Resolución 027 — Amendment of Tariff Methodologies for Private Renewable Generators

throughout the entire text - Complete Text of Norm 027 Reform of tariff-setting methodologies for private generators of electricity using renewable resources Complete Text of record: F885E REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES RESOLUTION RJD-027-2014 San José, at fifteen hours and forty-seven minutes on the twentieth of March, two thousand fourteen MODIFICATION OF THE TARIFF-SETTING METHODOLOGIES FOR PRIVATE GENERATORS OF ELECTRICITY USING RENEWABLE RESOURCES FILE OT-122-2013 WHEREAS

I.That through resolution RJD-004-2010 of April 26, 2010, published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010, the Board of Directors of ARESEP approved the "Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula".

II.That through resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010, published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010, the Board of Directors of ARESEP approved the "Tariff-setting methodology for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad".

III.That through resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011, published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolution RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, the Board of Directors of ARESEP approved the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants".

IV.That through resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, published in La Gaceta No. 233 of December 5, 2011, the Board of Directors of ARESEP approved the "Cost model and structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula".

V.That through resolution RJD-163-2011 of November 30, 2011, published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, the Board of Directors of ARESEP approved the "Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants".

VI.That through agreement 04-39-2012 of the ordinary session No. 39-2012, held on May 24, 2012, the Board of Directors of ARESEP requested the General Directorate Center for Development for Regulation to conduct a review of the Tariff-setting methodology for existing private generators and to propose to this Board of Directors the improvements it deems pertinent.

VII.That through official letter 663-IE-2013/81-DGDR-2013, the Energy Office and the General Directorate of Development of Regulation, present the proposal for "Modification of the tariff-setting methodologies for private generators of electricity using renewable resources". (folios 41 to 62).

VIII.That on May 23, 2013, through official letter 338-SJD-2013, the Secretariat of the Board of Directors referred to the General Directorate of Legal and Regulatory Advice for its analysis, the proposal referred to in the previous point (Folio 38).

IX.That on May 28, 2013, through official letter 364-DGJR-2013, the General Directorate of Legal and Regulatory Advice, issued its opinion on the proposal contained in official letter 663-IE-2013/81-DGDR-2013 (Folios 34 to 37).

X.That on June 11, 2013, through official letter 774-IE-2013/93-DGDR-2013, the General Director of the Center for Development of Regulation (DGDR) and the Energy Office Head referred to the Board of Directors, the "Proposal for modification of the tariff-setting methodologies for private generators of electricity using renewable resources". (Folios 8 to 32)

XI.That through official letter 473-SJD-2013/17381, the Secretariat of the Board of Directors of the Regulatory Authority, communicates agreement 02-48-2013 of the record of the extraordinary session held on June 24, 2013, in which it orders instructing the General Directorate of User Services to proceed with the public hearing procedure for the proposal for "Modification of the tariff-setting methodologies for private generators of electricity using renewable resources"

XII.That the call for public hearing is published in the nationally circulating newspapers (La Prensa Libre and La Nación) (Folio 73).

XIII. That the call for public hearing is published in La Gaceta No. 214 (Folios 70 and 76)

XIV.That the public hearing to learn about the proposal was held on August 12, 2013, at 17 hours and 15 minutes, in accordance with the regulations governing this process. Positions or coadjuvancies were admitted from 15 natural or legal persons. According to the Report on Oppositions and Coadjuvancies, official letter 2515-DGAU- 2013/ 25593 (Folios 83 to 406). The positions presented correspond to the following natural or legal persons: 1- Vientos del Volcán, (Folios 135 to 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 to 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 to 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 to 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 to 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 to 114), 7- Ingenio Taboga

S.A., (Folios 115 to 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 to 134), 9- El Ángel S.A., (Folios 152 to 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr. Luis Enrique Pacheco Morgan, electricity manager, (Folios 205 to 265), 11- Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 to 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. and Desarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 to 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don Pedro S.A. and PH Río Volcán S.A, (Folios 313 to 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 to 353), 15- Asociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 to 406).

XV.That on August 29, 2013, the General Directorate of User Services, through official letter 2515-DGAU-2013/ 25593, issued the report on positions and coadjuvancies (Folios 435 to 438).

XVI.That through official letter 29-CDR-2013 (sic), of February 28, 2014, the General Directorate of the Center for Development of Regulation referred the final report on the proposal for modification of the Tariff-setting Methodologies for private generators of electricity using renewable resources.

XVII.That through official letter 117-SJD-2014, the Secretariat of the Board of Directors referred to the General Directorate of Legal and Regulatory Advice for its analysis the proposal referred in official letter 29-CDR-2013 (sic) indicated in the preceding whereas clause.

XVIII.That through official letter 153-DGAJR-2014, of March 3, 2014, the General Directorate of Legal and Regulatory Advice, issued its opinion on the proposal for modification of the Tariff-setting Methodologies for private generators of electricity using renewable resources.

I.That from the report referred through official letter 29-CDR-2013 (sic), which serves as the basis for the present resolution, it is appropriate to extract the following:

"(.)

1. Summary The current methodologies for private hydroelectric, wind, biomass, and bagasse generation plants, provide differentiated treatment to certain variables that affect the determination of tariffs.

The proposal set forth in this report is aimed at resolving the differences in regulatory treatment, especially in the definition, notation, or calculation of certain variables, considered in the current private generation methodologies so that they receive homogeneous treatment.

This report presents the following change proposals:

a. Incorporation and/or modification of the scope of the methodologies for new hydroelectric plants, generation using sugarcane bagasse, and biomass.

b. Standardized treatment of the cost of capital.

c. Homogenization of the procedure for updating investments in fixed assets (inversiones en activos fijos).

d. Formal adjustment in the section on updating operating costs for existing hydroelectric plants and generation using bagasse.

e. Elimination of the reference to exponential-type regression in the calculation of operating costs in the methodology for new hydroelectric generators.

f. Expansion of the scope of the methodology for new hydroelectric plants, so that on a transitional basis, the tariffs determined with it are applied to plants that produce using non-conventional energy sources, for which specific methodologies have not yet been defined.

The proposed changes refer to the following tariff-setting methodologies for private electric energy generators:

a. Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de electricidad and its indexation formula, approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010.

b. Tariff-setting methodology for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad, approved through Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010.

c. Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, approved through Resolution RJD-152-2011, on August 10, 2011, and published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolution RJD-161-2011, on October 26, 2011, and published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011 and RJD-013-2012 of February 29, 2012 and published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012.

d. Cost model and structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula, approved through Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta No. 233 of December 5, 2011.

e. Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants, approved through Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.

f. Following the public hearing process, held on August 12, 2013, where positions or coadjuvancies were received from 15 natural or legal persons, the following changes were made to the proposal presented in the public hearing:

a)Aspects related to the variables incorporated in the CAPM profitability calculation are specified, using the financial information source Professor Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar Risk-free rate: It is specified that the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds will be used, with the same maturity period for which the risk premium is calculated.

Risk premium: it is specified that the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used.

Country risk: the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium.

b)Exclusion of extreme values for the investment cost:

The exclusion of extreme values will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be justified by science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.(.)

3. Justification During the analysis process of the changes to be made to comply with agreement 04-39-2012, several situations associated with variables present in some of the methodologies for private electricity generation plants were identified, whose definitions it is considered convenient to modify to standardize across all private generation methodologies, or to improve them. Among them, the following are found:

a)Incorporation and/or modification of the scope section of the methodologies for new hydroelectric plants, generation using sugarcane bagasse, and biomass. The modification is made considering:

i. The need to define a tariff for private generators that sell energy to buyers other than (ICE) and that are in turn authorized for this type of transaction; in a manner that the reference tariffs in force and defined in said methodologies are established for such purposes.

ii. In the case of the tariff methodology for generation with new plants, it is considered necessary to include within the scope the criterion to be used for plants to be recognized as new.

b)Standardized treatment of the cost of capital:

i. The standardization of the cost of capital is justified to comply with agreement 04-39- 2012, establishing a uniform design in the use of the variables and manner in which the cost of capital defined in the five private generation methodologies is obtained. Likewise, regarding the homogenization of the information sources used in each methodology for calculating the cost of capital.

ii. It was considered convenient to use the calculation formula established in the generation methodologies for new hydroelectric plants, biomass generation, and wind as a reference to standardize the methodologies for existing plants and bagasse generation with regard to the cost of capital.

iii. The homogenization of the information sources for the variables used in the calculation of the cost of capital is justified considering the existing differences, between each one of the methodologies, regarding their treatment:

Risk-free rate: In two methodologies (generation with new hydroelectric plants and biomass) the information source is not indicated. In the case of the wind generation methodology, the source of information referred to is the one prepared by Dr. Aswath Damodaran, professor at the University of New York, and through a 12-month estimate. For the remaining two methodologies, the risk-free rate is estimated as a 60-month average of the 20-year United States Treasury Bonds.

Unlevered Beta: Established in the generation methodologies using bagasse and existing plants based on technical documents from the year 2000 prepared by the DEN; for the rest of the methodologies, the source used has been Damodaran, where the Beta value is estimated as an average of the last 12 months.

Risk premium: In the generation methodologies using bagasse and for existing hydroelectric projects, the source used is the one prepared by consultant Martín Rossi estimated as a 40-year average, while for the remaining ones, Damodaran is used as the source and it is calculated as an average of the last 12 months.

Country risk: The source used for defining this variable has been Damodaran without detailing its application, this for generation using Bagasse and existing plants. For the other methodologies, Damodaran is used as the source, considering a 12-month average.

c)Homogenization of the procedure for updating investments in fixed assets:

The methodology for electricity generation using bagasse and existing hydroelectric plants, divides the indexation of total costs into internal and external costs, defining the indexation of the former through the IPPI of Costa Rica, and the latter, through the IPP of the United States. It is considered necessary to eliminate the differentiation between external and internal costs and to define the index that best suits the indexation of investment costs through a representative index of the sector.

The methodologies in question define the United States or Costa Rican Producer Price Index for Industry as the criterion for updating the investment; this is an index that groups in its calculation a large number of activities not necessarily linked to the electricity sector. Recently, price indices consistent with and specific to investments linked to the electricity sector have been identified, thereby allowing for better indexation of costs. The foregoing justifies the modification of the section and leaving open the possibility of using representative price indices based on the variables to be updated.

d)Elimination of the reference to exponential-type regression:

The generation methodology for new hydroelectric plants defines an exponential regression for updating operating costs that estimates the function relating installed capacity and operating costs. However, the functional form cannot be subject to a single type of regression, since over time it is exposed to a series of elements (economies of scale, technological change, productivity, efficiency, among others.) that can make the functional form that best approximates the relationship to be modeled be logarithmic, polynomial, linear, etc.

e)Expansion of the scope of the tariff methodology for new hydroelectric plants, so that the resulting tariffs can be applied to plants that use non-conventional energy sources, for which specific tariff methodologies do not yet exist. The reasons considered for proposing this change are the following:

i. ARESEP is aware that in recent months ICE has received a considerable amount of expressions of interest for the sale of energy from private generators to be produced using municipal solid waste and photovoltaic cells.

ii. Based on information from various sources, it has been found that there are plants in other countries that sell electricity produced with the aforementioned sources, at prices lower than the costs of electricity produced in the country using thermal sources.

iii. The energy produced with municipal solid waste can generate positive economic and environmental impacts for the country, associated with the substitution of thermal-based energy, and can also be an important means to solve the problems linked to the disposal and treatment of municipal solid waste. Therefore, it is a doubly important activity for the national interest.

iv. It is known that worldwide, the cost of energy produced with photovoltaic cells is experiencing a strong downward trend, due, among other aspects, to the oversupply of that type of energy and to recent technological improvements. This explains the interest of a considerable number of investors in offering ICE the sale of energy produced with that source (Pernick, et al)1.

1 Pernick R., Wilder C. and T. Winnie (2013). Clean Energy Trends 2013. Clean Edge. The Clean - Tech Market Authority.

v. Energy generation with clean sources is defined as a priority in the Plan Nacional de Desarrollo. In this regard, objective 13.2.1.1.1 states the following: "Guarantee the use of clean energy sources to satisfy national demand, decreasing the utilization of hydrocarbons." In that sense, the expansion of the base of clean energy sources, such as solar energy and municipal solid waste, is of national importance.

vi. In the country, there is no experience in generation using municipal solid waste or with latest-generation photovoltaic cells. Furthermore, the technologies associated with these processes are relatively recent worldwide. For these reasons, ARESEP must resort to the support of external specialists to develop the specific tariff methodologies for the mentioned processes. This will require a period of several months, starting from the time this proposal is drafted.

vii. It is necessary for the Regulatory Authority to use the options at its disposal to facilitate, within its scope of competence, the development of markets for the sale of electricity produced with clean sources. In this orientation, it is convenient for the national interest that—on a transitional basis—the institution enable tariff setting for generation using non-conventional sources, based on one of the tariff methodologies for private generation that is currently in force.

4. Legal framework The approval of the proposed methodological changes finds legal support in the regulations cited below:

a. Law No. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establishes, in its article 5, that ". In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs." The cited public services include, in subsection a) of the same article, the "Supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization." b. The Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, pursuant to the provisions of article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, is empowered to issue and modify the regulatory methodologies that will be applied in the various markets. Said regulation was published in Alcance 13 to La Gaceta No. 69, of April 8, 2009 and its amendments.

In accordance with the foregoing, it is clear that the Board of Directors of the Regulatory Authority is the competent body to issue and modify the tariff methodologies for regulated public services, including the generation of electricity, for which it must follow the public hearing procedure. The legal framework cited provides the basis that empowers ARESEP to establish and modify the regulatory methodologies subject to this report.

5. Change proposals Taking into account the background and justifications expressed, as well as the response to oppositions and coadjuvancies presented in section 6 of this report, the following modifications are proposed:

a. Of the "Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de electricidad and its indexation formula", approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "1. GENERAL ASPECTS The purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under the protection of Law 7200, whose source is sugarcane bagasse and which have a valid concession for this type of activity.

(.)" Modify the first paragraph of section 1., as follows:

"1. GENERAL ASPECTS The purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under the protection of Law 7200, whose source is sugarcane bagasse and which have a valid concession for this type of activity, and for those electricity purchase-sales from electricity generating plants using sugarcane bagasse with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

(.)" "2.18. Rate of Return Replace text with the following:

"2.18. Return (Ke) The level of return will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model, CAPM, according to the following formula:

Ke = KL + βd * (KM - KL) + RP Where:

Ke: Investor's cost of capital.

KL: Risk-free rate.

βd : Levered beta of the investment as a measure of systematic risk.

(KM - KL): Risk premium. RP: Country risk.

The sources of the data used are the following:

The Risk-free rate (rl ): is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of the United States of America (USA) Treasury Bonds at 20 years, according to the source: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic- finance/debt-management/ interest- rate/yield_historical.shtml.

The risk premium (rm - rl) is estimated according to the information provided by consultant Martín Rossi, based on S & P 500 Spread information. It is an (arithmetic) average of approximately 4 decades for the United States of America market. ("Ibbotson Associates" according to Martín Rossi (1966-2006).

The unlevered beta (β) value is obtained from reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000 of ARESEP, in which this value was calculated based on a study of various electric companies using information obtained from the Internet. Which must be levered.

Country risk is determined by bond ratings and the appropriate default spreads for the different countries according to the webpage: http://pages.stern.nyu.edu/ ~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypr em.html" The calculation of the return on capital contributions is determined using the method called Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

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

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

Ke = KL + βa * PR + RP Where:

Ke = Return on equity capital contributions.

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

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

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

βa = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the return on a given asset and the market return. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Levered beta.

βd = Unlevered beta.

D/Kp = Relationship between debt and equity capital (estimated through financial leverage) t = Income tax rate. The parameters that need to be calculated to estimate the return on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, relationship between debt and equity capital, and income tax rate. The source for each of them is the following:

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

Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium). The values of this variable and the Unlevered Beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.

Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 shall be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Regulatory Authority.

Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance." Include the following text at the end of section "2.1. Total Investment":

" (.)

Updating of the investment amount in fixed assets The updating of the investment amount in fixed assets that make up the rate base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually, and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting such a decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." "2.11. Indexation of Total Costs To index the total costs defined by the proposed model, these are classified into internal costs and external costs, given that some are affected by exogenous factors and others by endogenous factors.

CTn = CE n-1 x (IPPn / IPP n-1) + CI n-1 x (IPPI n / IPPI n-1) The subscript "n" refers to the current period (the rate setting being processed), and the subscript "n-1" refers to the period of the previous rate setting.

This indexation shall be applied annually, starting the process in the month of May of each year.

2.12. Internal Cost The internal cost is determined by the sum of: the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), the taxes Replace the text of sections "2.11. Indexation of Total Costs"; "2.12 Internal Cost"; and "2.13 External Cost" with the following:

"2.11. Indexation of Total Costs The updating of costs shall be carried out by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others), through a local component, because they are generally costs paid in colones.

Operating costs are determined by the sum of: the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), the cost of insurance (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs shall be indexed with the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

(Cimp), labor costs (Cmo), the cost of insurance (Cse) and indirect manufacturing costs (Cif). These costs shall be indexed to the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

CI n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)] 2.13. External Cost The external cost is defined by the sum of financial expenses (Gf) and depreciation expense (Gdep). Therefore, these costs shall be indexed to the Producer Price Index (PPI) of the United States of America, calculated by the Bureau of Labor Statistics.

CE n = (CE n-1)) x (IPPIn / IPPIn-1)" The cost values shall be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, in accordance with cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the rate to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) Where:

CE: Operating costs (fixed and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation) of the biomass generation or cogeneration plant.

IPPI: Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica." Eliminate Por Tanto II of the resolution and adjust the numbering of the subsequent Por Tantos.

b. From the "Methodology for setting rates for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad", approved by Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta Nº 109 of June 7, 2010:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "3.6. Profitability (Ke) 3.6.1. Concept:

Profitability or cost of capital measures the level of utility or percentage profitability that the investor would obtain for their remaining investment, measured through a model commonly called CAPM (capital asset pricing model).

3.6.2. Calculation Methodology The level of profitability shall be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model, CAPM, according to the following formula:

Ke = KL + βd * (KM - KL) + RP Where:

Ke: Investor's cost of capital. KL: Risk-free rate.

βd : Unlevered beta of the investment Replace text with the following:

"3.6. Profitability (Ke) The calculation of the profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

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

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

Ke = KL + βa * PR + RP as a measure of systematic risk. (KM - KL): Risk premium.

RP: Country risk.

3.6.3. Information Sources The sources of the data used are as follows:

The risk-free rate (rl): is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of the 20-year Treasury Bonds of the United States of America (USA), according to the source: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic- finance/debt-management/ interest-rate/yield_historical.shtml.

The risk premium (rm - rl) is estimated according to the information provided by consultant Martín Rossi, based on information from the S & P 500 Spread. It is an (arithmetic) average of approximately 4 decades for the United States of America market. ("Ibbotson Associates" according to Martín Rossi (1966-2006).

The beta (β) value is obtained from ARESEP reports 499-DEN-2000 and 837-DEN-2000, in which this value was calculated based on a study of several electric companies using information obtained from the Internet. This must be levered.

The country risk is determined by bond ratings and the appropriate default spreads for the different countries according to the page: http://pages.stern.nyu.edu/ ~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html." Where:

Ke = Profitability on equity capital contributions.

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

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

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

βa = Levered beta of the investment. It is the co-variance of the profitability of a specific asset and the profitability of the market. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Levered beta.

βd = Unlevered beta.

D/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage) t = Income tax rate.

The parameters required to calculate the profitability on capital contributions are as follows: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio, and income tax rate. The source for each of them is as follows:

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

Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar 3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.

