador General, atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria, cambió a sus integrantes así: Titulares: Carlos Solano Carranza, Luis Fernando Chavarría Alfaro y Luis Alberto Cubillo Herrera. Suplente: Álvaro Barrantes Chaves.

XII- Que la Junta Directiva por artículo 6 del acuerdo 05-075-2011 de la sesión ordinaria 75-2011, celebrada el 14 de diciembre de 2011 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de enero al 30 de junio de 2012.

XIII- Que mediante el oficio 433-DEN-2012/92329 la Dirección de Servicios de Energía de la Autoridad Reguladora analiza la propuesta tarifaria respectiva.

XIV- Que el Comité de Regulación en su sesión número 193 de las 10:00 horas del 10 de mayo de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XV- Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

I.Que del Oficio 433-DEN-2012 / 92329 del 11 de mayo de 2012, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

".

2. MARCO METODOLÓGICO VIGENTE En esta sección se incluye un resumen de la metodología aprobada por la Autoridad Reguladora por medio de la resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre del 2011 y publicada en el Diario Oficial La Gaceta No. 245 del 21 de diciembre del 2011, en la cual constituye la metodología que se debe aplicar en éste caso, según lo dispuesto por la Junta Directiva.

2.1 Nivel Tarifario de Referencia para generadores privados eólicos nuevos El modelo fijará el nivel tarifario para los generadores privados nuevos según la Ley 7200 y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que permita incentivar nuevas inversiones en el sector eléctrico privado que utilicen como fuente primaria de energía el viento 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.

2.1.1 Generalidades El modelo que se presenta tiene como objetivo determinar las tarifas de referencia para plantas nuevas de generación privada eólica para la venta al ICE u otros agentes autorizados por la Ley.

2.1.2 Objetivo El objetivo último de la tarifa de referencia definida en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios para que en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200 para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuente eólica. Al respecto, se tiene presente que según estimaciones recientes del ICE, esta empresa pública puede contratar en la actualidad hasta un máximo de 204 MW a generadores privados de electricidad que produzcan con fuentes no convencionales, en el marco de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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

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

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

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

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

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

fa = Factor ambiental total IR = Ingresos requeridos p = Tarifa de venta E = Se puede observar que en la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.

Despejando p:

De lo anterior se desprende que para los efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las expectativas de venta de electricidad como de los costos de modelo para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos, requiere de la definición de las La futura aprobación de la metodología para determinar el componente ambiental deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente, que incluyen la realización de audiencia pública. Mientras tanto este valor es de cero.

2.3 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 8 760 = 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 planta de tamaño unitario (capacidad instalada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:

E = 8 760 x fp (Ecuación 3) Para la determinación del factor de planta (fp) se contemplarán valores de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de la Autoridad Reguladora. Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 ó más meses).

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

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

Así, los ingresos requeridos se pueden expresar mediante la siguiente ecuación:

IR = CE + CFC + fa (Ecuación 4) En donde:

IR = Ingresos requeridos CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital fa = Factor ambiental 2.5 Costos de explotación (CE) Entre los Costos de Explotación se contemplan tanto los costos variables de operación (aquellos gastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso productivo tales como: impuestos asociados a la producción, repuestos y otros materiales consumibles durante el proceso productivo) como los costos fijos (aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no tales como: pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas, administrativos, etcétera). Es importante señalar que corresponden a gastos efectivos, y por tanto, no debe incluirse la depreciación, ni los gastos financieros ni los impuestos asociados a utilidades o ganancias.

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

El costo de eólica en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o ganancias.

El cálculo de este valor se hará mediante la determinación de una muestra de los costos de en la medida de lo posible similares a las plantas que se les pretende aplicar tarifas.

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

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

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

El costo unitario anual de explotación está determinado por la muestra elegida, en la que pueden utilizar tanto plantas nacionales como internacionales, existentes y en operación. Este se obtiene del producto del peso relativo y el costo de explotación por kWh de las plantas de la muestra. Si no es posible obtener datos puntuales de plantas individuales que permita calcular este parámetro, de forma razonada se podrá recurrir a bibliografía complementaria, siempre que esta sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.

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

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

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

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

CFC = RI + r = M x FC (Ecuación 5) Donde:

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

El factor FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener la rentabilidad esperada:

En donde:

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) Es importante destacar que el factor que resulta de esta fórmula refleja un valor medio aplicable durante toda la vida económica. Dentro de este contexto, durante los primeros años la utilidad neta que recibe el inversionista es baja (y menor a la pérdida de valor de la planta), puesto que está destinando una porción de la utilidad que le corresponde a "comprar" la participación de los entes financieros en la propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada la deuda, el inversionista se convierte en el único propietario.

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

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

2.6.1 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.

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

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Donde:

ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado, la cual corresponde al sector de actividad respectivo.

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

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

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:

βa = Beta apalancada βd = Beta desapalancada D/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero).

t = Tasa de impuesto sobre la renta Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de ellos.

1. Tasa libre de riesgo (KL), Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (d): los valores de estos parámetros se obtendrán 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.

2. 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.

3.Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp = Ψ/(1-), donde Ψ es el apalancamiento financiero.

4. Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. Recuérdese que esta variable también se usa en la fórmula de estimación del factor que refleja las condiciones de la inversión (FC).

2.6.3 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.

2.6.4 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 igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.

2.6.5 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 7200. Sin embargo, el plazo del contrato será definido entre las partes.

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

2.7 Monto de la inversión unitaria (M) El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país. En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.

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

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

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

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

d. Cuando algún dato de la muestra de costos de inversión sea de diferente año al de la base utilizada, se podrá efectuar la indexación con el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP - EEUU) o el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI-CR), según sea el caso; se podrán utilizar otros índices de precios, siempre que estos sean apropiados para el tipo de ajuste que se requiera hacer.

e. Se estimará el promedio de los valores de costo de inversión unitario correspondientes a la muestra antes descrita. Al valor obtenido de los cálculos pago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico, estimado en un año. El valor resultante es el costo de inversión unitario promedio a considerar en la estimación del precio de venta de energía al ICE y eventualmente, el precio de otras transacciones de electricidad las cuales se deba aplicar esta metodología.

f. Se calculará la desviación estándar del conjunto de valores de costo de inversión unitario de todos los valores de la muestra.

g. El límite superior de la banda consiste en la suma del costo unitario promedio de inversión y el valor de la desviación estándar. El límite inferior de la banda consiste en el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de la desviación estándar.

h. La actualización del costo de inversión mediante esta alternativa de cálculo se hará a partir de la incorporación de nuevos valores en la muestra, como resultado del proceso continuo de actualización de la misma.

La segunda opción se aplica si no se cuenta con datos suficientes para conformar la muestra de datos de costos unitarios de inversión anteriormente descrita. El procedimiento para aplicar esta segunda opción se describe a continuación:

a. Se utilizan los datos sobre estructura de costos de inversión de una planta típica y sobre rangos de variación de la estructura de costos de inversión de una planta típica que se encuentran en Krohn, Soren; Poul-Erik Morthorst; y Shimon Awerbuch. "The Economics of Wind Energy". European Wind Energy Association (EWEA), 2009. Los datos sobre estructura de costos de inversión de una planta típica se encuentran en la tabla 1.1 de la página 30 del citado documento, y los datos sobre rangos de variación de la estructura de costos de inversión se presentan en la tabla 1.2. de la página 31.

b. Los valores de costos que se presentan en la tabla 1.1 se convierten en dólares de los Estados Unidos de América y se expresan en valor presente mediante el "Producer Price Index Industry" de Estados Unidos de América (segmento de generación eléctrica).

c. Para cada componente del costo de inversión total, se multiplica el costo típico de ese componente que se incluye en la tabla 1.1. por la proporción entre el porcentaje de la distribución correspondiente al límite inferior y el porcentaje de ese componente dentro de la distribución típica (ambos incluidos en la tabla 1.2.). Así se obtiene el valor de costo de inversión para cada componente, en el límite inferior. Luego se suman esos valores y se obtiene el valor total del costo de inversión en el límite inferior.

d. Se hace un cálculo similar al explicado en b) y c) para obtener el valor del costo de inversión en el límite superior.

e. Los valores de costo unitario promedio de inversión de cada límite se multiplican por un factor de corrección del tamaño de turbina. Los datos para calcular ese factor se obtienen de U.S. Department of Energy. "2010 Wind Technologies Market Report". Gobierno de los Estados Unidos de América, 2011. Se utilizan específicamente los datos del gráfico 29 que está en la página 48 de esa publicación. El factor de corrección se calcula, como el cociente entre el dato de costo de inversión promedio para proyectos con turbinas cuyos tamaños oscilan entre 1,75 MW y 2,5 MW y el dato de costo de inversión promedio para proyectos con turbinas menores que 1 MW.

f. Los dos valores límite de costo unitario promedio de inversión resultantes de la aplicación del factor de corrección por tamaño de turbina constituyen la banda de costos de inversión a utilizar para la estimación de la banda tarifaria.

El cálculo de la banda de costos de inversión con este método se realiza de la siguiente forma:

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

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

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

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

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

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

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

Cada uno de los valores extremos de la banda tarifaria se calcula como la tarifa correspondiente al respectivo valor extremo del costo unitario promedio de inversión. Así, el límite inferior de la banda consiste en la tarifa estimada con el valor del límite inferior del costo unitario promedio de inversión. De igual manera, el límite superior de la banda consiste en la tarifa estimada con el valor del límite superior del costo unitario promedio de inversión.

2.9 Estructura horario-estacional En general, la estructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en los distintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un conjunto de coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos estacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la energía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de esas combinaciones.

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

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

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

Los parámetros adimensionales son los siguientes:

a. Para temporada alta: 1,326.

b. Para temporada baja: 0,531.

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

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

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

2.10 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$ ó $). 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.

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

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

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

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

4. APLICACIÓN FINAL DEL MODELO A continuación se detalla la aplicación del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" según la resolución RJD-163-2011 publicada en La Gaceta No. 245 del 21 de diciembre del 2011 y los criterios que se explican en cada caso.

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 viento 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 y a otros agentes autorizados por la Ley como compradores para asignar un precio por la energía, siguiendo los principios de eficiencia asignativa y productiva.

La tarifa propuesta (rango tarifario) depende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de explotación, la recuperación del capital (depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental. De esta manera, el cálculo de las tarifas (límite superior, el promedio y el inferior) se obtienen de la siguiente manera:

Donde:

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

fa = Factor ambiental total E = 4.1 Expectativas de venta (E) Para estimar la cantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se considera la siguiente ecuación:

Donde:

E = 8760 = Cantidad de horas de un año (24*365) Fp = factor de planta aplicable según fuente 4.2 Factor de planta El valor del factor de planta utilizado en este modelo se obtiene utilizando la información de las plantas nacionales que generan con fuente eólica para las cuales la Autoridad Reguladora tiene disponible, con capacidades instaladas menores que 20 MW. Se utiliza la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año, para estas plantas se considera el promedio ponderado por capacidad instalada para cada uno de los años.