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

5. Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance." "3.3.2. Information Source (.)

If, given the sample, it is required to update the value of any plant to make it comparable with respect to other information, the indexation shall be carried out using the United States Producer Price Index (PPI - USA), in order to have a data series comparable in real terms. The data contained in the databases exclude extreme values (for example, plants with capacity less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW).

Replace the text with the following:

"3.3.2. Information Source (.)

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

The exclusion of extreme values shall be carried out by investment amount and shall be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.

"6.2. Criteria for Rate Adjustments Each rate review includes the updating of all components of the rate model (I, Ca, Xu, ke, and Fp), according to the latest available information and following the methodologies and formulas established in sections 2 and 3.

If it is not possible to obtain updated information for the variables Ca or I, these may be updated according to the local and international producer price indices, respectively, according to the following adjustment formula:

Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n = I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1) Where:

Can = Updated annual operating cost.

Can-1 = Annual operating cost of the previous period.

In = Updated investment.

In-1 = Investment of the previous period.

IPPICRn = Current Industrial Producer Price Index of Costa Rica IPPICRn-1 = Industrial Producer Price Index of Costa Rica of the previous period.

IPPUSAn= Current Producer Price Index of the United States of America IPPUSAn-1= Producer Price Index of the United States of America of the previous period.

The official sources of these indices shall be Modify and replace section "6.2. Criteria for Rate Adjustments":

"6.2. Criteria for Rate Adjustments Updating of the annual operating cost amount If it is not possible to obtain updated information for the variable Ca, this may be updated according to the local producer price index:

Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) Where:

Can = Updated annual operating cost.

Can-1 = Annual operating cost of the previous period.

IPPICRn = Current Industrial Producer Price Index of Costa Rica IPPICRn-1 = Industrial Producer Price Index of Costa Rica of the previous period.

The official source for this index is the following: http://www.bccr.fi.cr Updating of the investment amount in fixed assets If it is not possible to obtain updated information for the variable I, this may be updated according to the representative price index:

I n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1) respectively: http://www.bccr.fi.cr http://www.bls.gov" Where:

In = Updated investment.

In-1 = Investment of the previous period.

IPRn = Current representative Price Index IPRn-1= Representative Price Index of the previous period.

To select the representative price index, the criterion indicated in section 3.3.2 shall be used." c. From the "Reference rate methodology for new private hydroelectric generation plants", approved by Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta Nº 168 of September 1, 2011, and modified by Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta Nº 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012, of February 29, 2012, published in La Gaceta No 74 of April 17, 2012:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "General Aspects The model presented aims to determine the reference rates for new private hydroelectric generation plants for sale to ICE.

Objective The ultimate objective of the reference rate model defined in this report is to provide the necessary rate incentives so that, in the shortest possible time, the country takes advantage of the instruments defined in the first chapter of Ley 7200, to substitute the largest possible proportion of energy generated from thermal sources with energy generated from renewable sources. In this regard, ICE estimates indicate that it can currently contract up to a maximum of 183 MW from private electricity generators producing from renewable sources." Eliminate the "General Aspects" section. Include after the "Objective" section:

"Scope The model presented is applicable to rate settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Ley 7200, for those electricity purchase-sales from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP, and for those energy purchase-sales from new plants producing from non-conventional sources for which a specific rate methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist.

The rate band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which a specific methodology does not exist is the rate band estimated through this methodology, without considering seasonal structure.

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

b)An exponential regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.

(.)" Modify the text as follows:

"Operating Costs (CE) (.)

b)A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ: Profitability on equity capital contributions.

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

RP: Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country. βa : Levered beta of the investment. It is the co-variance of the profitability of a specific asset and the profitability of the market. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula:

Replace text with the following:

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where:

ρ = Profitability on equity capital contributions.

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

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

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

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Levered beta βd = Unlevered beta D/Kp= Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage).

t = Income tax rate The parameters required to apply the CAPM method are as follows: profitability on equity capital contributions, unlevered beta, risk premium, country risk, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each is defined below.

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

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

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

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

a. 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 rate. It is assumed that this economic life is half of the project's useful life, estimated at 40 years.

b. Debt term (d) and contract term The debt term is 20 years. It has been assigned that duration 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 rates is 20 years, which is the maximum allowed by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.

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

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

The levered beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Levered beta.

βd = Unlevered beta.

D/Kp= Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage) t = Income tax rate.

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

Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium. The values of this variable and the Unlevered Beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, as regards the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, a historical series of less than 5 years shall be used, provided it is the same for all variables.

1. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 in the subsection called leverage shall be used.

2. Income tax rate: This is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last bracket of income taxes—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministry of Finance." 6. Other variables a. Interest rate (i) The monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, shall be used.

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

c. 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 permitted by law. If ICE were to contract the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being subsequently contracted. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.

d. Plant age (e) Given that these are new plants, this variable is assigned a value of zero." "Unit investment amount (M) (.)

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

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

a)From the document entitled "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2011-2025. Diciembre 2010", published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), the table "Candidatos hidro en el OPTGEN. Costos de inversión capitalizados y actualizados a enero 2010".

(.)" Amend the text as follows:

"Unit investment amount (M) (.)

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

The calculation of this value will be carried out based on data on the investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20MW, from which extreme values will be excluded, from three sources of information:

a)The most recent version of the Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).

(.)" Include at the end of the "Unit investment amount (M)" section:

"Update of the investment amount in fixed assets The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." d. From the "Model and cost structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula", approved by Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta Nº 233 on December 5, 2011:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to have the specific regulatory framework to set and adjust the tariffs for the sale of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, within the framework of Chapter 1 of Law Nº 7200. Excluded from this methodology are the tariff settings associated with electricity sales produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for energy sales generated by plants that use municipal waste as an input.

The model is applicable only to electricity generation or cogeneration plants using biomass that solely use combustion processes. Therefore, it is not applicable to plants that include processes other than combustion to generate electricity with biomass, such as gasification, pyrolysis, or plasma reactors. In addition, it must be borne in mind that since the scope of application of the model is restricted to electricity transactions framed under Chapter 1 of Law Nº 7200, it can only be used to set the tariffs for energy generated in plants with capacities of 20 MW or less." Replace section "1.1. Objective and scope" with the following text:

"1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to have the specific regulatory framework to set and adjust the tariffs for the sale of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, to ICE within the framework of Chapter 1 of Law Nº 7200, and for those purchases/sales of electric energy from new private electricity generation plants using biomass sources with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

Excluded from this methodology are the tariff settings associated with electricity sales produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for energy sales generated by plants that use municipal waste as an input.

The model is not applicable to plants that include processes other than combustion to generate electricity with biomass, such as gasification, pyrolysis, or plasma reactors." "4.4.1 Profitability (return on investment, rentabilidad). (.)

The parameters that need to be calculated to apply the CAPM method are the following: return on equity contributions, unlevered beta, risk premium, country risk, debt-to-equity ratio, and income tax rate. Each of these is defined below.

a. Risk premium (RP). The risk premium will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the following Internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem /RPbymonth.xls. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.

b. Unlevered beta. The value of the unlevered beta (βd) will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, professor at New York University (USA), at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.

c. Country risk. Country risk will also be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address cited in the previous point. The arithmetic average of the values available within the last twelve months for which information is available will be used, at the time the tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.

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

Replace text with the following: "4.4.1 Profitability (return on investment, rentabilidad).

(.)

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

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

2. Risk premium (RP): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used. Country Risk (RP) is considered the value published for Costa Rica, from the data called Risk Premiums for the other markets and where the country risk is called Country Risk premium ). The values of this variable and the unlevered beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar 3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years but equal for all variables will be used.

4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero). For this calculation, the data included in section 4.2.3.2 will be used.

5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket -the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministry of Finance (Ministerio de Hacienda)." Include at the end of the "4.2 Total investment" section:

"Update of the investment amount in fixed assets The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." e. From the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants", approved by Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta Nº 245 on December 21, 2011:

CURRENT VERSION	PROPOSED VERSION
vii. Fixed capital costs (Costos fijo por capital, CFC)	Replace text with the following:
"vii. Fixed capital costs (Costos fijo por capital, CFC)
(.)	(.)
a. Financial leverage (Apalancamiento) ()	a. Financial leverage (Apalancamiento) ()
The financial leverage value is used	The financial leverage value is used
to estimate the debt-to-equity ratio, which is part	to estimate the debt-to-equity ratio, which is part
of the formula for the levered beta defined below.	of the formula for the levered beta defined
	below. The calculation will be carried out in
To perform the calculation, an average of the	accordance with point b.4 below.
project financing information for electrical
projects available at the Regulatory Authority will be used.	b. Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ)
This value will be updated at each tariff setting.	(.)
b. Return on capital contributions (Rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ)	The parameters that need to be calculated to
	estimate the return on capital contributions
(.)	are the following: risk-free rate,
	risk premium, country risk, unlevered beta,
The parameters that need to be calculated to	debt-to-equity ratio, and income tax
estimate the return on capital contributions	rate. The source for each of them is the
are the following: risk-free rate, risk premium,	following:
country risk, unlevered beta, debt-to-equity ratio,
and income tax rate. Each of these is defined below.	1. Risk-free rate (KL): It is the nominal rate
	(TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds.
1. Risk-free rate (KL), Risk premium	The rate with the same maturity period for which the risk premium is calculated
(PR), Country risk (RP), and Unlevered beta	will be used, which is available on the
(bd): the values of these parameters are	internet page of the United States Federal Reserve, at
obtained from the information published by Dr.	the internet address:
Aswath Damodaran, professor at New York	http://www.federalreserve.gov/datadownload/
University (USA), at the following Internet address:	Build.aspx?rel=H15.
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem
/ERPbymonth.xls.	2. Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium
	(FCFE)" will be used. Country risk (RP) is considered the value published
2. The arithmetic average of the values available within the	for Costa Rica, from the data called Risk Premiums
last twelve months for which information is available will be used, at the time the	for the other markets and where the country risk is called Country Risk
tariff setting is calculated. If this source is no longer available, another public and reliable source will be used.	premium ). The values of this variable and the Unlevered beta
	will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran,
3. Debt-to-equity ratio (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp = /(1-), where	at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar
 is the financial leverage.
	3. The information source chosen for the variables described in points 1 and 2
4. Income tax rate: it is defined based on current legislation.	will be used consistently, regarding the length of the
Remember that this variable is also used in the estimation formula for the factor that reflects	historical series (5 years), the frequency of the observations (one observation per year, corresponding to the published average), and
the investment conditions (FC)."	the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations
	corresponding to the 5 most recent years for which information is available).
	In the event that, for any of the cited variables,
	it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5
	annual observations, the historical series of less than 5 years but equal for all variables will be used.

	4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp
	= Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data
	included in section vii., in the subsection called financial leverage, will be used.

	5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket
	-the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministry of Finance (Ministerio de Hacienda)."

"viii. Unit investment amount (M) (.)

d. When any data from 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 Rica Industrial Producer Price Index (IPPI-CR), as appropriate; other price indices may be used, provided they are appropriate for the type of adjustment required." Replace text with the following:

""viii. Unit investment amount (M) (.)

d. Update of the investment amount in fixed assets: The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it is considered necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason that supports said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." 6. Analysis of positions presented in the public hearing.

6.1 Public Hearing The "Proposal for Modification of the Tariff Setting Methodologies for Private Generators of Electric Energy with Renewable Resources" was presented at the public hearing held on August 12, 2013, at 5:15 p.m. According to the report of oppositions and coadyuvancias, which appears in OT-122-2013 (folios 435 to 438), written position documents were presented and admitted from 15 individuals or legal entities. Four of these individuals made use of the floor at the hearing, directly or through representatives. No purely oral positions were presented during the course of the public hearing.

The positions presented correspond to the following individuals or legal entities: 1- Vientos del Volcán, (Folios 135 to 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 to 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 to 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 to 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 to 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 to 114), 7- Ingenio Taboga S.A., (Folios 115 to 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 to 134), 9- El Ángel S.A., (Folios 152 to 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr. Luis Enrique Pacheco Morgan, electricity manager, (Folios 205 to 265), 11- Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 to 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. and Desarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 to 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don Pedro S.A. and PH Río Volcán S.A, (Folios 313 to 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 to 353), 15- Asociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 to 406).

The following is a summary of the main arguments of each admitted position, as well as the respective response.

6.2 Positions presented by:

1. Vientos del Volcán SA, represented by Jay Gallegos, passport 184000071732, president with powers of generalísimo attorney-in-fact, and Allan Broide Wohlstein, with identity card 1-1110-069, secretary with powers of generalísimo attorney-in-fact of the aforementioned company.

2. Plantas Eólicas S.R.L., represented by Jay Gallegos, passport 184000071732, president with powers of generalísimo attorney-in-fact.

Position 1. On the advisability of carrying out a "Modification of the tariff setting methodologies for private generators of electric energy with renewable resources".

Position 1.1. In the event that ARESEP decides to implement these changes, it must have sufficient technical elements to assure operators of two aspects that are fundamentally important for the development of both projects and the industry:

§ That in no way will the financial equilibrium of existing projects be affected (legal imperative according to Article 31 of Law 7593); § It will guarantee the financial equilibrium of future projects (legal imperative according to Article 31 of Law 7593).

Response The proposal set forth in this report is aimed at resolving differences in regulatory treatment, especially in the definition, notation, or calculation of certain variables considered in the current private generation methodologies, so that they receive homogeneous treatment. The aim is to improve clarity, precision, and transparency in tariff settings, using as a reference framework the provisions of Law 7593 regarding the financial equilibrium of the operators.

Position 2. On the topics that should have been included in this proposed modification. Position 2.1. Environmental Factor (Factor Ambiental) Resolutions RJD-152-2011 and RJD-163-2001 include in the formula for determining the tariff the so-called "Environmental Factor". To date, the Regulatory Authority has not defined the methodology for determining the environmental factor, which is a pending issue that has been dragging on since 2011, introducing an element of uncertainty for operators and affecting the constitutional principle of legal certainty. We request that a proposal be included within the recommendations to the ARESEP Board of Directors to develop and submit for public hearing as soon as possible the methodology for determining the environmental factor, setting a deadline for the administration to resolve this matter.

Response The position is outside the scope of this proposed modification to the private generation methodologies.

Position 2.2. Long-term tariff stability - periodic adjustments (.) "We respectfully request that, on the occasion of processing the procedure contained in file OT-022-2013, all applicable methodologies be corrected, so that the tariffs determined by means of said methodologies apply only at the time of project selection or price setting. Likewise, that price adjustments be made through annual adjustment models (adjustment formula for operating costs (costos de explotación)), which must be incorporated into the respective contracts to be endorsed by ARESEP and will take into account the principles established in Article 31 of Law 7593 (adjustment based on external variables, which do not threaten financial equilibrium)" (.).

Response Decreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of the Official Gazette La Gaceta on June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its Articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively:

CONSIDERING

(.)"The tariffs, both for new plants and for existing plants, may be set under the modality of a maximum price, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a disaggregated structure by times of year, hours of the day, energy, and power, defined according to the expected evolution of the SEN costs (.)."

Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the tariff set by ARESEP and that is in force at the time of submitting its proposal.

The contract that ICE signs with the Producer shall include the offered price along with the formula for its update during the term of the Contract. The formula for updating the energy price must be supported on the basis of recognizing only variations in operating costs (costos de explotación) and must be included in the terms of reference, so that it forms an integral part of the offered price.

The recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force.

From the mentioned articles, it is concluded that ICE will purchase energy at the price that the producer offers in the process through which the offeror was selected for the sale of electricity to ICE; said prices must respect the tariff ranges established by ARESEP; likewise, any subsequent adjustment will be subject to it being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force at that time. Therefore, the contracts established between the electric energy offerors and ICE determine the current and future conditions that will govern the purchase price and the manner of updating costs in accordance with the provisions of Law N° 7200 and its amendments, including Decreto 37124-MINAET.

Position 3. On the modification proposals Position 3.1. Scope (all technologies / new methodologies) We consider it appropriate to include a "Scope" for each methodology, in order to establish the field of application. However, we request that the following points be considered:

i. In the case of new plants, it must be clarified that the methodologies apply to determine initial reference tariffs (before starting operation) for tenders or other contracting modalities permitted by Costa Rican legislation. These reference tariffs will serve as a criterion so that ARESEP can endorse the contracts that so require. The bands in force for each type of technology determine a window of acceptable prices that should apply only to the prices whose setting is carried out by the parties (that is, the private generator and the Instituto Costarricense de Electricidad) within the period of validity of said band. The review of the bands in future years must not affect the prices (and their adjustment formulas) that have been determined in previous settings, as these would be outside the scope of the corresponding setting.

Response See the response provided in position 2.2 of subsection 1 of this section, which refers to the manner in which the reference tariffs are initially established and their subsequent adjustment, which are regulated in Articles 20 and 21 of Decreto 37124-MINAET.

It should be clarified that the reference tariffs serve so that ICE and the generator define the tariff at which they will sell and buy the energy within the band established by ARESEP. And what is determined is a "window" of authorized prices, and not acceptable ones.

ii. The annual adjustments for new plants must be carried out in accordance with the formula to be included in the contracts to be signed with the Instituto Costarricense de Electricidad (which are countersigned by ARESEP) that contemplates only those costs that are not "given," that is, only variables external to the administration of the service providers, such as the one included as a reference in 427-DEN-2011 or in Tender N1 for project selection carried out by the Instituto Costarricense de Electricidad, which would be in accordance with Article 31, third paragraph of Law 7593.

Response The adjustments are duly regulated by Decree 37124-MINAET, effectively considering the determination of an adjustment formula, where the resulting tariffs must be within what is legally established.

iii. Confusion and ambiguity must be avoided, since plants that begin operations (and set their price based on the new-plant tariff) could come to be considered "existing" as of the moment they deliver their first kWh to the grid. Consequently, the definition of new plants must be modified to clarify this point.

Response Once plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what is indicated in the Por Tanto I. point f. regarding the term of the debt (d) and the term of the contract, regarding the risk assumed by the investor of the non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...) "The term of the debt is 20 years. That 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 tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE were to contract the purchase of energy for a period shorter than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market." (...).

On the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new ones are signed, the tariff established in that methodology would apply.

Position 4. Sources and Calculation of Parameters of the Capital Asset Valuation Model Position 4.1. Risk-Free Rate The wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series to be used (term and financial instrument). This proposal specifically identifies the financial instrument corresponding to the long-term risk-free rate: The TCMNOM series corresponds to United States Treasury Bonds, with a constant maturity of 20 years, in nominal terms. The term of the benchmark bonds to be used is consistent with the investment horizon (twenty years; long term). It is proposed to replace in the proposal text (.) "The instrument used is TCMNOM with a 20-year term, annual frequency" (.) with the following: "The data series to be used is TCMNOM with a 20-year term, annual frequency." Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran to estimate the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as the source for CAPM estimates.

Position 4.2. Risk Premium The wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. This proposal specifically identifies the source and the method to obtain the desired data (in the cited sources, there are several methods to calculate the risk premium, and it is necessary to specify). Using a very short data period implies introducing a very large estimation error; therefore, it is recommended to use the largest possible amount of data to estimate this value.

The following text is recommended: (.) "Risk Premium (RP): The value of this variable will be obtained from the information published either by:

a)Dr. Aswath Damodaran, at the address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, using the data "Stocks T.Bonds", or, alternatively, b) the "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", using the value named "Long-Horizon." The arithmetic average of the risk premium, for the longest period available, must be used." (.).

Response The position is partially accepted in the sense of specifying to a greater degree how to identify the risk premium to be used in any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.

Position 4.3. Country Risk (.) "The wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. This proposal specifically identifies the source and the method to obtain the desired data (in the cited sources, there are several methods to calculate country risk, and it is necessary to specify)" (.).

The following text is recommended: (.) "Country Risk (RP): The value of this variable will be obtained from the information published either by:

a)Dr. Aswath Damodaran, at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, data "Risk Premiums for Other Markets", where country risk is named "Country Risk Premium" and is calculated using the sovereign bond risk spread ("Rating-based Default Spread") multiplied by the volatility of the local stock market (if the volatility for Costa Rica is not available, the standard value of 1.5 is used), or, alternatively b) "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", where, to determine country risk, the results of subtracting Costa Rica's Country Risk Rating from that corresponding to the United States of America are averaged, for the methods where the value for Costa Rica is available." (.).

Response:

The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology is clear regarding the criterion for considering the final value of country risk. Regarding the period, it is indicated: "(...) regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years, equal for all variables, will be used " (...).

Position 4.4. Unlevered Beta The wording proposed by ARESEP is unclear regarding the data series and the calculation method to be used. The reference sector should be representative of the electricity generation sector. The indicated sources aggregate the data of generators with electricity distribution and transmission companies, but in case they begin to report data separately for generation (which would be more representative of the sector), that reference should be used.

The following text is recommended: (.) "Unlevered beta (βu): The value of this variable will be obtained from the information published either by:

a)Dr. Aswath Damodaran, at the address http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, data "Levered and Unlevered Betas by Industry" using the "Unlevered Beta" column, and taking the arithmetic average of the sectors named "Electric Utility Central", "Electric Utility East" and "Electric Utility West", or, alternatively, b) "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", using the Beta "Unlevered Adjusted" data corresponding to the "SIC Composite" series for SIC code 4911 ("Electric Services")." (.).

Response The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology is clear regarding the criterion for considering the final value of the unlevered beta to be used in tariff settings, being an average of the values observed for the last 5 years prior to the tariff setting. The wording will be reviewed to include the possibility of using values that better reflect the electricity industry in the event that there is greater disaggregation or other sources of information that allow for values of this type to be available.

Position 4.5.

As of August 1, 2013, the sources indicated above report data for generators only in aggregated form with electricity distribution and transmission companies. In the event that these sources report data separately for the electricity generation sector, that sector must be used to select the reference data.

Response If reliable and rigorous sources are located or become available that reflect and represent the electricity generation sector in greater detail, and once validated by ARESEP, they may be incorporated into this methodology, following the institutional and legal procedures required in each case.

Position 5. Sampling and Calculation of Average Values (CAPM Parameters) Position 5.1.

The wording proposed by ARESEP is unclear as to how one would choose between the two data sources cited (Damodaran and Ibbotson). It is necessary to include an express indication of the order of priority for the sources (which is primary and which is considered a backup). The following text is recommended: (.) "For the variables described in points 2.i, 2.ii, and 2.iii, the preferred source is the information published by Prof. Damodaran. In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain information from this source, the information from the "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" will be used only for the variables not available in the preferred source." (.).

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (RP), Country Risk (CR), and Unlevered Beta (βu)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if one of these sources ceases to be available, another source that is public and reliable will be used. This allows for using the financial information source that most appropriately reflects the sector under tariff regulation.

The foregoing is provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the variables or parameters to be used so that it is known by all involved actors.

3. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., represented by Ronald Álvarez Campos, with identification number 2-0530-0396, manager with powers of generalísimo attorney-in-fact.

Position 1. Standardized Treatment of the Cost of Capital Position 1.1. The Risk-Free Rate The proposal put forward in this procedure modifies the data source for this parameter, proposing the use of information available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx7reNH15. However, it fails to indicate which financial instrument and which maturity to consider, this being necessary to give precision to the source. We request that the financial instrument and the maturity to be considered be specified, as well as the frequency of observations.

We suggest using the following wording: (.)"Risk-free rate (Rf): It is the nominal rate of United States of America (USA) Treasury Bonds; it is obtained as a long-term average (last 60 months) of the rates of United States of America Treasury Bonds (U.S. government securities/ Treasury constant maturities/ Nominal TCMNOM) with a 20-year maturity, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.asp?relH15 " (...)

Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran to estimate the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as the source for CAPM estimates.

Position 1.2. Unlevered Beta From the provided electronic address, it can be verified that Dr. Damodaran publishes beta values (levered and unlevered) for different industries, taking a (simple) average of the monthly values of each stock considered in the sample, over the last 5 years.

"Levered and Unlevered Betas by Industry Description This data set lists betas by industrial sector. The betas are computed using 5 years of monthly returns for each stock and then averaged (simple). The unlevered betas are estimated using the average market debt/equity ratios by industrial sector." Despite the above, the wording proposal put forward by ARESEP fails to establish which industrial sector to consider for obtaining the beta to apply in the models.

Given the above, the Regulatory Authority is requested to expand the proposed wording so that it is explicit regarding the industrial sector to consider for establishing the unlevered beta, as well as its treatment (if an average needs to be taken); additionally, it is suggested to include in the resolution the direct link to the publication of the betas (http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html).

Response The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology defines the criterion for considering the final value of the unlevered beta to be used in tariff settings, being an average of the values observed for the last 5 years prior to the tariff setting. The wording will be reviewed to include the possibility of using values that better reflect the electricity industry, in the event that there is greater disaggregation or other sources of information that allow for values of this type to be available.

Position 1.2.1.

Furthermore, we oppose the use of the term "alternatively" in relation to the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" information source, and we request that instead of the term "alternatively," it be stated that in the event that the information source of Dr. Damodaran is not available, the information from "Ibbotson" will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term "alternatively," which generates legal uncertainty about the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.

We respectfully suggest using the following wording for this particular point:

"Unlevered Beta (βu): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, specifically: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html, taking a simple average of the values reported for the US electricity service industry (Electric Utility) for the central, east, and west sectors. In the event that this source ceases to be available, the information from the "Ibbotson© Cost of Capital Yearbook" or another source that is public and reliable will be used." Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (RP), Country Risk (CR), and Unlevered Beta (βu)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if one of these sources ceases to be available, another source that is public and reliable will be used. This allows for using the financial information source that most appropriately reflects the sector under tariff regulation.

The foregoing is provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known by all involved actors.

Position 1.3. Risk Premium The link provided for obtaining the values of the risk premium (Equity Risk Premium) does not directly lead to the required information, which hinders the traceability of the information; likewise, it does not specify which of the EPRs (equity risk premium) published on the reference page should be used (EPR T12m / EPR Smoothed), nor the treatment that should be given to the data.

Given the above, the Regulatory Authority is requested to expand the proposed wording so that it is explicit regarding the EPR (equity risk premium) to be used, as well as its treatment (if an average needs to be taken); additionally, it is suggested to include in the resolution the direct link to the publication of said information (http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls).

We respectfully suggest using the following wording for this particular point: "Risk Premium (RP): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr.

Aswath Damodaran, at the Internet address, specifically: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls, taking a simple average of the EPR T12m (equity risk Premium Trailing 12 month) values reported for the last sixty (60) months. In the event that this source ceases to be available, the information from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" or another source that is public and reliable will be used." Response The position is partially accepted in the sense of specifying to a greater degree how to identify the risk premium to be used in any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.

Position 1.3.1 Furthermore, we oppose the use of the term "alternatively" in relation to the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" information source, and we request that instead of the term "alternatively," it be stated that in the event that the information source of Dr. Damodaran is not available, the information from "Ibbotson" will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term "alternatively," which generates legal uncertainty about the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.

Position 1.4. Country Risk We respectfully suggest using the following wording for this particular point:

"Country Risk (CR): The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.sternt.nyu.edu/adamoda, taking a simple average of the country risk values (Country Risk Premium), for the last five (5) years. In the event that this source ceases to be available, the information from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" or another source that is public and reliable will be used." Response The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered appropriate to leave the link to the website and not a specific electronic address, given that the latter may change or be modified over time. Likewise, the methodology defines the criterion for considering the final value of country risk. Regarding the period, it is indicated: "(...) regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available).

In the event that, for any of the cited variables, ARESEP cannot obtain a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years, equal for all variables, will be used " (...).

Position 2. Standardization of the Procedure for Updating Investments in Fixed Assets Position 2.1. Index for Updating Investments in Fixed Assets (.) "The need to standardize the procedure for updating investments in fixed assets is evident, an objective set forth in this proposal for methodological modification; however, we oppose the selection of the indexation index being left to the discretion of ARESEP by noting that a "representative index" will be used; as demonstrated earlier, there is sufficient analysis in this matter to establish the index to be used beforehand." (.).

We respectfully suggest the following wording for the modification of this particular point:

"The updating of the investment amount in assets forming the tariff base, in the event that the data used shows an age greater than one year, will be carried out using the construction cost index from the Bureau of Reclamation Construction Cost trends (CompositeTrend), as indicated on the website of the U.S. Department of the Interior, Bureau of Reclamation http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting such a decision will be justified." Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of a representative index for the sector, provided that the technical reason for it is justified and argued.

The foregoing, given that in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes; therefore, it is considered necessary to leave open the possibility of including new indices in the updates that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each tariff setting, in the event that the respective index has been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known by all involved actors.

Position 2.2. Exclusion of Extreme Values in Investment Cost It is important to note that in resolution RJD-009-2010, the concept of extreme values is related to plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW, while in the proposal submitted for Public Consultation, it is mentioned that the databases exclude extreme values. On this matter, it is necessary to highlight the need for the concept of extreme value to be defined in the methodology. In this sense, it is important to note that when extreme values are eliminated, the notion of risk is implicitly being excluded regarding the investment amount of hydroelectric projects.

Thus, it is requested to respect the exclusion of extreme values only regarding the capacity of the projects to be included in the database (plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW), but not regarding the exclusion of extreme values by investment magnitude, since as indicated above, this implicitly excludes the notion of risk regarding the investment amount of hydroelectric projects.

Response The exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be justified through science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.

Position 3. Elimination of the Reference to an Exponential Regression Type Position 3.1. Fit of the Regression Curve ARESEP is requested to specify in the respective methodology for defining the best-fit curve as the one with a greater coefficient of determination (closer to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s), and that this best-fit curve will be the one used in the methodology.

Response The information available for updating operating costs based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation; therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results in point estimates. In this regard, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from ensuring that these are very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Position 3.2. Exclusion of Extreme Values in Operating Costs It should be noted that the Public Consultation in question does not make direct mention of the exclusion of extreme values regarding the operating cost in new or existing hydroelectric plants. In the rate setting contained in resolution RIE-040-2013 (.) "For the determination of operating costs, a procedure for the exclusion of extreme values was used: mean ± 1 standard deviation, which had not been used in previous settings, nor is it included in the respective tariff model" (.).

The foregoing is a methodological inconsistency that must be corrected - double exclusion of extreme values - since the methodology contained in resolution RJD-009-2010 does not contemplate the sui generis handling used in the rate setting contained in resolution RIE-040-2013.

Response The exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.

Position 4. Expansion of the Scope of the Tariff Methodology for New Hydroelectric Plants - with the exception of matters relating to tariff structures.

In Report 774-IE-2013, which proposes modifications to the tariff methodologies for private generation plants, the proposal to "expand the scope" of the tariff methodology for new hydroelectric plants is included, such that the resulting tariff band for new hydroelectric plants would be applied by reference to potential new WTE and solar projects, clarifying that the foregoing would apply without considering the seasonal structure, since tariff structures are specific to each generation source. That being the case, we consider it appropriate that, before applying a methodology by reference, specific methodologies for WTE and solar energy be developed and approved as soon as possible.

Response The changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the particular methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure.

4. Hidroeléctrica Platanar, represented by Javier Matamoros Agüero, identification number 2-0359-0733, General Manager.

Position 1. Beta Variables and Risk Premium While we agree with and support the update being carried out, we oppose the use of the term "alternatively" in relation to the Ibbotson information source, and we request that instead of the term "alternatively," it state that if the information source of Dr. Damodaran is not available, the Ibbotson source will be used. The foregoing is to eliminate the discretion of the term "alternatively," which generates legal uncertainty regarding the information source to be used by ARESEP in future tariff resolutions.

In conclusion, we support the update of the beta variables and risk premium in the methodology for setting rates for existing plants; however, we oppose establishing the "alternative" use of two information sources, and instead, we propose that in any case the use of the two information sources be "subsidiary." Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook." Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being rated.

The foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each rate setting, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the variables or parameters to be employed so that it is known to all involved actors.

Position 2. Eliminate Discretion Tariff methodologies are created to expressly determine the way in which future rate settings will be carried out. This determination provides legal certainty to public service providers and their users, regarding the rules applicable to future settings.

Tariff methodologies must establish each and every parameter that has a direct implication on the resulting rate. It cannot be discretionary for the acting official to determine parameters that have a direct impact on the resulting rate.

In this sense, we oppose any discretion that generates uncertainty and legal insecurity regarding future rate settings. Likewise, the discretion of tariff parameters is unacceptable, because it implies that the service provider could not know the calculation of the resulting rate beforehand and, consequently, could not even prepare a tariff request, thereby practically preventing the possibility of submitting tariff requests established in Ley 7593 itself. In conclusion, rate settings cannot be a sort of lottery of tariff parameters, in which neither the service provider nor the user has any idea or certainty about the resulting rate, which would be left in the hands of the acting official and their discretionary decision, which is evidently unacceptable.

Response We agree that the rate-setting methodologies developed should minimize discretion. However, the position does not specify on which variables or parameters potential discretion is generated in this proposal. On the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from ensuring that these are very well justified when applying the model and calculating the rate and, on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Furthermore, the service provider is always able to make tariff requests and, for variables where there is discretion, propose the one that best suits the service or the cost being reviewed, which will be analyzed by the Regulatory Body in order to determine if it is the most reasonable.

Position 3. Procedure for Updating Investments in Fixed Assets Position 3.1.

In relation to the update of the investment amount in fixed assets, whose indexation had been established using the United States Producer Price Index (IPP-EEUU), without technical or legal justification, said reference is eliminated in the proposal submitted to the Hearing (folio 23), eliminating the technical certainty and legal security of a specific index, and it is proposed that the update be carried out using an index to be defined in each rate setting, which consequently means that prior to each setting there is no materially possible way of knowing which index will be used to index the investments, since on each occasion ARESEP could modify it at will, which is evidently unacceptable. By virtue of the foregoing, we oppose the elimination of the specific indexation that currently exists and request that the proposed modification presented in that regard be rejected.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal considers updating the investment amount through the selection of a representative index for the sector, provided there is a reason and technical justification for it. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, therefore it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector. In each rate setting, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification and the value of the variables or parameters to be employed so that it is known to all involved actors.

Position 3.2 Additionally, it is not clear in the Report of the Proposal submitted to the Hearing, whether the intention is to eliminate the first paragraph of Point 6.2 of Resolution RJD-009-2010, in which case we would oppose, because we consider it correct that, indeed, as currently established, in each setting all components of the tariff model (I, Ca, Xu, ke, and Fp) be updated.

Point 6.1 of Resolution RJD-009-2010 indicates that:

"After the initial setting that will be carried out following the approval of this methodology, the update of the rates will be carried out annually, beginning the procedure on the first business day of October of every year, applying the current formulas and methodologies and reviewing all five components of the model, using the available information and in accordance with the criteria indicated in the preceding sections." Since the proposal does not modify point 6.1, it is clearly understood that the rate update is annual, and since the variables (I, Ca, Xu, ke, and Fp) are its calculation components, it is understood that they will be updated annually. In this sense, it is not necessary to maintain point 6.2, since it is clearly indicated that this procedure will be used only if updated information is not available.

Position 4. On Expanding the Scope of the Tariff Methodology for New Hydroelectric Plants.

Position 4.1.

(.)"Regarding the proposal to apply the band for new hydroelectric plants to potential new WTE and solar projects, we consider the ideal is to approve, as soon as possible, within 4 or 5 months, specific methodologies for WTE and solar energy"(.).

Notwithstanding the foregoing, we consider that as long as the approval of the new specific methodologies is not delayed, there would be no inconvenience in generalizing the tariff band for new hydroelectric plants to those other generation sources. However, we would like to draw the Regulatory Authority's attention that, as is the case today with existing wind projects to which the hydroelectric rate is applied, a specific tariff structure must be established for that source.

In determining these tariff structures, it must be considered that WTE plants have a very high plant factor and can generate during the day and night throughout all months of the year, whereas in the case of solar energy, it can only be fully generated between 5 and 6 hours a day, aspects that must be taken into consideration within the approved tariff structures. In conclusion, we oppose delaying the definition of specific methodologies for WTE and solar energy, since these delays impact the development of electricity generation from renewable sources. However, we do not oppose transitionally using the tariff band for new plants as a reference for WTE and solar energy.

Response The changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the particular methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source.

Position 4.2 Concept of a New Plant We oppose restricting the concept of a new plant to a plant that has never operated, since this definition would prevent the utilization of new projects within the National System, which until that time have only been used for self-consumption or projects that have generated in the past but have been renovated because electromechanical or other equipment has reached the end of its useful life. By virtue of the foregoing, we request that the rates for new plants be applicable to projects that renew their equipment because it has reached the end of its useful life.

Once the plants begin to generate, the methodology for new hydroelectric private generation plants applies, considering what Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term, indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...)"The debt term is 20 years. That duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract.

The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating rates is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period shorter than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced, to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market. "(...)

On the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new ones are signed, the rate established in that methodology would apply.

Position 5. Environmental Factor (.) "In the proposal that has been submitted to a Public Hearing within Expediente OT-122-2013 of reference, the definition of the environmental factor has been omitted and what the Regulador General had ordered in the referenced Official Letter is not being complied with. By virtue of the foregoing, we request that the unification of methodologies object of this procedure include the definition of the environmental factor applicable to private electricity generation through renewable sources. For the purpose of determining the calculation of the environmental factor, we request that the proposal presented by my represented party within Expedientes OT-29-2011 and OT-28-2011 be taken into consideration." (.).

Given the wait of over a year for the correction of the calculation parameters of the cost of capital for existing plants and for the definition of the environmental factor; we request that maximum priority be given to this procedure and that it be resolved by the Board of Directors before the end of this year 2013, even more so considering we were told it would be resolved before the end of 2012.

Response The position is outside the scope of this proposal for modification to the private generation methodologies.

5. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.) represented by Omar Miranda Murillo, identification: 5-165-019, General Manager.

Position 1. Scope The proposal to expand the scope is supported; however, the following must be considered:

Position 1.1.

There should be consistency in the text of the scope of all tariff models for private generation with renewable resources, for which its wording should be modified so that it reads identically, with the exception of the type of primary energy source.

Response There are methodologies that, due to the nature of the primary source they refer to, must contain particular criteria regarding the scope, and even regarding other sections, due to the presence of differentiating elements such as plant factor, installed capacity, type of investment, etc. Although an effort is made to standardize the different private generation methodologies, it is considered that there are particular elements that must be maintained, and therefore, the scope texts do not necessarily apply equally to all. An example of the foregoing is the inclusion, on a transitional basis, of a text allowing the use of the price bands established in the generation methodology for new hydroelectric plants for rates for generation sources using solar energy or solid waste, until the respective methodologies are developed and approved.

Position 1.2.

The reference to conditions similar to those established by Ley 7200 leaves out private generators with capacity greater than 20 MW, from whom distributing companies could purchase energy. Given that the Sistema Eléctrico Nacional urgently requires the incorporation of new generation plants with renewable resources, the possibility of expanding the scope of these models for plants with capacities greater than 20 MW should be considered, at least, while there is no tariff model approved by ARESEP for that purpose.

Response The position presented is outside the scope of this proposal, since the methodologies modified herein are limited to projects of sizes equal to Chapter 1 of Ley 7200.