Para obtener el factor de planta a utilizar en la aplicación, se siguen los siguientes pasos:

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

2. La información disponible se refiere a la generación de las siguientes plantas: Molinos de Viento S.A., Plantas Eólicas S.A., Aeroenergía S.A., Tejona y Planta Eólica Guanacaste S.A..

3. Una vez que se obtiene el promedio para cada planta particular se calcula el promedio anual ponderado por capacidad instalada para los años mencionados anteriormente, es decir, se tienen luego de esto cinco datos, uno para cada año. En este caso, el factor de planta del 2007 es 0,41, el del 2008 es de 0,34, el del 2009 es de 0,47, el del 2010 es de 0,35 y el del 2011 es de 0,40.

El promedio ponderado por la capacidad instalada total de estos cinco valores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. Con los datos anteriores y la ponderación, el promedio es de 0,39.

El anexo 1 del informe técnico 433-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, así como el resultado para cada una de las plantas eólicas utilizadas. El cuadro siguiente muestra el resumen de los resultados.

Cuadro No. 1 Factor de planta promedio por año.

Periodo 2007-2011

Fuente: Elaboración propia DEN 4.3 Costos de explotación Entre los costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

La metodología aprobada en la RJD-163-2011 indica que el cálculo se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas similares a las que se pretende tarifar y que de no ser posible obtener datos puntuales de plantas individuales, se podrá utilizar biografía complementaria, siempre que sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.

Para la presente aplicación, a pesar de la búsqueda de información relevante sobre costos de explotación de plantas eólicas, no se cuenta con información de costos de para la obtención de los costos de explotación. La cual se encuentra en la metodología aprobada en el OT-028-2011 como una segunda opción.

Para determinar el costo de explotación de una planta eólica de 20 MW se analizó bibliografía de fuentes confiables de Latinoamérica, Europa y Estados Unidos de América (por ejemplo, el Departamento de Energía de los Estados Unidos de América (DOE), la "American Wind Energy Association" (AWEA), la "European Wind Energy Association" (EWEA), la "Latin America Wind Energy Association (LAWEA), entre otras).

El costo de Según la bibliografía consultada1, los costos de turbinas, en euros del 2008. Para el estudio, se utiliza el monto promedio que es de 1,25 ? cent/kWh.

1 Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Departamento de Economía de la Universidad de Alcalá, España. 2009. Elsevier Journal.

2. Como el dato se requiere en dólares, se calcula cuántos dólares del 2008 equivale a 1,25 ? cent/kWh, para lo cual se utiliza el tipo de cambio de dólares por euro del año 2008, el cual según información de la Reserva Federal fue de 1,47 dólares por euro. Lo que resulta en $1,84 por kWh.

3. El costo de explotación por KW en el año 2008 es de $63 por KW. Este valor se actualiza a marzo 2012 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics 2.

2 La información se encuentra disponible en: http://www.bls.gov/ La recomendación de costos de explotación para una planta eólica, es de un costo de explotación de US$ 70,00 por kW.

4. 4 Costo fijo por capital (CFC) El costo fijo por capital (CFC) depende del monto de inversión y de las condiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida útil, entre otros. Se determina 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:

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 de la planta (años) 4.4.1 Apalancamiento (ψ) El apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiado con deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calcula 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, de las últimas fijaciones a generadores privados la información contenida en los estudios sobre el apalancamiento, específicamente para la P.H. El Ángel es de un 65% según datos encontrados en el ET-169-2010 en el folio 855 y para PH. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010. También se incluyen las condiciones financieras presentadas para el BOT eólico, las cuales son: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S.A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A (P.E. Los Ángeles) y Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).

El valor promedio de los proyectos para los cuales se dispone información sobre apalancamiento financiero es de 72%.

El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:

Cuadro No. 2 Porcentaje de apalancamiento por proyecto

Fuente: Elaboración propia DEN 4.4.2 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 Cuadro No. 3 Cálculo del beta apalancado

Fuente: Elaboración propia DEN 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 (KL). Se obtiene como el promedio aritmético de los últimos 12 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 (diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que no tiene la información que corresponde a este parámetro). Se calcula de la manera definida en la RJD-163-2011, sin embargo la variable utilizada así como la fuente son las que se utilizan actualmente en las metodologías aplicadas por la Dirección de Servicios de Energía que incorporan el modelo de CAPM, esto debido a que la metodología de plantas eólicas no define qué variable utilizar para la tasa libre de riesgo y a que la fuente a la que hace referencia no contiene información sobre este parámetro. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

La tasa libre de riesgo de los últimos 12 meses, es la de abril 2011 a marzo 2012, el promedio de estos valores es de 3,24%. En el anexo 2 del informe técnico 433-DEN-2012, se detalla cada uno de los valores mensuales.

El periodo a tomar en cuenta según la metodología es de doce meses, lo cual es un periodo corto para calcular la tasa libre de riesgo. En varias metodologías aprobadas previamente (plantas viejas y bagazo de caña), se utiliza un periodo de 60 meses, de forma que el cálculo no contenga sesgos. A pesar de esto se utiliza el periodo de referencia señalado (12 meses) pues así lo indica la resolución RJD-163-2011.

b. Beta desapalancada. Se utiliza 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-163-2011 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 3 del informe 433-DEN-2012.

c. Prima por riesgo (PR). Se utiliza 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 abril del 2011 a marzo del 2012, con los cuales el promedio aritmético es de 5,98%. Ver anexo 4 del informe 433-DEN-2012.

Es importante señalar que 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 utiliza el periodo de referencia señalado (12 meses) pues así lo indica la resolución RJD-163-2011.

d. Riesgo país (RP). 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 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-163-2011 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 calcula el riesgo país anual.

El valor del riesgo país utilizado es de 3,00%, la cual es específicamente para Costa Rica. Ver anexo 5 del informe 433-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 el resultado del beta desapalancado y las demás variables requeridas para calcular la rentabilidad se obtiene una rentabilidad de 14,27% según el modelo CAPM, como se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 4 Cálculo de la rentabilidad con el modelo CAPM

Fuente: Elaboración propia DEN 4.4.3 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 abril del 2007 a marzo del 2012 de la tasa de interés mencionada anteriormente es de 9,37%. Ver anexo 6 del informe 433-DEN-2012.

4.4.4 Vida económica del proyecto (v).

Según lo establecido en la RJD-163-2011, 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. Se supone que la vida económica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.

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

Según lo establece la resolución RJD-163-2011, 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.

4.4.6 Edad de la planta (e).

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

4.5 Monto de la inversión unitaria (M).

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

En esta aplicación de la metodología se utiliza la primera opción incluida en la RJD-163-2011, la cual requiere la conformación de una muestra de al menos 20 plantas eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes confiables. Además, se puede incorporar datos de proyectos con capacidades mayores a 20 MW si existen justificaciones técnicas para hacerlo y cuando exista insuficiencia de datos de proyectos en el rango de capacidades requeridos.

El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:

• a)De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre plantas eólicas se obtienen costos de inversión, este es el caso de las plantas Montes de Oro Wind (CE-003-2012), Mogote (CE-007-2011), Guayabo (CE-006-2011) y Tilawind (ET-253-2008), todas las plantas anteriores con capacidad igual a 20 MW. Luego, se obtiene el costo de inversión de Los Santos3, planta de menos de 20 MW. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile4 se obtienen costos de inversión para 9 plantas eólicas con capacidades igual o menor a 20 MW y de la Corporación Interamericana de Inversiones5 se obtiene el costo de inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW. Es decir, con la información anterior se tiene una muestra de 15 plantas eólicas de capacidades iguales o menores a 20 MW.

3 La información se encuentra dispobible en: http://www.coopesantos.com. 4 La información se encuentra disponible en: http://www.sea.gob.cl/ 5 La información se encuentra disponible en: http://www.iic.org/es/projects b) Dado que la muestra es insuficiente, se incorpora la información de las últimas dos licitaciones públicas de BOT eólicos que ha promovido el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), con lo cual se tiene el costo de inversión de Guanacaste, La Esperanza, Orosi Dos, Los Ángeles y Chiripa, las cuales son plantas con capacidades cercanas o iguales a 50 MW. Sin embargo, si se comparan los costos de inversión de estas plantas con las de capacidades iguales o menores de 20 MW no se encuentra una correlación entre tamaño de la planta y el costo de inversión, probablemente porque el costo va a depender más del tamaño de turbina utilizado que del tamaño del proyecto. Por esta razón, parece razonable incluir estos proyectos en la muestra. De esta manera, se construye una muestra con 20 proyectos eólicos.

• c)Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los valores se indexan al mes de marzo del 2012 con Índice de Precios al Productor Industrial de Estados Unidos para Generación de Energía Eléctrica (PCU221110221110)6.

6 Esta información se obtiene del Bureau of Labor Statistics en: http://www.bls.gov/ d) Posteriormente, para los datos de costos de inversión a marzo 2012 se calcula el promedio ponderado por capacidad para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra. El cual es de $ 1837 por kW con la muestra obtenida. A este valor se le agrega el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico, estimado en un año, que en este caso es de $124 por KW7, es decir, el monto de costo de inversión promedio es de $1 962 por KW.

7 Se calcula como un año de intereses, utilizando la tasa de interés indicada en el punto 4.4.3 anterior, sobre el monto de la inversión que es financiado, es decir, el apalancamiento, el cual fue obtenido en 4.4.1. En resumen, el monto por pago de intereses será igual a multiplicar la inversión por el porcentaje de apalancamiento por la tasa de interés.

• e)Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se obtiene un valor de $421 por KW. Con la información anterior, se calcula el límite superior de la banda, sumando al costo promedio de inversión la desviación estándar, es decir, $1 962 + $421 = $2 382 por KW. Y el límite inferior de la banda es el costo promedio de inversión menos una desviación estándar, lo que da como resultado $1 541 por KW En el anexo 7 del informe técnico 433-DEN-2012 se observa la muestra y los valores de inversión utilizados.

4.6 Factor ambiental Actualmente el factor ambiental es igual a cero. Según la resolución RJD-163-2011, 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 (entre otros la convocatoria y realización de audiencia pública).