Position 1.3.

ARESEP uses as a rule, for the electrification cooperatives, that the average purchase price from generators other than ICE must be equal to or lower than the T-SD rate, at which the cooperatives buy energy from ICE. Eventually, given the level of the tariff band defined by ARESEP and its subsequent adjustments, the purchase price from private generators could be higher than the T-SD rate.

Considering the importance of this energy for the Sistema Eléctrico Nacional and in an effort to incentivize new energy generation projects through the use of renewable sources, the aforementioned rule for distributing companies other than ICE should be reconsidered.

On the other hand, said rule was intended to protect the users of the service provided by those distributors. However, under current conditions and generation projections for the following years, the rule would be detrimental to our users, since buying energy from other generators would reduce dependence on thermal generation and therefore our users would be less affected by such dependence.

Response In this particular case, Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC "Reglamento sectorial de servicios eléctricos", which is in force, indicates in article 26 the following:

"Article 26.- Of the rates for the generation service. The generation rate for sale to distributing companies and to subscribers served at high tension shall be defined by the general principles established in article 22 of this Reglamento.

The generation costs recognized for the purchase of electricity in bulk by the distributing companies shall be established based on the current rates that exist for that same case, so that it does not exceed other more economical options that the distributing company may have.

In the event that the distributing company generates with a plant it owns, this electricity shall be assigned, for tariff purposes, a value that recognizes the costs and a reasonable profitability, but which in no case shall exceed the lowest-cost electricity purchase rate existing in the market.

The calculation of the cost of electricity purchases must allow distributing companies to have incentives to contract the supply of energy in bulk economically and, at the same time, that part of the advantages in the purchase price be applied for the benefit of the final users." As observed, the electricity purchase decisions of the distributing companies must not only be oriented toward the opportunity of dependence or not on a resource, but must also consider the best economic option for the benefit of their final users.

Position 2. Price Stability Position 2.1.

It is considered convenient to grant the greatest stability to the prices set with these tariff models, so that potential buyers (COOPELESCA) are not affected by abrupt changes in the purchase prices from private generators, nor our users, for which an indexation of rates using reasonable and uniform indices for all tariff models could be considered.

Response Decreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding rates, adjustments, and purchase prices respectively:

(.)"The rates, both for new plants and for existing plants, may be set under the modality of a maximum price, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a structure disaggregated by time of year, hours of the day, energy, and power, defined in accordance with the expected evolution of the costs of the SEN (.)."

Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the rate set by ARESEP and which is in force at the time of submitting its proposal.

In the contract that ICE signs with the Producer, the offered price shall be contemplated together with the formula for its update during the term of the Contract.

The formula for updating the energy price must be supported on the basis of recognizing only variations in operating costs and must be contemplated in the reference terms, so that it forms an integral part of the offered price.

The recognition of any adjustment resulting from the application of the aforementioned formula will be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the rate that ARESEP has in force." From the mentioned articles, it is concluded that ICE will purchase the energy at the price that the producer offers in the process through which the offeror was selected for the sale of electricity to ICE; these prices must respect the tariff ranges established by ARESEP; likewise, any subsequent adjustment will be subject to it being within the limits established by the rate that ARESEP has in force at that moment. Therefore, the contracts established between offerors of electric energy and ICE determine the current and future conditions that will govern the purchase price and the method for updating costs in accordance with the provisions of Ley N° 7200 and its reforms, including Decreto 37124-MINAET.

Position 3. Indexation of Investment Costs It is noteworthy that the indexation rule for investment costs is not precisely defined, which adds uncertainty to the possible prices to be paid in the future. Furthermore, it is mentioned that the databases exclude extreme values, without indicating how these extreme values will be calculated, and the rules for the composition of the databases are not defined.

Response The exclusion of extreme values for operating costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.

Likewise, it is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the update of the investment amount may be done by selecting a representative index for the sector, provided the technical reason for it is justified and argued. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, therefore it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each rate setting, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification and the value of the index to be employed so that it is known to all involved actors.

Position 4. Expansion of the Scope We oppose the expansion of the scope, so that the model for new hydro plants is applied to generation plants with other renewable energy sources, for which the Regulatory Authority has not approved a specific tariff model.

The foregoing, because it would radically disregard the principle of cost-of-service established in article 3 of Ley 7593, insofar as a generation plant with a primary energy source other than hydroelectric has costs that may be very different from those of a hydro plant, which, in turn, implies that an overprice could be paid, or it could be paid below its costs, or that would threaten its financial equilibrium.

On the other hand, there would be great uncertainty regarding the tariff structure that ARESEP would apply in those cases, which can radically change the economic results for both the buyer and the seller, depending on the type of energy source and technology involved.

Both ICE and our company have an interest in purchasing electric energy from private generators that use other renewable energy sources different from those that currently have a tariff model approved by ARESEP, such as photovoltaic solar energy, low-enthalpy geothermal energy, or energy produced from municipal solid waste.

While the same Regulating Authority has expressed the need that the National Electric System has for electricity generation from other renewable energy sources, in such a way that if the intention is truly to incentivize investments in other non-conventional energy sources, the correct approach would be for ARESEP to approve specific tariff models for other energy sources, including their tariff structure, to avoid the uncertainty that hinders investments.

Response The changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation from solid waste. The resulting methodologies will consider the specific conditions and characteristics of each particular source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not their structure.

Position 5. Definition of new plants The definition of new plants included in the model for new hydro plants should be reviewed, as it leaves doubt as to whether a hydro plant with one more year of operation falls under the new plants model or the existing plants model.

Response Once the plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants applies, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...)"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 tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market."(...)

Furthermore, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the tariff established in that methodology would apply.

Position 6. Updating of investment costs Regarding the updating of investment costs to be considered within all tariff models, it must be noted that it is necessary that the indices to be used for this purpose be precisely defined, and not simply indicate that it will be done with a representative index, which means it is left to the discretion of ARESEP technicians, creating uncertainty for the parties involved, both buyer and seller.

It is not clear in the tariff models how the databases are formed and how the investment and operating costs (costos de explotación) of the plants are calculated.

Response In position 3, the respective response is recorded.

Position 7. Regarding the information sources used for the risk-free rate and the risk premium, the models indicate:

Position 7.1.

It appears that they are disregarding the theory that underpins the CAPM model, for which, once the period to be used for calculating the variable and its information source is defined, the updated data is simply taken and used within the CAPM formula.

If one reviews the internet site of Professor Damodaran of New York University, one will find all the theoretical material that explains how the published values are obtained and the consistency required for the variables used in the CAPM regarding the periods included in their calculation. Therefore, if ARESEP wishes to modify the precepts of the CAPM model, it should at least theoretically justify why it deviates from the theoretical foundations of said methodology and in particular why only for those two variables.

Response This methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are used and taken directly from Damodaran as an information source, without modifying such values. The estimated averages for the variables that enter into the CAPM calculation consider a sufficiently broad time period given that Damodaran publishes mostly annual data.

Position 7.2.

Finally, it must be clear that the alternative information source cited for the risk premium: "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" is not a freely accessible (public) source and, moreover, it does not explain in which cases said information source will be used.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and the variables that comprise it (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be resorted to. This allows the use of the financial information source that more adequately reflects the sector being tariffed.

The foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting (fijación), it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid, ARESEP will make the information used in each tariff setting available so that it is of public knowledge.

6. Esteban José Lara Erramouspe, identity card 1-0785-0994 Regarding modifications to resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010: "Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad" It is important to change the title of the same methodology, as it is not clear that it refers to plants existing before the methodology was published, which occurred more than three years ago. Even ICE itself has already had problems interpreting its application.

The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracts the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market."(...)

Position 1. In the substitutive text of subsection "3.6 Profitability (Ke) (Rentabilidad (Ke))", regarding the information sources, it should be more specific, as the address given for the following values is not clear.

Position 1.1. Risk-free rate (KL) When opening the address given, more information is requested about the data to be obtained, and it is necessary for ARESEP to clarify the corresponding choices to avoid doubts in application.

Response It is considered correct that the instrument to use for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturation period of the instrument is left subject to the same maturation period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for tariff settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.

Position 1.2. Risk Premium (PR) When opening the address given, a generic information page opens; it is necessary for ARESEP to clarify which are the appropriate sources and how to access them to avoid doubts in application.

Response The position is partially accepted in the sense of specifying more clearly how to identify the risk premium to be used from any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.

The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. If Damodaran is used as an information source, it is considered to leave the link to the website and not a particular electronic address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable used is called Implied Premium (FCFE).

Position 1.3.

Regarding the alternative reference, the "Ibbotson Cost of Capital Yearbook," it is important to clarify the official source (there are several, and some even require a credit card), that it must be the latest available, as well as the section within the book under which the information to be used should be sought.

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and the variables that comprise it (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if any of these sources were to become unavailable, another public and reliable source will be resorted to. This allows the use of the financial information source that more adequately reflects the sector being tariffed.

The foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each tariff setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Position 2. Updating of the investment amount in fixed assets In the substitutive text of subsection "3.3.2 Information source (...) Updating of the investment amount in fixed assets", regarding the exclusion of extreme values in the databases, ARESEP must clarify whether it only refers to the two extreme values of the sample, or if it will apply a simple average and eliminate the values outside the standard deviation obtained and recalculate the simple average without this data, or if, according to the regression method used, it will calculate the corresponding deviation and eliminate the data outside said scope and recalculate the regression. The foregoing must be clear, as on previous occasions we have seen application exercises that change year to year.

Response The exclusion of extreme values for operating costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which must be justified in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.

Regarding modifications to resolution RJD-152-2011 of August 10, 2011: "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" Position 1. Operating costs (Costos de explotación) Regarding the proposed modification to the "Operating costs (CE) (Costos de explotación (CE))", it is important that ARESEP indicate what the criteria are to define the regression that "best approximates" in statistical/mathematical terms to allow the proper recreation of the calculation by the regulated parties.

Response The information available for updating operating costs (costos de explotación) based on installed capacity and operating costs (costos de explotación) may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs (costos de explotación). Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve that presents the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not exempt them from ensuring these must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations made.

Position 2. Profitability on capital contributions In the substitutive text of subsection "Profitability on capital contributions (p) (Rentabilidad sobre aportes al capital (p))", regarding the information sources, it should be more specific, as the addresses given for the values are not clear, and they must be reviewed as previously stated for the risk-free rate (KL) (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15), for the risk premium (PR) (http://www.stern.nvu.edu/~adamodar), and the alternative reference "Ibbotson Cost of Capital Yearbook".

If Damodaran is used as an information source, it is considered to leave the link to the website and not a particular electronic address, given that the latter may change or be modified over time.

Position 3. General aspects Generalities on modifications to modifications proposed for methodologies subsections a and b.

In general, for both tariff methodologies, it is necessary to take into account what is established by Ley 7593 itself in its

In this last case, it will seek to promote small and medium-sized enterprises. If there is proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company will be considered. The criteria of social equity, environmental sustainability (sostenibilidad ambiental), energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan Nacional de Desarrollo, shall be central elements for setting the tariffs and prices of public services. Settings that threaten the financial equilibrium of the public service provider entities will not be permitted. The Regulating Authority shall apply models for the annual adjustment of tariffs, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary settings made by the Executive Branch, and any other variable that the Regulating Authority deems pertinent. Likewise, when setting the tariffs of public services, the following aspects and criteria shall be contemplated, when applicable..." Note: The underline is not part of the original.

It is clear that this indication must be introduced as part of the texts of both methodologies presented, since neither methodology is applicable to particular cases where, for reasons not contemplated by the developers of the methodologies, its application in specific cases must be studied.

Response The methodologies for setting tariffs for private generators respond to the criterion of setting by industry, which implies that it is not a setting by company. In this sense, a tariff band is established by ARESEP, and the final tariffs must be established within its limits.

Decreto 37124-MINAET published in Alcance N° 72 of the Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 -Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively.

Position 3.1. Size of plants On the same topic, none of the proposed changes in the methodologies for hydroelectric plants (new or old) makes a distinction based on the size of the plants or the samples used for reference, and arbitrarily generalizes their application. It is necessary to incorporate the establishment of tracts and limits of the data samples to reduce the bias between small and large plants. By mixing references of plants outside the range of Chapter I of Ley 7200 and without distinction of their size, the analysis introduces erroneous data overlooking the effect of economies of scale, market power, efficiency, and others.

Response As mentioned in the previous position, the tariff methodology applies with the criterion of setting by industry. The exclusion of extreme values for operating costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which must be justified in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.

Positions presented by 7. Azucarera El Viejo, S.A., represented by José Alvaro Jenkins Rodríguez, identity card 2-367-664, with powers of generalísimo attorney-in-fact.

8. Ingenio Taboga, represented by Adrián Rodolfo Guzmán Oreamuno, identity card number 1-0572-0515, with powers of generalísimo attorney-in-fact.

Position 1.

My represented party supports the proposed modification to the scopes of the tariff models for private generation with non-conventional sources, in the sense that the tariff models can be applied to other energy purchase-sales between agents authorized and regulated by ARESEP. Said broadening of the scope of the tariff models would facilitate making new investments in generation with renewable energies that the National Electric System urgently requires.

Response We appreciate the support for the proposal and your valuable participation in this process.

Position 2.

Considering that the other distribution companies can purchase from private electric energy generators with capacities greater than 20 MW, it would seem logical that the broadening of the scope of the models consider the sale by private generators with capacities greater than 20 MW, for which the private generator must obtain the respective concession from MINAE. In this way, a greater contribution of renewable energies to the system could also be obtained.

Response The position presented falls outside the scope of this methodology, since the methodologies modified here are limited to projects of sizes equal to Chapter 1 of Ley 7200.

Position 3. Regarding the tenders (concursos) In the case of the distribution companies: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, and Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago, which are public companies, it is not clear if they must hold public tenders (concursos públicos), similar to those promoted by ICE, in order to contract the purchase of energy with private generators, using the tariff bands defined in the tariff models.

Response This proposal for modifications to the methodologies for private generators refers exclusively to the method and manner of carrying out the respective tariff settings. The manner of conducting the tenders (concursos) and energy purchase and sale contracts falls outside the scope of this methodology and depends on the regulations governing each company.

Position 4. Scope Position 4.1.

ARESEP should broaden the explanation of the scope expansion, so that the rules for all actors are clearer, and at the same time take advantage so that the text in all models is the same.

Response There are methodologies that, due to the nature of the primary source they refer to, must contain particular criteria regarding the scope, and even regarding other sections, due to the presence of differentiating elements such as the plant factor, installed capacity, type of investment, etc. Although an effort is made to standardize the different private generation methodologies, it is considered that there are particular elements that must be maintained, and, therefore, the scope texts do not necessarily apply equally to all. An example of the foregoing is the transitional inclusion of a text that allows using the bands established in the generation methodology for new hydroelectric plants to set tariffs, on a transitional basis, for generation sources that use solar energy or solid waste, until the respective methodologies are developed and approved.

Position 4.2.

Regarding the broadening of the scope of the new hydro plants model to other renewable energy sources, for which ARESEP has not approved a tariff model, it is considered that this is not the correct solution, since each primary energy source implies costs that can be very different from those of a hydro plant, and furthermore, there would be no certainty about the tariff structure to apply, which is decisive for establishing the feasibility of investment projects and would also imply opening a new case file (expediente) for its discussion, which would take a long time.

Because ICE has expressed its interest in contracting private generation with renewable sources different from those that currently have a tariff model approved by ARESEP, such as photovoltaic solar or another type of biomass to which the approved models are not applicable, and ARESEP itself has expressed the need that the National Electric System has for this generation, it is required that, in the short term, ARESEP approve the applicable tariff models for those other renewable energy sources.

Therefore, if what is desired is to incentivize new investments in private generation with other primary energy sources, the correct approach would be for ARESEP to approve the tariff models for other energy sources, including their tariff structure.

Position 4.3.

According to all the background of the tariff models intended to be modified, the use by ARESEP of reference tariff bands was due to the fact that with the public tenders (concursos públicos) that ICE would conduct, there would be competition, which generates lower prices, close to marginal cost. This is an indirect way for ARESEP to comply with the principle of cost-of-service established in Ley 7593.

However, from an economic point of view, tenders (concursos) represent competition for the market, which is not the same as competition in the market, as is the case with the prices of fuels sold at airports, where it is required to be adjusting the price bands according to international competition conditions, and especially in a market with such price volatility, as is the case with fuels.

In the case of energy purchase-sales from private generators with ICE, the private generator participates in a public tender (concurso público), where it offers a price, under the economic conditions of the time of the tender, including the tariff bands previously defined by ARESEP, and, if awarded, must sign a long-term contract for the sale of electricity. That contract obliges the generator at that moment to make capital-intensive investments that require long-term financing and that imply sunk costs (costos hundidos). In other words, the private generator, based on the economic conditions and the reference tariff bands of the moment, commits its capital, offering a price that will allow it to recover all its costs and obtain a fair and reasonable profit.

Given that the tender is held only once, it is not consistent for the conditions, especially those of the tariff bands, to be varied in subsequent periods.

Response Decreto 37124-MINAET published in Alcance No 72 of the Diario Oficial la Gaceta of June 5, 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N0 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establishes in its articles 20 and 21 the processes for formalizing energy purchase-sale contracts regarding tariffs and purchase prices, respectively:

(.)"The tariffs, for both new plants and existing plants, may be set under the maximum price modality, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a structure disaggregated by time of year, hours of the day, energy and power, defined according to the expected evolution of the costs of the SEN (.)."

Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the tariff set by ARESEP that is in force at the time of submitting its proposal.

In the contract signed by ICE with the Producer, the price offered shall be stipulated along with the formula for its updating during the term of the Contract.

The formula for updating the energy price must be supported on the basis of recognizing only the variations in operating costs (costos de explotación) and must be stipulated in the terms of reference, so that it forms an integral part of the offered price.

The recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula shall be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force.

From the aforementioned articles, it is concluded that ICE shall purchase the energy at the price that the producer offers in the process through which the bidder was selected for the sale of electricity to ICE. Such prices must respect the tariff ranges established by ARESEP, likewise, any subsequent adjustment shall be subject to it being within the limits established by the tariff that ARESEP has in force at the time. Therefore, the contracts established between the electric energy bidders and ICE determine the current and future conditions that will govern the purchase price and the method of updating costs according to what is established in Law N° 7200 and its amendments, and Decree 37124-MINAET. Furthermore, the Regulatory Authority is obligated to review the tariffs at least once a year, according to Law 7593.

Position 5. Cost Updating There are differences regarding the indices used in the different tariff models, the formulas, and the sources of information for said indices, which could be creating differences (unjustified discrimination) in the treatment for cost updating; therefore, these elements should be unified and defined as precisely as possible to avoid the discretion of ARESEP's technicians when applying extraordinary fixations (fijaciones con carácter extraordinario).

Response Precisely, this proposal to modify the methodologies for private generation with renewable resources aims to unify and standardize criteria. The criteria that were defined to standardize, unify, and modify are found in the justification and scope of the proposal.

On the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not exempt them from the fact that these must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subjected to the public hearing process, through which opinions can be offered on the calculations made.

Position 6. Environmental Factor The Board of Directors of ARESEP approved an environmental factor for the existing hydro plant model, which is considered an important step in terms of incentivizing renewable energies. However, it is considered discriminatory that it is not included in the other private generation tariff methodologies.

Furthermore, it should be leveraged, not only to include the environmental factor in all tariff models, but also to calculate the corresponding value so that it is incorporated into the tariff.

Response The position is outside the scope of this proposal to modify the private generation methodologies.