4.7 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 $421.

b. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $1 962 + $421 = $2 382 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, $1 962 - $421 = $1 541 por kW 4.8 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 E = 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:

Cuadro No. 5 Cálculo de las bandas tarifarias

Fuente: Elaboración propia DEN 4.9 Estructura estacional La estructura tarifaria estacional que se utiliza es la aprobada en la RJD-163-2011 que es la siguiente:

"El procedimiento de cálculo consistió en encontrar los parámetros de estructura de temporada alta y temporada baja, que aplicados a la muestra de las plantas produjera el mismo ingreso acumulado que tendría esa muestra si se le aplicara un precio único igual al nivel de precios deseado. La temporada alta cubre los cinco meses comprendidos entre enero y mayo, y el resto del año corresponde a la temporada baja.

Los parámetros adimensionales son los siguientes:

a. Para temporada alta: 1,326.

b. Para temporada baja: 0,531.

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

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

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

Cuadro No. 6 Estructura tarifaria según parámetros adimensionales para las bandas tarifarias ($/kWh)

Fuente: Elaboración propia DEN 4.10 Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-163-2011, 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.

4.11 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.

La RJD-163-2011 establece que 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.

4.12 Obligación de presentar información Como se establece mediante la RJD-163-2011, los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.

4.13 Aplicación de metodología La metodología aprobada mediante la resolución RJD-163-2011 establece que es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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

La banda tarifaria será la que aplique para los proyectos nuevos una vez que sea publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

II.Que en relación con las manifestaciones de los opositores indicadas en el Resultando VI de esta resolución y de conformidad con lo analizado por la Dirección de Servicios de Energía, seguido a continuación se resumen algunos de los argumentos más recurrentes y que eventualmente podrían afectar más significativamente la tarifa. Sobre cada uno de ellos se presenta la posición de la ARESEP, según se expuso en la resolución RJD-163-2011 y otras consideraciones adicionales, según se indica en el oficio 433-DEN-2012.

Esta sección se basa en el análisis que se efectuó cuando fue sometida a audiencia pública la respectiva metodología (OT-028-2011). En este caso, no es posible diferenciar cuando los argumentos expuestos por los opositores a la metodología o a su respectiva aplicación. Sin embargo, se debe de tomar en cuenta que una vez definida la metodología por parte de la Junta Directiva, muchos de los argumentos expuestos pierden vigencia.

3.1. Principales argumentos expuestos.

Las oposiciones presentadas versan sobre una considerable cantidad de temas específicos. A continuación se resumen algunos de los argumentos más recurrentes entre los participantes en el proceso de audiencia y que eventualmente podrían afectar más significativamente la tarifa y el modelo propuesto; sobre cada uno de ellos, se expone la posición de la ARESEP8.

8 Algunos de los argumentos expuestos y el análisis efectuado se toma de la resolución RJD-163-2011 (folio 666-709 del expediente OT-028-2011).

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. Los principales argumentos expresados por los opositores sobre ese aspecto son los siguientes:

• a)Los costos que se consideraron en la estimación de la tarifa tope no están basados en información confiable para establecer el costo promedio de una empresa eficiente.
• b)El esquema de tarifa tope tiene el inconveniente de que se deja sin posibilidad de participar como oferente de energía para el ICE a los generadores privados con costos superiores al promedio estimado.
• c)Dado que el ICE es el único comprador, el esquema de tarifa tope deja en desventaja a los inversionistas ante el ICE.

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

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

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

Se coincide además con el argumento del punto c) porque el esquema de tarifa tope tiene el inconveniente de que no establece un límite inferior para el precio de la energía a comprar por el ICE. Ello provocaría que el ICE, en su condición de operador monopsónico, tenga un margen inconvenientemente amplio para fijar precios por debajo del costo de muchos operadores que pueden ser considerados eficientes.

La ARESEP consideró que para evitar los inconvenientes de la tarifa tope planteados en las oposiciones, la opción más adecuada es el esquema de banda tarifaria y así se aprobó mediante la resolución RJD-163-2011. Dado que se carece de información detallada sobre niveles de eficiencia en el segmento industrial de interés, se proponen dos opciones para definir la banda. La primera de ellas a emplear consiste en aplicar un criterio estadístico, en función del promedio y la desviación estándar de los costos de inversión. Si esa opción no fuera aplicable por carencia de información, se optará por una segunda opción alternativa, consistente en estimar la banda a partir de estimaciones de costos típicos y rangos de variación de los componentes de la estructura de costos de inversión de proyectos eólicos, con base en datos disponibles en la bibliografía especializada.

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

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

Por otra parte, en algunas oposiciones se solicitó establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley 7200. Al respecto, conviene tener presente que si se estableciera una tarifa única con un valor igual al límite superior de la banda tarifaria propuesta en este informe, el ICE quedaría sin ningún margen para dar preferencia a los oferentes que cotizaran menores tarifas. Por el contrario, se vería obligado a otorgar la misma tarifa a todos los oferentes, y a adjudicar los contratos con base en criterios distintos al precio ofrecido.

Este eventual esquema entrañaría una desmotivación a la eficiencia técnica y económica en la operación de las empresas eólicas dispuestas a vender su energía en el marco de la Ley 7200.

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

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

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

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

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

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

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

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

Al considerar lo expuesto en párrafos anteriores, se llega a concluir que la metodología propuesta permite cumplir ampliamente lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593, en cuanto a la aplicación del criterio de sostenibilidad ambiental.

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

3.1.6 La indexación de la tarifa Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Todos los valores que determinan la tarifa se revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- en cada fijación tarifaria.

3.1.7 La inversión Se han planteado varias alternativas sobre el monto de la inversión a reconocer en este modelo tarifario.

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

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

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

3.1.10 Vigencia de la resolución RJD-009-2010 (plantas viejas) La metodología que se aprobó para definir las tarifas de plantas existentes (Resolución RJD-00009-2010) se aplicará solo a aquellas que ya han tenido un contrato con el ICE. La metodología que ahora se propone es para plantas nuevas; por lo que no procede desde el punto de vista jurídico que la nueva metodología que ahora se propone derogue la anterior. Por esa razón, no se analiza en este informe el contenido de la resolución RJD-00009-2010.

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; pero igual se puede afirmar de otros actores.

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

3.1.12 Promoción de la inversión privada en generación eólica El modelo propuesto en este informe está diseñado para estimular la inversión privada en generación eólica, orientada a aprovechar las oportunidades abiertas por el Capítulo I de la Ley 7200. Dos de los principales elementos del modelo que permitirían el logro de ese objetivo son los siguientes: a) establecer un esquema de bandas tarifarias con un límite superior a la tarifa correspondiente al costo promedio, mediante el cual se ofrece un margen considerable para que firmas con costos diferentes al promedio tengan posibilidades de vender energía; y b) abrir la posibilidad de incluir en la tarifa un componente ambiental, cuyo diseño será sometido a audiencia pública próximamente si así lo decide la Junta Directiva. Otras mejoras con respecto a la formulación del modelo remitido a audiencia pública que permiten establecer tarifas más atractivas para los generadores privados son las siguientes: a) utilizar en la aplicación de la metodología CAPM los valores obtenidos de una fuente de información internacionalmente reconocida, verificable y actualizable periódicamente; y b) una estimación del costo de inversión promedio definida de manera detallada para hacer más previsible el cálculo de esa variable.

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

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

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

Y agrega que:

"[...] Este último artículo [se refiere al artículo 31 de la Ley 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 servicios 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 de 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 respeten el principio de servicio al costo, no se atente contra el equilibrio financiero de los prestadores de los servicios públicos, sujetos a las regulaciones de la Ley 7593 y, sean conformes con lo estipulado en el artículo 16 de la citada Ley general. Esas potestades incluyen la fijación de tarifas puntuales o bandas tarifarias. Téngase en cuenta que una banda tarifaria no es otra cosa que una secuencia posible de tarifas autorizadas. Se debe tener presente que no es poco frecuente la fijación de tarifas mediante bandas por parte de los entes reguladores de servicios públicos en todo el mundo.

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

"[...]

[...]

III.- [...] Luego, pese a alegar infringidos los principios de legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y seguridad jurídica, no indica cómo se produce, sino que se limita a señalar que el sistema de bandas configura una delegación de potestades. Para esta Sala, es claro, según el precepto 5 de la Ley de la ARESEP, entre sus competencias se encuentra la de fijar precios y tarifas de los servicios públicos [...] De ahí, para este Órgano Colegiado, la accionada, sin exceder sus potestades en la resolución RRG-9233-2008, cuya nulidad se pretende en este proceso, creó un sistema de bandas para la determinación del precio de los combustibles en puerto y aeropuertos [...] De conformidad con las estipulaciones del numeral 31 ibídem, la ARESEP puede habilitar o crear modelos de cálculo de precios para servicios regulados, pudiendo tomar en cuenta variables externas a los prestadores [...] Así, en la especia la demandada [se refiere a la ARESEP] no delegó su competencia a RECOPE, sino, que estableció la fórmula que técnicamente estimó resulta más adecuada e idónea para regular el mercado específico [...] Consecuentemente, lo único que hace la Refinadora [se refiere a Recope, S.A.] es aplicarla [...], pero es la ARESEP quien continúa determinando la tarifa para ese mercado, mediante la metodología dispuesta. [...] V.- De acuerdo con lo expuesto, no se han dado las ilegalidades que invoca la casacionista, por lo cual, deberá rechazarse el recurso." 3.2. Resumen y análisis de oposiciones y coadyuvancias9 9 Según el informe de oposiciones y coadyuvancias que consta en los folios 329-334 no presentaron posición al ET-029-2011 las siguientes personas físicas o jurídicas: Esteban Lara Erramouspe (se incluye debido a que se incluyó en las respuestas a las posiciones del OT-028.2011), Inversiones La Manguera S.A., Compañía Eléctrica Doña Julia S.R.L., Empresa Eléctrica Matamoros S.A. e Hidroeléctrica Aguas Zarcas S.A. Además, aparte de las respuestas brindadas a las posiciones en RJD-163-2011 se incluyen respuestas a Hidroeléctrica Caño Grande S.A., Hidroeléctrica Platanar S.A. e Hidroeléctrica del General S.R.L., El Embalse S.A. e Hidrovenecia S.A., ya que el informe citado indica que presentaron posición al ET-029-2011.

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

3.2.1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, ACOGRACE, representada por Carlos Roldán Villalobos, cédula 4-138-436:

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

Se coincide con lo expresado en el texto citado, en cuanto a que no hay certeza de que los valores promedio de inversión y explotación que se estimaron correspondan a procesos productivos eficientes. La opción planteada en este informe de establecer una banda tarifaria alrededor del promedio de inversión permite superar esta incertidumbre, dentro de límites razonables. En relación con este tema, véase el punto 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 7200, como insumo para la fijación adecuada de tarifas. En la actualidad, se carece de ese tipo de información y por tanto, no se puede utilizar para esos efectos. En este informe se propone que los operadores que logren ser seleccionados para venderle energía al ICE deberán presentar a la ARESEP informes financieros periódicos sobre sus operaciones. Conforme se logre obtener información más precisa del sector será posible revisar y perfeccionar el diseño del modelo.