Position 7. Updating of Investment Costs Regarding the updating of investment costs to be considered in the tariff models, it must be pointed out that it is necessary to precisely define the indices that will be used for this purpose and not simply indicate that it will be done with a representative index, which means it is left to the discretion of ARESEP's technicians, creating uncertainty for the parties involved, both the buyer and the seller. It must be remembered that every aspect that generates uncertainty in the tariffs increases the financing cost and, therefore, the prices that end users of the electricity supply service will ultimately pay.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the updating of the investment amount (monto de inversión) may be done through the selection of an index representative of the sector, as long as there is a technical reason for it. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexing purposes, which is why it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each fixation, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Law (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Position 8. Regarding the calculation of profitability, the tariff models refer to the following:

"The information source chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, in terms of the length of the historical series (5 years), the frequency of the observations (one observation per year, corresponding to the published average) and the calculation of the average (arithmetic mean of the observations corresponding to the most recent 5 years for which information is available). In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years shall be used equally for all variables." However, within said text, the reasons that ARESEP has for taking values of the risk-free rate (tasa libre de riesgo) and risk premium (prima por riesgo) variables from public and serious information sources and applying additional calculations to them are not explained, distorting what the theory on the CAPM establishes.

In the abundant literature on the CAPM, one can find the different options for calculating the values of the variables used and the consistency in terms of the periods of data from which recognized information sources publish the updated values of said variables. On the other hand, the alternative source of information, Ibbotson Cost of Capital, is not public and creates, again, uncertainty as to when said alternative source will be used.

Response This methodological proposal follows the criteria that the theory establishes in terms of the regulatory rate-of-return approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are taken directly from Damodaran as a source of information, without modifying those values. The estimated averages for the variables that enter the CAPM calculation aim to consider a rate of return that correctly considers the annual information presented by Damodaran for such variables.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation are paid, ARESEP will ensure and make available the information used in each tariff fixation for public knowledge.

Position 9. Lastly, it must be clear that the alternative information source cited for the risk premium: "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" is not a freely accessible source (public) and furthermore, it is not explained in which cases said information source will be used.

Response In Position 8 above, a response was given to this issue.

9. Molinos de Viento del Arenal, S.A., P.H. Don Pedro, S.A., and P.H. Río Volcán, represented by José Benavides, identity card number 1-0478-0037, in his capacity as president of the aforementioned companies Position regarding the proposal to modify the tariff-setting methodologies for private electric energy generators with renewable resources.

Position 1. Regarding the Calculation of return on capital contributions through the Capital Asset Pricing Model (CAPM), the following are presented:

Position 1.1: Proposed modification - Information Sources: To obtain the values corresponding to the macroeconomic variables of risk premium (PR), country risk (RP) and unlevered beta (βd), two possible sources of information are indicated: the website of Dr. Aswath Damodaran, and the Cost of Capital Yearbook published by Ibbotson.

To avoid possible subjectivities, it is necessary to define and expressly indicate in the methodology, which of the two sources must be used. Additionally, the Ibbotson source is published annually during the month of March, so it is not possible to have real information in real time that allows precise monitoring of the variation in the tariff fixation.

Request: Establish as the source to be used, the one published on the website of Dr. Aswath Damodaran. Additionally, publish annually and prior to the tariff fixation, the precise values that Aresep will use for setting the tariffs.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables (Risk premium (PR), Country risk (RP) and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if any of these sources become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows using the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.

The foregoing, as long as the technical reason for it is justified and argued. In each fixation, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the General Public Administration Law, and the value of the index to be employed so that it is known to all involved actors.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation are paid, ARESEP will make available the information used in each tariff fixation for public knowledge.

Position 1.2: Proposed modification - Risk-free rate (KL) The proposed modification establishes that the value to be used for the risk-free rate (KL) will correspond to the nominal rate of the United States of America (USA) Treasury Bonds with the same term at which the risk premium is calculated. However, it is not clear regarding the data to be used, considering it from the website of Dr. Aswath Damodaran.

Request: Considering that it is a usual practice within the sector to use 20-year terms, it is suggested to establish the values of the United States of America (USA) Treasury Bonds at a term of 20 years as the value to be used for the risk-free rate (KL).

Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the maturity period of the instrument is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case of estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for fixations that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.

Position 1.3. Proposed modification - Risk premium (PR) Comment: The proposed modification establishes that the value to be used for the risk premium (PR) will correspond to the average of the values available on the website of Dr. Aswath Damodaran. However, the indicated source publishes two types of risk premium: ERP Trailing 12 months (ERP T12m) and ERP Smoothed.

In accordance with the proposed modifications, for estimating the PR value to be used, a historical series equal to 5 years must be considered. However, it has been identified that the available data for ERP Smoothed, the instrument selected by ARESEP in the last tariff fixation for new private wind generation, does not meet this criterion since the available information dates from 2012.

Request: Establish the use of the ERP Trailing 12 months (ERP T12m) values published on the website of Dr. Aswath Damodaran for estimating the PR value, considering that it has more published historical data (from September 2008) as well as publish annually and prior to the tariff fixation, the precise PR values to use for setting the tariffs.

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the selection of the financial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables (Risk premium (PR), Country risk (RP) and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Leaving open the possibility that if any of these sources become unavailable, another public and reliable source will be used. This allows using the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.

It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff fixation.

The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the case of using Damodaran as a source of information, it is considered to leave the link to the website and not a particular electronic address, given the latter can change or be modified over time. It is clarified that Implied Premium (FCFE) is used.

Position 1.4. Related provision: proposed modification - Historical series Comment: The proposed modification indicates that for estimating the values to be used for the Risk-free rate (KL), risk premium (PR), country risk (RP) and unlevered beta (βd), historical values from the most recent 5 years for which information is available must be used. However, it is not specified whether the 5-year history corresponds to calendar years (data collected from January 1 to December 31) or corresponds to the last 60 months prior to the tariff fixation.

Request: Establish that the 5-year history corresponds to the 60 months prior to the tariff fixation in order to give greater transparency to the tariff-setting process. For the case of macroeconomic variables that are only published annually (country risk and unlevered beta) and considering that their annual variation is minimal, establish that the 5-year history consists of the annually published data corresponding to calendar years (01 January - 31 December). Additionally, publish annually, and prior to the tariff fixation, the precise PR values to use for setting the tariffs.

Response Annual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for the 5 years prior to the tariff fixation.

Position 1.5. Related provision: proposed modification - Financial leverage Comment: The proposed modification establishes that for estimating the relationship between debt and equity, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private plant for electric generation that is available at ARESEP shall be used. However, in accordance with the "Declaration of confidentiality for contract management for energy purchase under Chapter I of Law 7200 and its amendments" recently published by ICE, the financial documentation regarding the availability of the financial resources necessary to complete the project studies is declared confidential; therefore, the information on financial leverage is not public, which is not in line with what ARESEP established in the proposed modification, in which it clearly indicates that information sources must be public and reliable.

Request: Continue using the current leverage value of 75%.

Response The position is outside the scope of this methodological modification proposal. On the other hand, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or the variability of the same, on one hand does not exempt them from the fact that these must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subjected to the public hearing process, through which opinions can be offered on the calculations made.

Position 1.6. Related provision: proposed modification - Section 3.3.3 "Updating the investment amount in fixed assets" Comment: The proposed modification establishes that the updating of the amount of investment in fixed assets shall be carried out using a representative price index; considering that the sample may be composed of data from national and international projects, it is advisable to use an international representative index.

Request: Establish the use of the United States of America Producer Price Index (IPP-EEUU) for updating investment costs, as it is a realistic and conservative international representative index, with the purpose that the administered parties can have clarity on which index to use for each fixation.

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the updating of the investment amount may be done through the selection of a representative index of the sector, as long as there is a technical reason for it. The foregoing, since in the past indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexing purposes; in this sense, it is considered necessary to leave open the possibility of including in the updates new indices that congruently and accurately better reflect the characteristics of the sector. In each fixation, if the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Law, and the value of the index to be employed so that it is known to all involved actors.

Position 2. Regarding the "Methodology for setting tariffs for existing private generators (Law N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad", the following comments are presented.

Position 2.1. Methodology - section 3.2 "Operating costs" Comment: The methodology establishes that this value is calculated by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of both national and international plants that are in operation; however, currently a sample of data is not established to be used consistently for subsequent fixations, nor the size that this should have to have representative data.

Request: Establish and publish a single sample with data from national and international projects, already built and in operation according to the best available practices, to be used to estimate operating costs annually. This sample must be reviewed annually and updated in such a way that it includes the new plants that are gradually incorporated into the systems; likewise, it must be used consistently for subsequent fixations, clearly indicating the price index to be used, as well as the procedure for cost updating. The sample, as well as the index to be used, must be published annually, and prior to the tariff fixation to give transparency to the process.

Response The exclusion of extreme values for operating costs will be done by investment amount and will be under the responsibility and direction of a professional in statistics, which must be justified in science, technique, and logic as established by the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública).

Position 2.2. Related provision: methodology - section 3.3 "Investment costs" Comment: The methodology establishes that this value is calculated by determining a sample of the investment costs (costos de inversión) of both national and international plants; however, currently a sample of data is not established to be used consistently for subsequent fixations, nor the size that this should have to have representative data.

Request: Establish and publish a single sample with data from national and international projects, already built and in operation according to the best available practices, to be used to estimate investment costs annually. This sample must be reviewed annually and updated in such a way that it includes the new plants that are gradually incorporated into the systems; likewise, it must be used consistently for subsequent fixations, clearly indicating the price index to be used, as well as the procedure for cost updating. The sample, as well as the index to be used, must be published annually, and prior to the tariff fixation to allow positions from the affected parties and give transparency to the process.

Response In the response to Position 2.2 above, an answer is given regarding the definition of the sample. Likewise, in Position 1.6 of this numeral 9, a response is recorded on the subject of updating through price indices.

Position 2.3. Related provision: methodology - section 3.4 "Plant factor" Comment: The methodology establishes that this value is calculated from the plant factor (factor de planta) values of a sample composed of national projects; however, currently a sample of data is not established to be used consistently for subsequent fixations, nor the size that this must have to have representative data.

Request: Consider as the sample, the national projects used for the determination of operating costs. In the event that this is not possible due to lack of information, publish the sample to be used to estimate the plant factor; this sample must be used consistently for subsequent fixations. The sample must be published annually, and prior to the tariff fixation to allow positions from the affected parties and give transparency to the process.

Response Response recorded in Position 2.1 of this numeral.

Position 2.4. Related provision: methodology - section 3.4 "Plant factor" Comment: The methodology establishes that the plant factor values of the last three available years must be considered; however, using a three-year history is not representative for the case of energies based on intermittent and fluctuating generation sources such as renewable energies (solar, wind, and hydro), which may be affected by various phenomena such as droughts and changes in wind speed.

Request: Define a 10-year historical series for estimating the plant factor so that this value is more representative.

Response This position is outside the scope of this proposal to modify the private generation methodologies.

Position 5. Related provision: methodology - section 3.4 "Repowering" Comment: The current tariff-setting methodology does not consider the repowering of equipment and the costs associated with it. As the renewable industry develops, one of the alternatives for development and maintenance consists of repowering.

Request: European legislation currently grants a benefit for repowering consisting of a bonus (5?/MWh), which is added to the conventional tariff. In this way, the change to more efficient models is incentivized and offers a more attractive financial alternative than continuing to operate with old equipment. In order to incentivize repowering, we request to define a methodology that allows estimating a repowering factor to be considered within the setting of tariffs.

Response This position is outside the scope of this proposal to modify the private generation methodologies. Tariff fixations are per industry; individual fixations are not carried out.

Position 3. Regarding the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants", the following comments are presented:

Position 3.1. Related provision: methodology - "Operating costs" Comment: According to the methodology, the operating cost value is determined through the exercise of a regression based on data on investment costs and installed capacity included in a sample of national hydroelectric projects; however, it is necessary to indicate the type of regression to use, as well as the sample to use in order to obtain more representative and reliable results.

Request: Establish and publish a single sample with data from national hydroelectric projects to use for estimating operating costs annually; this sample must be used consistently for subsequent fixations, clearly indicating the price index to use, as well as the procedure for updating costs. Regarding the regression to use, it has been identified that logarithmic regression better represents the curve that relates installed capacity and operating costs, so it is suggested to establish this as the regression to use. Additionally, the sample to be used for cost estimation, the price index to be used, as well as the updating procedure, the regression to be used (in case our proposal is not accepted) and the calculation procedure thereof (indicating exclusions from the sample) must be published annually, and prior to the setting of tariffs, in order to give transparency to the process and accept positions from the affected parties regarding that sample, before the fixation.

Response The information available for updating operating costs based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff fixation to another; likewise, the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Similarly, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, does not exempt them from having these calculations be very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, it does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Regarding the sample, a response has been given in position 2.1 of this section.

Position 3.2. Related Provision: methodology - Financial Leverage. Comment: The methodology establishes that for estimating the debt-to-equity ratio, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant that is available at ARESEP must be used. However, according to the "Declaratoria de confidencialidad gestión de contratos para compra de energía al amparo del capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas" recently published by ICE, the financial documentation referring to the availability of the financial resources necessary to complete the project studies is declared confidential; therefore, the information on financial leverage is not public, which is not in line with what is established by ARESEP in the proposed modification, in which it clearly indicates that the sources of information must be public and reliable. Request: Continue using the current leverage value of 75%.

Response This position falls outside the scope of the proposed methodological modification. Furthermore, the fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, does not exempt them from having these calculations be very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, it does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Position 3.3. Related Provision: methodology - Environmental Factor Comment: Law 7593, in its Article 31, establishes that the criterion of environmental sustainability, as well as environmental costs and services, must be elements to consider in setting public service rates. Additionally, ARESEP has already identified the need to establish an environmental factor in public service rates, as well as instructions for the environmental factor proposal to be defined and included in the rate; however, the definition of the environmental factor has been postponed indefinitely, and it has not been possible to include it in rate setting.

Request: Initiate the call and public hearing procedure for the approval and establishment of the methodology for estimating the environmental factor for its prompt inclusion within the rate setting for both new projects and existing renewable generation projects.

Response The position is outside the scope of the present proposed modification to the private generation methodologies.

10. Desarrollo Solar Papagayo and Desarrollo Solar Nacascolo, represented by Enrique Alberto Morales González, identity card number 1-0606-0457. President with powers of generalísimo legal representative in both companies Position 1.

The rate proposed to be used for plants producing with non-conventional energy sources for which no specific methodologies are defined - as in the case of solar energy-, as it is currently proposed, is inadvisable because each generation medium possesses technical and economic characteristics that substantially differentiate them, and which will be analyzed in the following sections.

Response The changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option to new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the rate band for hydro plants, not their structure.

Position 2. Plant Factor In the methodology for calculating new hydroelectric rates, a Plant Factor of sixty percent (60%) is used, which is far from the reality for solar energy, since in this technology the plant factor is around fourteen to twenty-three percent (14%-23%).

Response The analysis of the plant factor is outside the scope of the present methodology.

Position 3. Operating Costs The plant operation and maintenance costs proposed by ARESEP are two hundred sixteen dollars per kilowatt ($216/kw), again taking hydroelectric generation as a reference. However, these operating and maintenance costs, in the case of solar energy, are considerably lower, as they are around fifty dollars per kilowatt ($50/kw), thus, the use of the operation and maintenance costs of hydroelectric technology would eliminate any competitive advantage of solar energy over hydroelectric.

Response The present methodology proposes to broaden the scope of the rate methodologies set for private hydroelectric projects, to be used in rate setting for non-conventional energy sources such as solar and generation using solid waste, only on a transitional basis while ARESEP develops the respective methodologies. In this regard, further detail is provided in position 1 of this section.

Position 4. Unit Investment Amount The investment for hydroelectric projects is on average three thousand seventeen dollars per kilowatt ($3017/kw), while for a solar plant this cost is reduced to an amount around two thousand five hundred dollars per kilowatt ($2500/kw), a decrease that again would not be reflected in the rate.

Response In position 3 of this section, a response to the issue has been provided.

Position 5.

When calculating the investment amount considering only hydroelectric projects, the standard deviation lacks a basis for solar projects. This is crucial because said deviation is what dictates the size of the bands, and setting the rate only considering hydroelectric energy particularly harms other technologies such as solar energy.

When performing an exercise using this rate calculation methodology and entering variables specific to solar technology, we obtain a rate that is around seventeen dollar cents per megawatt hour ($0.17/kwH).

Position 6.

Petition: For the reasons stated, we request that the proposed calculation methodology be rejected and that instead, differentiated rates be set for each technology, taking into consideration the particularities specific to each one.

Response In position 3 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste. The recommendations are taken into consideration for the methodological development that ARESEP carries out in the area of solar generation and generation from solid waste.

11. Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), represented by Carlos Meza Benavides, Identity Card number 1-1016-764, judicial and extrajudicial representative Position 1. Technical Foundation Solar and hydroelectric technologies have important differences related to their costs and operation, which, according to our legislation, must necessarily be recognized in the rate models.

The application of the rate model for new hydroelectric plants to solar generation plants, as suggested by ARESEP in the present proposal, lacks technical foundation because it does not explain how it will reconcile these differences. From our perspective, there are variables that are very different and could significantly affect the final rate.

Response The changes included in this document broaden the scope, with the objective that, on a transitional basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option to new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on developing the specific methodologies for solar generation and generation using solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the rate band for hydro plants, not their structure.

Position 1.1.

Solar radiation is available only during daylight hours, and its plant factor depends on the solar radiation conditions of each location; these values usually range between 15 - 28% (according to OpenEI, an open online platform that collects information on renewable energy from various sources around the world). Other studies (IEA, 2010) cite ranges between 11 - 23% depending on the location; IRENA mentions 20% as an average (IRENA, 2012); among many other sources. In the methodology for calculating new hydroelectric rates, a plant factor of 60% is used. This is very far from reality in the case of solar energy, since in this technology the plant factor is around 17%-20%.

Response In position 1 of this section, a response has been provided to this position regarding the use of the rate band defined for private hydroelectric generation projects and its transitional application to projects with non-conventional sources such as solar generation and generation from solid waste.

Position 1.2.

Operating Costs: These refer to the operation and maintenance costs of a plant. In this case, $216 per kW is considered, which is very far from solar costs, which should be around $50/kW.

Position 1.3.

Levelized cost of electricity: Given the differences in operation and maintenance costs existing between new hydroelectric plants and photovoltaic power stations, as well as their difference in plant factor previously stated; this makes the levelized cost of electricity, e.g., how much it costs to generate 1 kWh, differ considerably, and as ARESEP has done, there must be a differentiation by technology.

Position 2.

That the rate model for new hydroelectric plants approved by resolution No. RJD-152-2011 of August 10, 2011, not be applied to establish rates for electricity generation with PV systems.

Position 3. Disregard of the general principles for rate setting In accordance with Article 31 of the Law of the Regulatory Authority for Public Services, Law No. 7593, rate setting must be established based on objective principles that consider the model production structures for each public service, technology, service possibilities, and the size of the service providers. Additionally, the principle of service at cost must be observed, as well as criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and efficiency.

For its part, Article 22 of the Sectorial Regulation for Electric Services, Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC, establishes:

"Rates shall have the purpose of recovering the costs of operation, those associated with replacement, maintenance, and a reasonable profitability for the electric industry; in addition, they must allow obtaining the necessary resources to use the technologies that guarantee the best quality, continuity, and security of the same" Article 23 states that based on the principles, objectives, and obligations established in Law No. 7593, ARESEP must approve and control the rate structure and rates for services, in a manner that allows for optimal operation, economic efficiency, service supply at acceptable quality levels, and the expansion and improvement of the service; at the lowest cost and in accordance with the market needs for electric energy services.

In recital vi) of the justification for the proposal under analysis, ARESEP noted that "the country has no experience in generation with state-of-the-art PV cells." Consequently, "ARESEP must resort to the support of external specialists to develop rate methodologies." That is, ARESEP acknowledges that it currently does not have the technical capacity to make complex decisions on this issue.

In this sense, we are concerned that ARESEP does not have objective, updated, and representative information to adapt the proposed model to generation with PV systems. Therefore, it is stated that the application of the proposed model does not guarantee the application of the basic principles established by the legislation. That is, the application of the rate model as proposed does not guarantee the establishment of the rate objectively; it is not predictable that the rate will reflect "reasonable profitability for the electric industry," nor does it assure users that the rate was established following principles of service at cost and economic efficiency.

Response In position 1 of this section, a response has been provided to this position.

Position 4. Ineffective measure to fulfill the purpose of facilitating the development of solar energy sales markets.

In recital vii) of the justification for the proposal under analysis, ARESEP envisions this measure as an option to facilitate, from its scope of authority, the development of electricity sales markets with clean sources. We believe it is very likely that this measure is not the most suitable to promote the generation and sale of solar energy as ARESEP intends.

Response In position 1 of this section, a response has been provided to this position. It is emphasized that the measure is transitional until such time as ARESEP has developed the rate methodologies for solar generation sources.

12. El Ángel S.A., represented by Domingo Argentini Alfayate, identity card 8-076-703, with powers of generalísimo legal representative Position Arguments: Our arguments refer to point c) of the proposed change, which contains the proposed modifications to the "Reference rate methodology for new private hydroelectric generation plants, approved by resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011". Specifically, we will refer to two topics:

Position 1. Regarding the definition of a new plant Legal vacuum for setting the rates of plants reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure Position 1.1 Currently, ARESEP sets rates for hydroelectric plants based on two methodologies: i) methodology for existing hydroelectric plants approved by resolution No. RJD-009-2010 of May 7, 2010 (hereinafter, "methodology for existing plants"), ii) methodology for new hydroelectric plants, according to resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011 (hereinafter, "methodology for new plants").

Thus, currently, any hydroelectric energy generator that has an energy sales contract with ICE must adopt either the rate set according to the methodology for existing plants, or the rate set according to the methodology for new plants.

However, there is a type of plant that is not regulated within the scope of ARESEP's rate-setting methodologies; those hydroelectric plants that have been entirely replaced or reconstructed due to force majeure or unforeseen circumstances. According to ARESEP's current regulation, a hydroelectric plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure cannot be considered existing or new, because the reconstruction implies the renewal of the majority of its tangible and intangible components.

Therefore, it is stated that there is a regulatory vacuum that ARESEP must remedy, as based on Law No. 7593 and Decreto Ejecutivo No. 29847-MINAE-MEIC, it is obliged to set rates for hydroelectric plants that must be reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure.

Due to the foregoing, the application of the methodology for existing plants to a reconstructed hydroelectric plant would be illegal, as said model would regulate a reality completely different from that of a plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure. This would result in an insufficient rate to cover generation costs.

Response The topics addressed in this position are outside the scope of the present proposed modification to the private generation methodologies. However, it should be clarified that once the plants begin to generate, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of the non-renewal of the contract if it is less than 20 years.

(...)"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 rates is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted later. That risk is reduced, as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market."(...)

On the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the rate established in that methodology would apply.

Position 2. Regarding the definition of a new plant included in the Proposal Position 2.1 Given the situation described, ARESEP must apply the methodology for new plants to hydroelectric plants that have been reconstructed due to unforeseen circumstances or force majeure. There are several criteria accepted by doctrine to determine what constitutes unforeseen circumstances and force majeure 22:

2 Tribunal Contencioso Administrativo, Sección I, resolution No. 319 at 11:00 hours on October 12, 2001.

. Origin of the event: force majeure would be due to a natural event, whereas in the case of unforeseen circumstances it would be a human event.

. Degree of unforeseeability of the event: unforeseen circumstances is an unforeseeable event; but even using diligent conduct, if it had been foreseen it would be unavoidable. Force majeure is an event that, even if it could be foreseen, is unavoidable.

. Sphere in which the event takes place: if the event takes place, originates, within the company or affected circle, we would be in the presence of unforeseen circumstances. If the event originates outside the company, or affected circle, with such violence that, considered objectively, it falls outside the unforeseen circumstances that should be foreseen in the ordinary course of life, we would be in the presence of force majeure.

In summary, force majeure is foreseeable but unavoidable and responds to natural events, while unforeseen circumstances are unforeseeable but avoidable and are due to events of a human nature.

As will be seen, from a legal and economic-accounting point of view, a hydroelectric plant that has been newly constructed in its entirety is a new building, and therefore the application of the methodology for setting the rate for new hydroelectric plants is reasonable, since it closely reflects the reality of a plant reconstructed in its entirety.

Response In position 1.1, a response to the issue raised is recorded.

Position 2.2. Definition for new plants ARESEP's Proposal includes a definition of a new plant. However, we oppose the definition of a new plant suggested by this Proposal, as it does not solve the regulatory vacuum since it does not include plants reconstructed in their entirety due to unforeseen circumstances or force majeure. The proposed definition of "new plant" is as follows:

"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." This definition is inappropriate for the following reasons:

a)The definition refers to investment in physical capital. However, the term "physical capital" is not used in financial-accounting literature, and is nonexistent in international accounting and financial standards, thus interpretative work would be necessary to define what physical capital is.

The definition does not provide clear, objective, and determining criteria to regulate which plants could be considered new and which should be considered existing plants in the event that, due to a force majeure or unforeseen circumstances event, the plant must be rebuilt.

On the contrary, the definition allows for the possibility that even though a plant was entirely rebuilt because all the previous civil works were destroyed by a natural event or any other cause of force majeure or unforeseen circumstances, it might not be considered new because it is located on land that was used by the damaged plant and therefore, could be considered to have already participated in some "electricity production process." This is even more feasible given the absence of a clear concept of what "physical capital" is.

b)Absence of technical justification for the grammatical formula of a new plant. Besides the term physical capital being nonexistent or at least unusual in accounting and finance, the Proposal does not justify the reasons for arriving at that grammatical formula, which makes it even more difficult to understand if the methodology for new plants applies to generators with plants in situations like the one mentioned, and if not, what are the technical reasons that led ARESEP to exclude them, or at least not to include them temporarily while a methodology that fully adjusts to their reality is developed. The latter is highly relevant since precisely in this Proposal, ARESEP, in order not to leave out the generation of electricity from other sources, proposes to apply, at least transitionally, the methodology for new hydroelectric plants to power stations that generate from other sources not regulated rate-wise, while a methodology that adjusts to their reality is enacted.
c)All of the foregoing generates uncertainty and will likely cause ARESEP to have to continue intervening to decide on a case-by-case basis whether a plant reconstructed in its entirety due to unforeseen circumstances or force majeure is considered new or not. This is not only contrary to the logic of the proposal, which consists of regulating industries and not companies, but also undermines the legal certainty of the private generator, as it has no certainty that its new investment will be recognized in the rate.

Response In position 1.1, a response to the issue raised is given.

Position 2.3. Justification for why a hydroelectric plant that has suffered a force majeure or unforeseen circumstances event and has been newly constructed should be considered as new.

As will be seen below, there are objective criteria for considering a hydroelectric plant as new when it has been newly constructed to replace a plant that suffered from unforeseen circumstances or force majeure.

Position 3.1. Accounting Justification According to International Accounting Standard 16 (IAS 16), whose objective is "... to establish the accounting treatment applicable to fixed assets, so that users of financial statements can learn about the investment that the entity has in fixed assets, as well as the changes that have occurred in said investment," an item is recognized as property, plant and equipment (term equivalent to fixed asset) when it is "probable that the entity will obtain the future economic benefits derived from it; and ... (b) the cost of the asset to the entity can be measured reliably." Another definition provided by IAS 16, complementary to the previous one, defines property, plant and equipment or fixed assets as those "tangible assets that: (a) are held by an entity for use in the production or supply of goods and services, for rental to others, or for administrative purposes; and (b) are expected to be used during more than one period." As can be inferred from the foregoing, a hydroelectric plant is a fixed asset insofar as it allows the generator to obtain economic benefits from its operation that enable it to produce a good over several periods; in addition, its cost can be measured.

When this fixed asset suffers damage caused by unforeseen circumstances or force majeure, that damage can be of different magnitudes. For the purposes of the Proposal and this Position, we are interested in serious damage.

a. Derecognition from books According to International Accounting Standards, an item considered a fixed asset ceases to be so when it can no longer generate economic benefits because it cannot be used to produce goods.

Precisely, when a hydroelectric plant suffers from causes of an event that is considered unforeseen circumstances or force majeure, as mentioned, it ceases to be a fixed asset as it cannot generate economic benefits because it cannot produce goods. As the asset is completely unusable, it must be derecognized from the books for two reasons:

International Accounting Standard 36 (IAS 36) establishes that an impairment loss is the amount by which the carrying amount of an asset exceeds its recoverable amount. In the absence of a recoverable amount, the loss is 100% of the carrying amount. IAS 36 establishes that the carrying amount of an item of fixed assets shall be derecognized from the accounts when it is disposed of or when no future economic benefits are expected from its use or disposal. The destruction of the asset makes the generation of future benefits impossible.

In these cases, the plant is retired from the accounting books.

b. Reversal of an impairment loss There are cases where the damage is equally severe to the point that it leaves the hydroelectric plant unable to generate economic benefits, but it is possible to recover some of its component assets.

The recovered value of the assets cannot be considered as a fixed asset, nor can it even be considered as a restoration of the useful life of the plant, since they do not by themselves constitute an identifiable group of cash-generating assets and are dependent on other assets or production lines to generate such economic benefits.

The rendering unusable of the plant by an event classified as a fortuitous event or force majeure does not allow the asset to be reused for production, nor does it allow changes to be made to the estimates used to determine the recoverable amount of the destroyed asset; instead, it is always declared a total or near-total loss. Therefore, it is never possible to effect a reversal of the fixed asset loss in the accounting books. The only way to reestablish operations is through the construction and acquisition of almost all the benefit-generating units that did not participate in the previous operation and that have been rendered unusable by the fortuitous event or force majeure.

c- The construction of a new plant, even on the site where the other one was located, is considered a new plant for accounting purposes In both of the aforementioned situations, the IAS establish that when a fixed asset (hydroelectric power generating plant) has ceased to generate economic benefits, even when it is possible to salvage some of its assets and the generator decides to rebuild it, its recognition in the accounting books will not be made as a revaluation or recapitalization of the old asset since it disappeared, but rather it is recorded as a completely new asset. Therefore, from an accounting and financial standpoint, it is a new plant.

Justification based on insurance regulations: The legal and technical regulations regarding insurance follow the guidelines laid out by the IAS mentioned previously.

When a hydroelectric plant has suffered damage resulting from an event qualified as a fortuitous event or force majeure, for insurance purposes it is considered a total loss of the fixed asset when the costs of its repair are equal to or greater than the value of the goods immediately before the occurrence of the loss, which coincides with what IAS 36 establishes, as already discussed.

However, there are insurance policies that establish a loss percentage from which they declare total loss, for example: http:/www.sugese.fi.cr/polizas_servicios/generales/G06A08369_Proteccion_Hogar Colones.p df The insurance contracts for completed civil works (hydroelectric plants), under which the indemnity for the loss in hydroelectric plants is paid, provide for this loss valuation rule in article 18 of the product registered under number G06-44-A01-140 (http:/www.sugese.fi.cr/polizas/generales/versiones_anteriores/g06-44ª01 140_seguro_obra civil_terminada_dolares.pdf).

Article 18, subsection b, paragraph iii of the mentioned policy states literally:

Art. 18, subsection v, paragraph iii, the following: "(.) However, if the costs for a damage are equal to or greater than the value of the goods immediately before the occurrence of the loss, this shall be adjusted according to the preceding subsection b".

The same rule is established in the insurance policy that the INS has for all types of constructions in its article 22, page 17: (http:/www.sugese.fi.ce/polizas_servisios/generales/G07-29-A01-023-VLCR Seguro_Todo_ Riesto_Construccion_Dolares.pdf) Justification based on the definition of "new" given by the Real Academia Española According to the Dictionary of the Real Academia, "new" is understood as something:

"/. adj. Recently made or manufactured. 2. adj. Seen or heard for the first time. 3. adj. Repeated or reiterated to renew it. 4. adj. Distinct or different from what existed before or was previously learned. 5. adj. That supervenes or is added to something that existed before. 6. adj. Recently incorporated into a place or group. He/she is new at the school. 7. adj. Beginner in a profession or some activity. 8. adj. Said of an agricultural product: From a very recent harvest, as opposed to that stored from previous harvests. New potatoes, new wheat, new corn. 9. adj. Said of a thing: That is little or not at all deteriorated by use, as opposed to old...." In accordance with the previous definitions, the construction of a hydroelectric plant can be qualified as "new" when it is "recently made..." regardless of whether another equal or similar project existed there previously, or whether it is being rebuilt.

As can be inferred from definition 9, the difference between something "old" and something "new" has to do with the time and the use that has been given to the object. According to the definition, something new is a thing that has little use or is little deteriorated by its use.

In this way, it is easily identifiable how the concepts provided in insurance and linguistic matters are coincident, since when a fixed asset affected by an event considered force majeure or a fortuitous event ceases to generate future economic benefits and its replacement value is equal to or higher, it is declared a total loss and therefore retired from the accounting books, thus ceasing to exist for accounting purposes. If a fixed asset similar to the destroyed one is built, it cannot be considered, in accounting, in insurance matters, or by the Real Academia, as something old, but rather it is new because, according to the latter, it is recently made and has little use or deterioration.

Position 4. Modifications to the Proposal We consider that the previously noted drawbacks of the Proposal can be solved by making the following modifications to the definition of a new plant.

Position 4.1. Replace the term "physical capital (capital físico)" There is broad consensus in the economic literature on the definition of "capital" and "fixed assets" (activo fijo) or "tangible fixed assets" (inmovilizado material). However, we did not find an official or univocal definition of "physical capital" (capital físico). It is possible that ARESEP considers capital to be synonymous with fixed assets. However, it is not clear what physical capital means, as clear references are not found in the literature or in accounting and financial standards, making it an indeterminate concept that detracts from the clarity and precision of the definition of "new plant." Consequently, to reduce the scope for subjectivity and indeterminacy, we suggest replacing the term physical capital (capital físico) with "fixed assets" (activo fijo), which is clearly defined by accounting standards.

In accordance with IAS 16, an asset is considered a fixed asset if it meets two criteria: i) it allows the entity to obtain future economic benefits derived from themselves, and ii) its cost can be reliably measured.

Response Position 1.1 provides a response to the issue raised.

Position 4.2.

Include accounting criteria to determine whether a plant rebuilt due to a fortuitous event or force majeure is new or existing for purposes of setting the tariff for the sale of energy to ICE.

If a fixed asset such as a hydroelectric generation plant is rendered completely unusable for generating future economic benefits due to a fortuitous event or force majeure, in accordance with IAS 36, it ceases to be an asset and must be derecognized in the books for several reasons:

§ The impairment loss is the amount by which the carrying amount of an asset exceeds its recoverable amount. In the absence of a recoverable amount, the loss is 100% of the carrying amount. § The destruction of the asset makes the generation of future benefits impossible, causing it to physically disappear as a productive unit. § Due to the destruction of the asset, it is declared a total loss, preventing the possibility of reversing the loss.

We consider that using an accounting criterion as the main decision criterion to determine whether a plant built after a power generation plant was totally affected by an event considered a fortuitous event or force majeure is new or not, is sufficiently precise and appropriate to make the decision for the following reasons:

· It is an objective criterion defined by international standards accepted and applied globally, and it is the basis for other standards, as in the case of insurance. This reduces the margin for interpretation and indeterminacy that other criteria may generate. · If a total loss is declared, the next asset will necessarily be new. This also implies that said asset has independent financing. · It avoids defining a loss percentage, following the standard's criterion, which simply states whether the asset is available to continue generating future benefits or not. If it is not, it will be derecognized in the books, and what is subsequently done with it will be another asset, which will be valued and recorded as something independent in the books, and will also be depreciated as if it were an independent asset.

Response Position 1.1 provides a response to the issue raised.

Position 4.3.

The inclusion of a definition of a new plant that encompasses those hydroelectric power generation plants that have been built after an event considered a fortuitous event or force majeure must be included in the methodology to comply with the precepts of the Law.

While it is true that the methodology for new hydroelectric plants was originally conceived to incentivize new investment, we consider that the inclusion of the aforementioned does not conflict with that objective, and on the contrary, in the absence of a specific methodology for these plants, serious harm would be caused not only to the generators in that situation, but also to the public interest and the public service.

1. As has been seen, a hydroelectric plant built after a fortuitous event or force majeure event is, from an accounting, economic, and financial standpoint, a new plant. Applying the methodology for existing plants to it is not only unjustified and contrary to the rules of science and technique represented in this case by the cited accounting and financial standards, but it also makes an investment of this type impossible.

2. When a hydroelectric plant goes out of operation due to events considered fortuitous event or force majeure, the electricity supply and therefore the public service are affected. The activity of generating electric energy is of public interest, so the restoration of the damaged plant must also be considered of interest.

3. Although the new plant is replacing another, in the financial accounting sense, it is a new investment, comparable to the investments that are sought to be incentivized with the methodology for new plants.

4. It is clear that this initial objective has been surpassed, and due to the reality the country is experiencing, there is interest from both the public and private sectors in incentivizing energy generation from renewable sources in general, to the point that the Proposal proposes to increase the scope of the methodology for new plants, plants that generate electric energy from other sources and that currently have no methodology regulating them. We consider then, with even greater reason, that ARESEP must include in its Proposal the situation of hydroelectric plants that have been built due to fortuitous event or force majeure events that destroyed the previous plant, based on objective criteria as indicated.

Finally, the following wording is proposed for the definition of "new plants." "It is understood as a new plant, one whose investment in fixed assets (activo fijo) has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not have generated energy that was sold under any electricity purchase and sale contract or for self-consumption purposes.

When an existing plant has been affected by an event considered a fortuitous event or force majeure to the point that the fixed assets (activo fijo) or tangible fixed assets (inmovilizado material) cannot generate economic benefits for the generator and must be retired from the books in accordance with international accounting standards, and this motivates the construction of a new plant for the production of electricity, this shall be considered a new plant and therefore all the regulations that this resolution governs as such shall be applied to it." Response Position 1.1 provides a response to the issue raised.

Position 5 Specific observations for the reference tariff methodology for new hydroelectric generation plants.

Position 5.1. Operation and maintenance costs (Costos de explotación).

The Proposal suggests modifying the methodology so that, instead of the exponential regression, the best function relating installed capacity to operation and maintenance costs (costo de explotación) is used.

Observations:

a)This change will generate a negative adjustment in the tariff due to a change in methodology, as analyzed in official communication DEN-237-2012, page 61:

"It is important to note that the regression that should be used is the one that best fits the curve according to the available information, which in this case is the power regression, which has an R2 of 72.56% versus an R2 of 59.32% for the exponential regression. With the power regression equation, the operation and maintenance cost (costo de explotación) would be $174.85 instead of the $216.08 resulting from using the exponential regression; in the tariff band, this is reflected in a variation of between eleven and six percent more. Despite this, the exponential regression is used because it is indicated in resolution RJD-152-2011." ARESEP will generate a clear detriment to the service providers due to this adjustment that was known to the regulator when defining the tariff bands and that was not corrected in the initial setting.

b)The adjustment will be at the analyst's discretion, and the objectivity that currently exists in the tariff methodology is lost. If it is decided to maintain this change without specifying the curve to be used, the procedures that the analyst will follow to determine the best-fit curve must be clearly established, that is, the criterion that will be used to select the curve, the curves that will be evaluated, for example.

Response The information available for updating operation and maintenance costs (costos de explotación) based on installed capacity and the operation and maintenance costs may vary from one tariff setting to another, likewise, the amount of information available for the calculation. Therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operation and maintenance costs (costos de explotación). Similarly, as statistical and econometric procedures establish, the coefficient of determination is only one indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, the fact that this coefficient is close to one is not an exclusive indicator of the best fit; other classic problems of regression models must be ruled out in order to use the model's results in point estimates. In this sense, it is established in this methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on one hand does not exempt them from having to be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations made.

Position 5.2.

The methodology does not define the source of information to be used to determine the cost references, that is, the provider of the information on the operation and maintenance costs (costos de explotación) data for the sample of the country's hydroelectric plants. These sources of information must be clarified.

The methodology must establish only capacities that are representative for the analysis. Clearly, in the sample used for the current tariff band setting, projects with capacities greater than 60 MW have economies of scale and lower operation and maintenance costs per MW that are not possible in projects with capacities less than 20 MW. The sample used is not representative for the analysis of plants with limited capacity as defined in Law 7200, that is, projects whose capacity does not exceed 20 MW, and it is important that the methodology limits the references to projects that are similar to those authorized by law and for which the generic methodologies are defined.

Response The exclusion of extreme values for operation and maintenance costs (costos de explotación) will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done justified by science, technique, and logic, as established by the General Law of Public Administration.

Position 6. General observations for profitability on capital contributions Position 6.1. Risk-free rate The methodology must clearly establish the term of the bond that will be used to determine the risk-free rate. If the analysis is considering a 20-year economic life for the project, the bond to be used should be consistent with this term and the 20-year reference should be used.

Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM; however, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.

Position 6.2. Extension of the historical series, frequency of observations, and projects The methodology establishes the following:

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

The text is unclear, and we understand that it involves taking a simple average of 60 monthly observations from the last 5 years. If the methodology will only consider 5 observations, this data sample is insufficient for some variables and can generate abrupt changes in the tariff, which can cause significant harm to the consumer or affect the financial equilibrium of the service-providing entities, due to temporary conditions in the environment. In our judgment:

· The sample of 60 data points is valid for the risk-free rate and the risk premium. Monthly data and sufficient public information exist to make this information available. · Damodaran's unlevered beta already considers 5 years of monthly observations, so the latest published reference should be taken. In general, the betas that are normally published consider 5-year averages, and it is information that is available. · In the case of the country risk premium, Damodaran publishes one or two annual references. For this case, if it is decided to maintain this source, the amount of information will be limited. A different methodology can be used to determine the premium of the risk-free rate of a Costa Rican bond versus the Treasury bond. In this case, sufficient historical information could be available to work with an average of 60 observations.

Response This methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as a source of information, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a rate of return for a period of time deemed adequate.

Annual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for the 5 years prior to the tariff setting.

Position 6.3. Sources of information Observations:

a)Damodaran or Ibbotson are very broad sources of information that must be delimited and justified for each of the variables: risk premium, country risk premium, and unlevered beta.

As an example, for the betas, the methodology does not specify the industry to be used, which is understood to be electricity. It is also not clarified whether the beta used is the global one or that of some region or country published by Damodaran. It is also not clarified whether the unlevered beta source has or does not have an adjustment for cash, as determined in Damodaran.

In the case of Ibbotson, for the beta, the SIC to be used and the unlevered beta to be taken (the mean, that of large or small companies) must be specified.

It is recommended that the source of information be precise and that the regulator clarify the reasons for using the references.

This lack of precision does not allow simulations to be performed or historical variations to be understood with precision. It is recommended that ARESEP provide the public with information on these historical references to review the integrity of the information used.

b)Damodaran is a reference that may contain calculation errors, as warned by the author (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacavear.htm).

ARESEP must verify the calculations made and validate that they are correct, especially when significant variations occur between tariff settings. For example, inconsistencies have been identified in the calculation of betas in the references published by Damodaran, which must be analyzed carefully.

Response This methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the calculation of the CAPM. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as a source of information, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a short-term rate of return consistent with the annual information presented in the particular case of Damodaran.

It is necessary and pertinent that the methodological proposal considers that the selection of the financial information source to be used for the calculation of the CAPM and its component variables (Risk Premium (PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook." Leaving open the possibility that if one of these sources becomes unavailable, another public and reliable one will be used. This allows for the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.

The foregoing, provided that the technical reason for it is justified and argued. In each setting, ARESEP has the duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the General Law of Public Administration, and the value of the index to be used so that it is known to all stakeholders involved.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid sources, ARESEP will make available the information used in each tariff setting for public knowledge. As presented in the methodology, in the case of using Ibbotson, it is indicated that it will be the specific point value for the CAPM.

Position 7. Aspects omitted in the methodology that must be incorporated New investments made by the service provider (prestatario del servicio) The tariff models for the electricity sector do not recognize or define the costs to be recognized to the service provider for environmental services (servicios ambientales), which is one of the aspects and criteria that the setting of public service tariffs must contemplate (Ley 7593, article 31): Likewise, when setting public service tariffs, the following aspects and criteria shall be contemplated, when applicable:

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

This issue has been recognized by the Regulator as an element that is an integral part of the methodologies and tariff settings. However, this definition continues to be postponed, affecting the service provider. This definition is necessary and must be an integral part of the analysis being carried out on the different methodologies, because not doing so affects the quality of service the provider can offer or its economic equilibrium.

Response The issues raised in this position are outside the scope of the methodological proposal submitted for hearing. However, they are taken into account, and their relevance will be reviewed in future methodological modifications.

13. Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), represented by Mr. Luis Enrique Pacheco Morgan, identity card 1-462-902, electricity manager with powers of generalísimo attorney-in-fact.

Position 1. Requests defining the term of the United States of America Treasury bonds used in the information source for the risk-free rate (Kl) variable. It states that the term is not indicated, i.e., 5 years, 10 years, or 20 years. The internet address: "http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.", does not allow a direct link to the risk-free rate (Kl) information; furthermore, the page presents different options for term and type of bonds, which allows for different interpretations. Given the above, it requests establishing the internet address and indicating the page and the steps to follow so that it allows one to arrive directly at the indicated information without giving rise to interpretations.

Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM, which appears at the electronic address noted. However, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of Capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damodaran as a source to obtain the CAPM.

Position 2. It states that the internet address http://www.stern.nvu.edu/~adamadar, directs to a page where different options for risk premium (PR) and beta appear, making it inflexible and difficult to locate the information. It requests that, in the case of the risk premium (PR) information obtained from Dr. Aswath Damodaran, the page be shown and the steps to follow to be able to locate the indicated indices.

Response The position is partially accepted, in the sense of specifying in greater detail how to identify the risk premium to be used from any of the information sources indicated for this purpose. It is clarified that in the case of Professor Damodaran, the values for the risk premium are given, and what is proposed is to use an average of the annual value observed for the last 5 years prior to the tariff setting.

The methodology is clear in indicating the source from which the information is obtained. In the event Damodaran is used as an information source, it is considered appropriate to provide the link to the website and not a specific email address, given that the latter may change or be modified over time. It is clarified that the variable used is called Implied Premium (FCFE).

Position 3.

Indicates that the alternative source used for the risk premium (prima de riesgo, PR) variable from the "Ibbotson cost of capital Yearbook" is not freely accessible, as it requires payment for its acquisition, meaning there is no access to corroborate the indicated information. Because of this, it requests that ARESEP make the information available to interested parties so that the process is transparent and all those involved in the process have the necessary information available to establish the variables accurately.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the financial information source to be used for the CAPM calculation and its component variables (Risk Premium (prima por riesgo, PR), Country Risk (RP), and Unlevered Beta (Beta desapalancada, bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook." This leaves open the possibility that if either of these sources ceases to be available, another public and reliable source will be used. This allows the use of the financial information source that most adequately reflects the sector being priced.

The foregoing is provided that the technical reason for doing so is justified and argued. In each setting, it is the duty of ARESEP to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, require payment, ARESEP will make the information used in each tariff setting available for public knowledge.

Position 4.

Requests expanding the historical period to obtain the different averages for the variables used in the calculation of the risk-free rate (tasa libre de riesgo, Kl) and the risk premium (prima por riesgo, PR), as well as determining information sources that have historical data series of 10 years or more. States that ARESEP currently does not have information sources containing historical data series longer than 5 years, which could be biasing the information, caused by a specific stage of the economic cycles. These biases tend to be reduced when using longer periods. According to the above, and given that the historical average data of variables such as risk premium, beta, and country risk are indicative for estimating expected returns, it indicates that it is considered appropriate to use a period of 10 years or more.

Response This methodological proposal follows the criteria that theory establishes in terms of the rate-of-return regulatory approach and, particularly, regarding the CAPM calculation. The data used are utilized and taken directly from Damodaran as an information source, without modifying such values. The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a rate of return that provides greater stability to the involved actors, as it minimizes possible abrupt changes in the very short term.

Annual values are used to estimate the average, and they correspond to the values observed for the 5 years prior to the tariff setting.

Position 5.

Clarify the concept of financial leverage (apalancamiento financiero) and its calculation formula indicated in the 5 methodologies. States that according to the proposed version, the formula (Relationship of debt and equity) (D/Kp) is expressed as D/Kp = Y/1-Y, where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero).

Response Financial leverage (apalancamiento) refers to the ratio of debt to equity capital contributions.

Position 6. Regarding the reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, approved by Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta N.° 168 of September 1, 2011, and modified by Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta N.° 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012 of February 29, 2012, published in La Gaceta N.° 74 of April 17, 2012.

Position 6.1.

States that the Regulatory Authority, by modifying the scope of this methodology, establishes that it can be used for; in addition to new purchase-sale agreements generating from a hydroelectric source, purchase-sale agreements for energy from new plants producing with non-conventional sources, for which a specific tariff methodology does not yet exist. Therefore, it can be inferred that private purchase-sale agreements generating with solid waste and with a photovoltaic system, being non-conventional, can have this methodology applied. Likewise, it indicates that it is not clear what ARESEP means when it proposes that for such non-conventional plants, the estimated tariff band would be estimated using this methodology, without considering the seasonal structure. Given the above, it requests:

a. Clarify whether the band estimated in this methodology will be the same for non-conventional private purchase-sale agreements, or if the methodology is only used to establish the tariff band according to the type of non-conventional private purchase-sale agreement.

Response It is clarified that the price band established in applications to the RJD-152-2011 methodology will be the same for private purchase-sale agreements with non-conventional sources, without the seasonal structure. It is not correct to conclude that the methodology can be applied with specific data for a particular company or source.

b. Determine the seasonal structure that would be used in the case of non-conventional private purchase-sale agreements, and define whether a seasonal structure will be published for each non-conventional private purchase-sale agreement, or if a flat rate would be calculated.

Response The changes included in this document expand the scope, with the objective that, on a transitory basis, the resulting price band for new hydroelectric plants be applied to non-conventional sources. The foregoing aims to provide an option for new investors with renewable and non-conventional energy sources, such as solar energy and energy generated from solid waste, to make and promote investments in these types of sources, while ARESEP works on the development of the specific methodologies for solar generation and generation from solid waste. The resulting methodologies will consider the particular conditions and characteristics of each specific source. What would be used is the tariff band for hydro plants, not its structure.

Position 6.2.

States that it is correct for ARESEP to establish that a best-fit regression be used for the calculation of the operating costs (costos de explotación), given that the behavior of the data will not always be exponential. Requests specifying the technical criterion that ARESEP will use to define the best-fit regression.

Response The information available for updating operating costs (costos de explotación) based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as well as the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model results in point estimates. In this sense, this methodology establishes that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain degree of discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand, does not exempt them from the requirement that these calculations must be very well justified when applying the model and calculating the rate, and on the other hand, does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Position 6.3.

States that regarding the debt term (plazo de la deuda, d) and contract term, ARESEP proposes that the economic life of the project is 20 years (which equals the maximum term of contracts under Law 7200), which is solely for tariff purposes, given that the useful life of the plant is 40 years and the private generator has the possibility of continuing to receive cash flows for another 20 years. For this, a contract renewal is made with ICE in accordance with the tariff established by the Regulatory Entity, in which the remaining 20 years of useful life are recognized. Based on the above, it requests:

a- Clarify that after the 20 years of contract permitted by law have elapsed, the generator retains ownership of the plant and can dispose of it at its convenience, including the possibility of signing a new contract for up to another 20 years, and therefore a salvage value for the plant must be recognized upon the termination of the contract.

b- Review the criterion of establishing the economic life equal to the contract term.

Response Once the plants begin generating, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I, point f, regarding the Debt term (plazo de la deuda, d) and the contract term, indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years. (...) "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 the calculation of tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. This risk is reduced, to the extent that progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market." (...).

On the other hand, as indicated in the methodology for existing private generators that sign a new contract, once contracts are renewed or new contracts are signed, the tariff established in the plant methodology for existing plants would apply.

Position 6.4.

States that in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, so there has been no consistency. The fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it indicates that it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.

Response It is necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Position 7. Regarding the "Model and cost structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its Indexation formula" approved by Resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, and published in La Gaceta N.° 233 of December 5, 2011.

Position 7.1.

The Regulatory Authority, by modifying the scope of this methodology, establishes: "...and for those purchase-sale agreements of electric energy from new private biomass-based generating plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200...". Given the above, it requests clarification of what is understood by similar conditions; as the concept is very broad and can be interpreted according to the convenience of different private generators.

Response It refers to the conditions established in Law 7200.

Position 7.2.

States that in the proposed methodology it is cited "...The updating of the investment amount in fixed assets that makes up the tariff base will be carried out using a representative price index...". Indicates in this regard that it is important to note that a representative index is ambiguous, and its selection will depend on the technical criteria used by the generator for its estimation. These criteria may differ according to the view one has of it. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.

Position 8. Regarding the "Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants," approved by Resolution RJD-163-2011, of November 30, 2011, and published in La Gaceta N° 245 of December 21, 2011.

Position 8.1 States that in the proposed methodology it is cited: "the value of financial leverage (apalancamiento financiero) is used to estimate the relationship between debt and equity, which is part of the formula for the levered beta (beta apalancado) defined later. The calculation will be carried out in accordance with point b.4 below." Requests that at this point, the concept of financial leverage (apalancamiento financiero) and the calculation equation be clarified.

Response The methodology is clear in defining financial leverage (apalancamiento financiero) as the relationship between the level of debt and equity.

Position 8.2.

States that in the proposed methodology it is cited: "The updating of the investment amount in fixed assets that makes up the tariff base will be carried out using a representative price index...". Indicates in this regard that it is important to note that a representative index is ambiguous, and its selection will depend on the technical criteria used by the generator for its estimation. These criteria may differ according to the view one has of it. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the updating of the investment amount may be done through the selection of an index representative of the sector, provided that the technical reason for doing so exists. The foregoing, because in the past, indices have been identified that more accurately represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, so it is considered necessary to leave open the possibility of including, in the updates, new indices that congruently and accurately reflect the characteristics of the sector in a better way. In each setting, should the respective index have been modified, it is the duty of ARESEP to present the technical justification, in accordance with the General Public Administration Act (Ley General de Administración Pública), and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Position 9. Regarding the "Methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula," approved by Resolution RJD-004-2010 of April 26, 2010, and published in La Gaceta N.° 98 of May 21, 2010.

Position 9.1.

States that the scope proposed by the Regulatory Authority leaves open the option for another distribution company to buy electricity from companies generating energy using sugarcane bagasse. Given the above, it requests clarification on what ARESEP means when it establishes that this methodology is applicable to "those purchase-sale agreements of electric energy from electricity generating plants using sugarcane bagasse under conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200." Response It refers to the conditions established in Law 7200.

Position 9.2.

States that in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, and there has been no consistency. The fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.

Position 9.3.

In the application of this methodology, the internal cost is considered in dollars and is converted to colones by multiplying it by a reference exchange rate of the Central Bank of Costa Rica (Banco Central de Costa Rica, BCCR). Subsequently, it is indexed by applying the variation of the IPPI, also a reference from the BCCR. Once the figures in colones are indexed, they are converted back to dollars by dividing by the reference exchange rate of the BCCR. Having analyzed the resolutions of previous years that have given rise to the tariff for private generation with sugarcane bagasse (RJD-004-2010 and 302-RCR-2011) and the modification in this proposal, in relation to the indexation of internal costs, there is no clarity on the exchange rate to be used to convert figures from dollars to colones and vice versa, leaving a gap in this methodology. It also attaches the observations previously issued to Aresep, number 0510-1590-2012 dated 2012-12-12, so that they are taken into account in the modifications.

a- Given the above, it requests ARESEP to clearly indicate the BCCR reference monthly average purchase exchange rate to be used for the conversion of internal costs in dollars to colones. As well as, clearly indicate the BCCR reference monthly average sale exchange rate to be used for the conversion of indexed internal costs in colones to dollars.

b- It should also be indicated that the methodology traditionally used by ARESEP and by ICE for escalating figures requires, before applying the indexation index, converting the amounts in dollars to their value in original colones, for which they are multiplied by the exchange rate of the base date. Then the variation in the local index is applied to adjust them to the value in colones of the most recent date, and they are divided by the exchange rate of this latter date to transfer them back to dollars.

c- Attaches the observations sent previously to Aresep by ICE through document number 0510-1590-2012 dated 2012-12-12, related to the indexation of total costs and other topics related to the methodology, so that they are taken into account in the modifications.

Response This position falls outside the scope of the proposed modification of the private generation methodologies.

Position 9.4.

States that the methodology for establishing the tariff for plants generating with sugarcane bagasse is based on a new model plant, which does not correspond to the Costa Rican reality. In the case of Ingenio El Viejo, it began operation in 1994 and has been expanding. In the case of Ingenio Taboga, it began operation in 2003 and has also had expansions. In both plants, the operational life exceeds 10 years, which evidently does not correspond to a new plant. Given the above, it requests adjusting the model plant methodology to reflect the Costa Rican reality of plants generating with sugarcane bagasse.

Response This position falls outside the scope established for the proposed modification of the private generation methodologies. The tariff uses a model plant methodology.

Position 10. Regarding the "Methodology for setting tariffs for existing private generators (Law No. 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad," approved by Resolution RJD-009-2010 of May 7, 2010, and published in La Gaceta N.° 109 of June 7, 2010.

Position 10.1.

Indicates that it is important to note that one of the fundamental premises of this methodology is that the debt, as well as the financial costs of the existing private generator companies, have been covered in full during the term of the first purchase-sale contract of the private generators with ICE, and that, therefore, the tariffs applicable for subsequent contracts should only recognize the portion of financing corresponding to equity. The Methodology approved in 2010 is generic for all private generators and seeks to eliminate individual settings.

Equation proposed by ARESEP: Ke = KL + βa *PR + RP Where: The levered beta (beta apalancado) is obtained from the following formula: βa = βd*(1+(1-t)*D/Kp) States that if in this equation it is assumed that debt is zero, the levered beta (beta apalancado) would be equal to the unlevered beta (beta desapalancada), therefore it would be equivalent to using the rate of return equation in force and approved in RJD-009-2010, confirming the fundamental premise. In cases where the company has assumed new debt to finance additional investments for a repowering or expansion of the existing plant, and which could or should be recognized in the tariff, in the opinion of ICE - Electricity Sector, in these situations the tariff settings would have a specific nature, therefore not only must the investment cost be corrected, but also the operating cost (costo de explotación), the age factor, and the beta, in relation to the methodology in force for existing plants.

a- Explicitly declare that under the methodology for existing plants, the premise is that the debt is zero.

b- Establish that in cases where the company incurs new financing to cover additional investments for repowering or modernization of plants, individual studies will be carried out adjusting all the parameters of the methodology for the specific case.

Response This position falls outside the scope established in the proposed modification of the private generation methodologies. Tariff settings are by industry; individual settings are not carried out.

Position 10.2 States that regarding the updating of the investment amount in fixed assets, in the application and indexation of the private generation tariff-setting methodologies, different price indices have been used for updating investment amounts, so there has been no consistency. Indicates that the fact that ARESEP standardizes the index for updating the investment amount in fixed assets is correct. However, it is necessary for this price index to be specific and defined in each of the private generation methodologies according to the type of fixed asset being updated, so that it does not lend itself to interpretations by the different actors at the time of its application.

Furthermore, that these indices are normally reflected in dollars because the equipment for electric energy generation is imported and the prices are given by the international market. According to what is indicated in resolution 783-RCR-2012, point 3.3.2, the United States Producer Price Index should be used. In the proposal by ARESEP, it is indicated that the variable "I" may be updated according to a representative price index. Given the above, it requests that ARESEP define the specific price index that would be used for updating the investment amount in fixed assets, according to the corresponding methodology.

Position 10.3.

It states that for the update of the annual exploitation cost amount, in the application of this methodology, the internal cost is considered in dollars and is converted to colones by multiplying it by a reference exchange rate from the BCCR. Subsequently, it is indexed by applying the variation of the IPPl, also a reference from the BCCR. Once the figures in colones are indexed, they are converted back to dollars by dividing by the reference exchange rate from the BCCR. However, in the proposed modification, regarding the indexation of internal costs, there is no clarity on the exchange rate to be used to convert figures from dollars to colones and vice versa, leaving a gap in this methodology. Given the above, it requests:

a- Clearly indicate the average monthly reference purchase exchange rate of the Banco Central de Costa Rica to be used for the conversion of internal costs in dollars to colones.

b- Clearly indicate the average monthly reference sale exchange rate of the Banco Central de Costa Rica to be used for the conversion of internal costs in indexed colones to dollars.

c- Also indicate that the methodology traditionally used by ARESEP and by ICE for scaling figures requires, before applying the indexation index, converting the amounts in dollars to their original value in colones, for which they are multiplied by the exchange rate of the base date. Then, the variation in the local index is applied to adjust to the value in colones of the most recent date and they are divided by the exchange rate of this last date to transfer them back to dollars.

Response This position falls outside the scope established for the proposed modification of the private generation methodologies.

Position 10.4.

(.) "It states that it is important to point out that the ICE-Sector Electricidad has indicated on repeated occasions the need for an exhaustive review of the "Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad" approved by Resolution RJD-009-2010, mainly regarding the form of calculation of the (.) "What has been acted upon by ARESEP to establish the tariff for private generators corresponds to the methodology established in RJD-009-2010, however, it is the ICE's criterion that an adjustment must be made to the calculation formula so that it conforms to the cost-based tariff criterion without detriment to the ICE-Sector Electricidad or the final customers of the Sector Eléctrico. Given the above, it is requested:

a- Carry out a comprehensive review of the calculation methodology established in RJD-009-2010.

Response Carrying out a comprehensive review of the calculation methodology established in RJD-009-2010 is not included in the scope of this methodology, therefore this position is not accepted.

b- Adjust the calculation equation for the exploitation cost, eliminating the age factor from the denominator.

Response The present proposal for modifications to the methodologies for private generators does not consider making modifications to the exploitation cost calculation equation, and as this is not among the proposed changes, it falls outside the scope of the present methodology.

c- Establish the methodology to be used in specific cases where it is demonstrated that existing private generators that renew electricity purchase-sale contracts with the ICE invest in repowering or expansion of the existing plant.

Response This position falls outside the scope of the present proposal for modification to the private generation methodologies.

14. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal ID 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card 4-0129-0640, in his capacity as generalísimo proxy Position 1. It states that a calculation methodology has not been defined to set the value of the environmental factor, and although the proposed methodology in question (file OT-122-2013) does not make direct mention of the environmental factor, this point has a direct relationship with all the methodologies that are being consulted, so it is essential to resolve the inaction regarding the definition of its calculation. Furthermore, it indicates that two years have already passed since the resolution was issued. It requests that ARESEP comply with the indications established in resolution RJD-152-2011 and in Article 31 of Law 7593, and immediately initiate the procedure for convening and holding a public hearing for the definition of the calculation methodology for the environmental factor; and that it carry out the application in a homologous manner for the remaining tariff-setting methodologies, namely: RJD-004-2012, RJD-009-2010, RJD-162-2011, and RJD-163-201.

Response The position is outside the scope of the present proposal for modification to the private generation methodologies Position 2. It opposes the definition of new plant used in the Methodological Proposal because: a-) The definition refers to investment in physical capital. However, the term "physical capital" is not used in financial-accounting literature, which generates uncertainty. b-) The definition does not provide clear, objective, and traceable criteria to regulate which plants could be considered new and which should be considered existing plants., and c-) It excludes, without any justification, plants that have been rebuilt for reasons of force majeure, or that have had to be repowered upon reaching their useful life, with the risk of applying to these plants a tariff setting that undermines the recovery of the investment and the expenses inherent to the operation, maintenance, and a reasonable return for the company; which may be insufficient to cover costs and maintain the public generation service. It requests that ARESEP modify the definition of new plant to reconsider the case of electrical plants that have been rebuilt or repowered, or alternatively, that the methodology for new plants be applied to them.

Response The position is outside the scope of the modifications submitted to the public hearing. However, it should be clarified that once the plants begin to generate, the methodology for new private hydroelectric generation plants is applied, considering what the Por Tanto I. point f. regarding the Debt term (d) and contract term indicates regarding the risk assumed by the investor of non-renewal of the contract if it is less than 20 years.

(...)"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.

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

Position. 3. It states that adjustments must be made to the definitions of the variables of the cost of capital component in the formulas that set the tariff in methodologies RJD-004-2012, RJD-009- 2010, RJD-152-2011, RJD-162-2011, and RJD-13-2011 and considers that some sources of information are left undefined and leaves others subject to the discretionary interpretation of the people in charge of tariff setting. It requests ARESEP to adjust the definitions of the Proposal in the tariff calculation methodologies included in file OT-122-2013 for the following variables and in the following manner:

Position 3.1 For the case of the risk-free rate (KL), specifically in the data series (term and financial instrument), it proposes the following wording: "The TCMNOM series corresponds to United States Treasury Bonds, with a constant 20-year maturity, in nominal terms". It states that in this way, the term of the reference bonds to be used is more consistent with the investment horizon (long term).

Response It is considered correct that the instrument to be used for the risk-free rate is the TCMNOM, which appears at the electronic address recorded. However, the instrument's maturity period is left subject to the same maturity period used by Professor Damodaran in the case for estimating the risk premium, so that the calculation of the Cost of capital (CAPM) is consistent. This applies exclusively for settings that use Damoran as a source to obtain the CAPM.

Position 3.2 For the risk premium (PR) variable, specifically in the source and way of obtaining the required data, it proposes: i-) Dr. Aswath Damodaran, at the address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, using the data "Stocks - T.Bonds", alternatively. ii-) The "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", using the value denominated "Long-Horizon". Furthermore, it states that the arithmetic average of the risk premium should be used, for the longest period available (20 years or more), since the use of short data periods introduces very large estimation errors.

Response The estimated averages for the variables entering the CAPM calculation aim to consider a short-term rate of return given that the Damodaran information source presents annual values for most of the variables.

Position 3.3 It states that when two data sources are cited for the determination of the same value, it is necessary to previously and expressly define the order of priority in which they will be chosen. And it proposes: a-) "for the variables risk premium (PR), country risk (RP), and unlevered beta (bd), the preferred source is the information published by Dr. Damodaran. In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have the information from this source, the information from the "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" will be used only for the variables not available in the preferred source". b-) "Likewise, for the variables risk-free rate (KL), risk premium (PR), country risk (RP), and unlevered beta (bd), the arithmetic average of the values published in the most recent 5 years will be calculated and used if available. In the event that, for any of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years will be used for this variable only." Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the selection of the source of financial information to be used for the CAPM calculation and the variables that compose it (Risk premium (PR), Country risk (RP), and Unlevered beta (bd)) may be obtained from the information published either by Dr. Aswath Damodaran or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook".

Leaving open the possibility that if any of these sources were to cease being available, another public and reliable source will be used. This allows using the financial information source that most adequately reflects the sector being tariffed.

The foregoing, provided the technical reason for it is justified and argued. In each setting, it is ARESEP's duty to present the technical justification for the selection of the information source to be used, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

Although Ibbotson, as well as other rigorous and reliable information sources that develop and present information required for the CAPM calculation, are paid, ARESEP will make available the information used in each tariff setting for public knowledge.

Position. 4. It states that because ARESEP leaves some sources of information undefined and others subject to the discretion of the people in charge of tariff setting, it requests that ARESEP correct these defects in the adjustment proposal in the tariff calculation methodologies included in file OT-122-2013, which are indicated below:

1. It considers that regarding the GTPIR database for the calculation of the investment cost, this source of information reflects a series of problems regarding the traceability of its data in terms of: a-) The information source from which the data from the various projects was taken is not defined, and it cannot be corroborated. b-) There is no homogeneity in the level of detail and progress of the projects in the database to establish an investment figure that does not contain asymmetries in these fields. In other words, the projects in this database are at different levels of development (reconnaissance phase, pre-feasibility, feasibility, built hydroelectric plant) and the cost asymmetries resulting from this disparity are not corrected. c-) No homologation is made of the differentiated tax treatment of the various Central American countries (exemptions from income tax, sales tax, social charges on labor). There is no evidence that the investment data are already adjusted according to the differentiated tax treatment of each Central American country.

Given the above, they request ARESEP that the GTPIR database for the investment cost calculation be adjusted to the Costa Rican reality based on a methodology that contemplates the differences in the investment cost of renewable energy plants at the level of each Central American country. In that same sense, in the event that ARESEP includes in this database any local energy plant that enjoys additional tax exemptions, for example of a cooperative type or public institution, that it proceed to make the corresponding tax adjustment in the investment cost.

Response The position falls outside the scope of the present methodological modification. However, it is clarified that although the opponent did not provide the technical information necessary to quantify the differences between the investment costs of energy generation projects in Costa Rica compared to the rest of Central America, it is considered that the information extracted from the "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027", prepared by the Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), besides being a source of information endorsed by this Regulatory Authority, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those that were tariffed.

2. It indicates that it is essential to establish which of the types of regressions other than the exponential best approximate the relationship between installed capacity and exploitation costs, and to indicate which one should be used in tariff setting. It states that this is achieved by including in the methodology approved by Resolution RJD-152-2011 that the best-fit curve is that which has a higher coefficient of determination (closer to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s). Given the above, it requests the elimination of the reference to the exponential type regression in the methodologies approved by Resolution RJD-152-2011 and Resolution RJD-152-2011.

Response The information available for updating the exploitation costs based on installed capacity and exploitation costs may vary from one tariff setting to another, likewise, the amount of information available for the calculation, so it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and exploitation costs. Similarly, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models to be able to use the model's results in point estimates. In this sense, it is established in the present methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain discretion by technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand does not exempt them from having to be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other hand does not prevent their review by interested parties, since the technical report containing them is submitted to the public hearing process, through which opinions can be given on the calculations carried out.

3. It states that no methodology is established for the exclusion of extreme values for investment data, therefore it requests to indicate the procedure for the elimination of extreme values in these data, in the methodologies approved by Resolution RJD-152-2011 and Resolution RJD-152-201 and, proposes the use of two standard deviations; instead of the exclusion of extreme values, which, by not having a defined method, introduces great uncertainty and inappropriate interpretive discretion, departing from the clarity that the rules for the tariff setting calculation must have.

4. It opposes the selection of the external index for updating fixed asset investments being left to the discretion of ARESEP for the following reasons: a-) ARESEP itself has considered that, as an external index, of the identified options, the Bureau of Reclamation Construction Cost Trends index is the most representative and adequate for updating the cost of fixed assets of private hydroelectric plants. b-) this index has already been applied by ARESEP for the tariff setting calculation. c-) This index measures construction changes, providing a quick means to determine the current construction cost of various infrastructures based on previous estimates. d-) Its information source is fully traceable and public. Given the above, they request that the index and its source be clearly established under the following wording: "The update of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base, in case the data used show an age greater than one year, will be carried out using the Bureau of Reclamation Construction Cost trends index (Composite Trend), as indicated on the website of the U.S. Department of the Interior, Bureau of Reclamations http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html). The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually and the same index will be applied consistently".

Response It is considered necessary and pertinent that the methodological proposal consider that the update of the investment amount may be done by selecting a representative index for the sector, provided there is a technical reason for it. The foregoing, since in the past indices have been identified that more precisely represent the evolution and behavior of the sector for indexation purposes, which is why it is considered necessary to leave open the possibility of including new indices in the updates that congruently and accurately reflect the sector's characteristics better. In each setting, in case the respective index has been modified, it is ARESEP's duty to present the technical justification, in accordance with the Ley General de Administración Pública, and the value of the index to be used so that it is known to all involved actors.

15. El Embalse S.A., represented by José Alberto Rojas Rodríguez, identity card 2-279-612, legal representative.

Position 1. Methodological standardization, legal certainty, and level of detail By their nature, investments in renewable electricity generation infrastructure are substantial from the outset, and therefore require a long term to be repaid. This implies that investors require clear signals and rules, which remain in force throughout the entire investment period, since otherwise legal uncertainty is generated. In this way, we see ARESEP's initiative to standardize those aspects that are similar among the tariff methodologies for renewable source electricity generation as a positive contribution.

It states that it is the criterion of its represented party that to avoid recurrent reviews in the methodologies that may give signals of legal uncertainty to investors, it is important that ARESEP take its time to carry out the corresponding analysis of the methodologies. Likewise, it is essential that there be a broad level of detail in the methodologies, particularly when precisely identifying the information sources to be used for the variables. This is to achieve delimiting that tariff settings are limited solely to the updating of independent, verifiable, and publicly available indicators for the providers and users of the public service.

Petition: That in pursuit of legal certainty for investment in electricity generation infrastructure, ARESEP ensures that the tariff-setting methodologies are maintained in force for prolonged periods and that the greatest possible level of detail be defined within the methodologies, such that the tariff-setting act is circumscribed solely to the updating of publicly available, traceable, and verifiable indices and indicators.

Response This position falls outside the scope of the modifications to the private generation methodologies submitted to the public hearing. However, it must be clarified that tariff settings for long periods are not viable. In accordance with what is established by Law 7593, the values of the tariff band will be reviewed at least once a year. All values that determine the tariff will be updated in each tariff setting.

Position 2. Environmental Factor There is an important deficiency in all tariff methodologies for generation with renewable sources, corresponding to the determination of the environmental factor. For quite some time, the Junta Directiva of ARESEP has recognized the importance of including this variable, but time passes without it being defined, and meanwhile, the providers of the public service are failing to receive this component that by law corresponds to them. This opportunity to modify the methodologies should be used to include, once and for all, the environmental factor variable that is common to all methodologies.

Petition: That the Junta Directiva include, once and for all, the environmental factor in all tariff-setting methodologies for electricity generation with renewable sources.

Response The position is outside the scope of the present proposal for modification to the private generation methodologies.

Position 3. Change regarding the treatment of extreme values in the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants." Petition: That for the proposal to modify the methodology for new private hydroelectric generation plants, the phrase: "... from which extreme values will be excluded...", as described above, not be included, since it would imply a double exclusion of extreme values. Furthermore, that the concept of extreme values be clearly defined by ARESEP in the methodologies, and that a wider range reflecting the variability inherent to the development of generation infrastructure be included in this definition. It is suggested to apply two standard deviations instead of one standard deviation, as applied by the Banco Central de Costa Rica for setting the tasa básica pasiva. The foregoing because by taking into account only one standard deviation, assuming a normal distribution of the data, only 68% of the data is considered, excluding 16% of the observations in each tail on both sides. On the contrary, with two standard deviations, 95% of the data is included, excluding what strictly qualifies as extreme, which is 2.5% of the observations in each tail.

Response The exclusion of extreme values for exploitation costs will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, which must be done with justification in science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública.} Position 4. Homologation of investment costs from foreign sources to the Costa Rican reality One of the main sources of information identified by ARESEP for the investment amount variable is the GTPIR (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación). In our opinion, this source of information is useful, as it is one of the few regional databases that exist. In this regard, it should be noted that ARESEP must specify as part of the methodology requirements that to use this source of information in tariff setting, it must go through three additional processes to homologate the data to the Costa Rican reality:

i- Expansion of the level of information.

ii- Homologation of tax treatment. iii- Homologation of construction costs.

Petition: That ARESEP explicitly defines in the methodologies that the GTPIR database be adjusted to the Costa Rican reality, based on a methodology that contemplates the differences in the investment cost of renewable energy plants at the level of each Central American country, specifically concerning tax exemptions and the price of inputs such as fuels. In that same sense, in the event that ARESEP includes in the investment cost database any local energy plant that enjoys additional tax exemptions, for example of a cooperative type, that it proceed to make the corresponding tax adjustment in the investment cost.

Response The position falls outside the scope of the present methodological modification. However, it is clarified that the information extracted from the "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027", prepared by the Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), besides being a source of information endorsed by this Regulatory Authority, incorporates hydroelectric projects with physical and economic conditions similar to those that were tariffed.

Position 5. Best-fit curve for the operating cost variable in the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" On folio 24 of case file OT-122-2013, it is proposed to modify the current methodology:

b)A regression exercise is performed (the word exponential is deleted) to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.

In this regard, ARESEP is requested to clearly specify in the methodology which is the best-fit curve for the operating cost variable. As evidenced in prior processes at ARESEP, operating costs per unit of installed power decrease sharply as the size of the generation plant increases. This is to be expected, since there are a number of fixed costs that are the same in small or large plants.

For example, plants like the one owned by my represented party, due to their small size, are particularly vulnerable to an underestimation of the operating cost variable. The best-fit curve must therefore be defined in the methodology, using the greatest amount of available data, and applying a fit that represents the highest coefficient of determination (closest to the absolute value of 1), which measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s).

Petition: That ARESEP specify in the tariff methodology for new private hydroelectric generation plants which is the best-fit curve for operating costs, being that which has the highest coefficient of determination (closest to the absolute value of 1), a concept that measures the degree of variation in the dependent variable explained by the change in the independent variable(s).

Response The information available for updating operating costs based on installed capacity and operating costs may vary from one tariff setting to another, as may the amount of information available for the calculation; therefore, it is not appropriate to specify a priori the functional form or curve that best fits the relationship between installed capacity and operating costs. Likewise, as established by statistical and econometric procedures, the coefficient of determination is only an indicator of the degree of fit of the independent variable to the dependent variables; however, this coefficient being close to one is not an exclusive indicator of the best fit; it is necessary to rule out other classic problems of regression models in order to use the model's results for point estimates. In this regard, it is established in the present methodology that the curve presenting the best fit in terms of the resulting regression model will be used.

The fact that some calculations are left open to a certain discretion on the part of technicians, due to the type of information available or its variability, on the one hand does not exempt them from ensuring that these calculations must be very well justified when applying the model and calculating the tariff, and on the other, does not impede their review by interested parties, since the technical report containing them is subject to the public hearing process, through which opinions can be expressed on the calculations made.

Position 6. Change regarding the treatment of extreme values in the "Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley N° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad," approved through resolution RJD-009-2010, linking the concept of extreme values to plant capacities of