3.2.2. Señor Stephen Yurica, cédula 8-076-871 ARESEP deberá incluir en la tarifa un factor ambiental, pues en realidad en muchos tratados internacionales que están firmando con Costa Rica que hay que internalizar los costos sociales y ambientales de las empresas y eso debe estar incluido en las tarifas.

Se está de acuerdo con lo expresado en el texto anterior. Véase al respecto el punto 3.1.5 de este informe.

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

La estructura tarifaria está diseñada para que se generen todos los recursos financieros que el proyecto requiere. La gestión de los fondos a lo largo del año se encuentra en el ámbito de la gestión administrativa por parte del inversionista. La periodicidad anual de las compras de energía responde a requerimientos de demanda de energía del Sistema Eléctrico.

3.2.3. 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.

3.2.4. Rubén Zamora Castro, cédula 1-1054-273:

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

Sobre este tema, véase lo expresado en los puntos 3.1.1., 3.1.5. y 3.1.12. de la sección 3 del informe.

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 ambientales en las tarifas: en su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, véase el punto 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 peligro porque puede ser una violación también constitucional del derecho de propiedad privada, ¿Por qué? Porque uno de los elementos del derecho de propiedad privada, que es fundamental en cualquier país democrático, es el valor económico que tiene la propiedad privada. Si yo dejo a una propiedad supuestamente privada sin el valor económico que tiene la estoy desnaturalizando y me estoy convirtiendo en un país totalitario donde a todos los bienes yo no les asigno ningún valor ni les doy ningún tipo de importancia.

Se coincide con lo expresado en esta oposición, en cuanto a que las condiciones contractuales propias de la venta de electricidad al ICE en el marco de la Ley 7200 son distintas a las de los contratos de concesión de servicio público. Se coincide también en que no hay razones válidas para no reconocer dentro de la tarifa la revaluación en el tiempo del valor real del activo. Dentro de la metodología se está incluyendo la actualización de todas las variables en cada fijación tarifaria, incluido el rubro de inversión, lo que permite que se actualice el valor del proyecto en cada fijación tarifaria.

3.2.5. Oposiciones presentadas por: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), representada por Mario Alvarado Mora, cédula 4-129-640 y Hidroeléctrica Platanar, S.A. e Hidroeléctrica del General, S.R.L, representada por Javier Matamoros Agüero, cédula 2-0359-0733:

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

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

En este informe se sustituye el esquema de tarifa tope por uno de banda tarifaria. Véase al respecto el punto 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 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 7593, hay elementos importantes que deberían considerarse para valorar este criterio, costo de oportunidad y externalidad de las fuentes térmicas y el costo de oportunidad me refiero a que si no se instalan plantas térmicas y el país ocupa plantas renovables. Se tendría que hacer instalación de plantas térmicas, con la diferencia de costos, con la diferencia en cuanto a emisiones, con la diferencia en cuanto salida de divisas, con la diferencia en cuanto a los problemas de imagen de un país.

En su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, véase el punto 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 7200 para los generadores privados. Si pudiera ilustrarnos la Autoridad Reguladora en este tema realmente podríamos valorar ese asunto porque no consta en el expediente cuáles son esas otras opciones.

El propósito de dejar abierta la aplicación de esta metodología a eventuales transacciones de energía con compradores distintos al ICE es considerar la posibilidad de que la legislación nacional experimente cambios en el futuro que permitan ese tipo de transacciones. En esa eventual situación, podría no ser necesaria la aprobación de una nueva metodología para regular las ventas de energía producida con plantas eólicas nuevas.

Sobre la cita de caso específico, téngase por mencionado el caso de las ventas de Coneléctricas a las diferentes Cooperativas de Electrificación Rural.

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 de 2011 solamente son aplicables a plantas eólicas nuevas. Sobre este tema, véase lo El modelo no incluye el impuesto del 15% a los dividendos que establece la Ley del Impuesto sobre la Renta en su artículo 18, inciso a. Lo cual refleja usando una tasa impositiva global de 40,5%, que conjuga el impuesto de la renta y el impuesto a la distribución de dividendos.

Sobre lo 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.

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

Sobre lo inversión, véase el punto 3.1.7 de esta sección.

Sobre la muestra de proyectos escogidos para el cálculo de la tarifa, véase la sección 4.5 del informe técnico (433-DEN-2012).

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

En la propuesta que se presenta en este informe se actualizan varios de los parámetros utilizados para aplicar la metodología de CAPM. Véase al respecto el punto 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 la capitalización de los gastos financieros durante el periodo de gracia, para evitar que se descapitalice el proyecto y la inversión corra el riesgo de liquidez durante el proceso de obra. Respecto a las condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, se procedió a solicitar información a los entes financieros de tal manera que ésta sea precisa y corresponda con las condiciones actuales para proyectos de este tipo. Además, en las actualizaciones periódicas de la franja se están considerando las variables financieras (ver punto 3.1.6).

3.2.6. Esteban Lara Erramouspe, cédula 1-785-994:

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

En el punto 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 eólica, en el marco de lo que establece la Ley 7200.

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

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

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

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

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

Concretamente en esta fijación se utiliza un factor de carga de 0,39.

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

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

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

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

3.2.7. 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.

3.2.8. Tobías Cossen, cédula 1267600140826:

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

Las mejoras introducidas en el modelo tarifario que se propone en este informe permiten elevar su capacidad para estimular la inversión privada orientada a vender energía eólica al ICE en el marco de la Ley 7200. Sobre los incentivos a la inversión que puede generar esta metodología, véase el punto 3.1.12.

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

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

En este informe se amplió el criterio de actualización de costos para que incluya todas la variables que inciden en el cálculo de la franja tarifaria. Para estos efectos, véase lo que se expresa en el punto 3.1.6.

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

Sobre lo

3.2.10 . Allan Broide Wohlstein, cédula 1-1110-0069:

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

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

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

Se coincide con lo expresado en el texto anterior, en relación con las desventajas asociadas a establecer una tarifa tope. Véase al respecto el punto 3.1.1. de esta sección. Por otra parte, en cuanto a los inconvenientes de establecer una tarifa única para fijar el precio de venta de la energía a comprar por el ICE en el marco de la Ley 7200, véase el último párrafo del punto 3.1.1. y en el punto 3.1.13 de esta sección.

3.2.11 . Claudio Volio Pacheco, cédula 1-302-793:

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

En relación con el tema del financiamiento, véase el punto 3.1.3. de esta sección.

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

Se ha considerado conveniente eliminar la tarifa tope, pero no se apoya la idea de una tarifa única. En cambio se ha decidido establecer un sistema de banda tarifaria que ofrezca un margen de oportunidades amplio para presentar ofertas al ICE. Véase el punto 3.1.1 de este informe. Respecto al tema de riesgos, la propuesta tarifaria se limita al tratamiento brindado mediante el uso del CAPM.

No parece haber evidencia, dentro del modelo de la ARESEP, sobre la inclusión de una variable que represente el criterio de sostenibilidad ambiental, indicado en la ley 7593, aunque el contexto del documento sobre el modelo habla continuamente de este tema, y lo pondera como parte del Plan Nacional de Desarrollo 2010-2014.

En su argumento, el opositor confunde el concepto de "sostenibilidad ambiental" con el "factor ambiental" previsto en la fórmula de la tarifa, y eso le conduce a la conclusión equivocada de que no se cumple el artículo 31 de la Ley 7593. Al respecto, véase el punto 3.1.5 de este informe.

Igualmente no está clara la forma en que este modelo pretende "atraer" inversión para el desarrollo de electricidad con recursos renovables y participación del capital privado [.]

Con el fin de aclarar estos aspectos, se precisaron de forma más clara los incentivos que se establecen con esta propuesta. Véase el punto 3.1.12 de este informe.

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

Se aclara que la ARESEP debe brindar a todos los interesados la oportunidad de aportar elementos para el mejoramiento de la propuesta y que precisamente para ese propósito se realizó la audiencia pública. Véase el punto 3.1.11 de este informe.

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

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

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

Se aclara que esta propuesta solo se aplica a las plantas de generación eléctrica nuevas. Véase el punto 3.1.10 de este informe.

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

Se aclara que no se considera procedente que este pago sea reconocido en la propuesta tarifaria. Véase el punto 3.1.9 de este informe.

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

En el punto 2.10 del modelo, se reformuló en forma más clara la forma en que debe aplicarse el tipo de cambio.

En cuanto al ajuste de la tarifa, se debe establecer que el valor al que se contrató la venta de energía, debe regir para toda la vigencia del contrato, ajustándose periódicamente por variables de inflación interna y externa, así como por la devaluación del colón.

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

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

En la propuesta se propone el uso de los valores de inversión de una muestra representativa de plantas de hasta 20 MW, para calcular la banda tarifaria. Alternativamente, si hubiera problemas de información se propone utilizar estructuras de costo de las plantas eólicas obtenidas de bibliografía especializada. Véase el punto 2.7 de este informe.

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

Todas las variables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de conformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 3.1.6 de este informe.

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

Con respecto a la aplicación del CAPM véase lo indicado en el punto 3.1.2 de este informe.

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

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

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

Todas las variables que inciden en el cálculo de la tarifa serán objeto de revisión de conformidad con lo que establece la ley 7593. Véase el punto 3.1.6 de este informe.

3.2.13. Hidroeléctrica Caño Grande, representada por Alonso Núñez Quesada, cédula 4-160-063:

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.

3.2.14 . El Embalse S.A., representada por Manrique Rojas Araya, cédula 1-893-107:

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 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, ver 3.1.8. Sobre costos de inversión 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.

3.2.15. Hidro Venecia S. A., representada por Rafael Rojas Rodríguez, cédula 9-009-547:

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.

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 eólicos nuevos que utilicen el viento como insumo para generar energía eléctrica para la venta al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, tal y como se dispone.

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 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

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0830 por kWh, la tarifa promedio en $0,1000 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1171 por kWh.

II. Establecer la siguiente estructura para la tarifa resultante ($/kWh)

III.Las condiciones a aplicar a esos generadores privados son las señaladas en la Resolución RJD-163-2011, así como lo señalado en la sección 4 del respectivo informe técnico que sirve de fundamento a esta resolución.

IV.Indicar a todas las empresas de generación privada afectadas por esta fijación tarifaria, que para mejorar esta metodología en el futuro, los generadores privados eólicos tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada. De lo contrario, estarán sujetos a la aplicación de las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y 41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

V.Indicar 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, agradeciéndoles su valiosa participación y los aportes recibidos durante el proceso tarifario.

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.

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

CONSIDERANDO

sección.

POR TANTO:

RESUELVE: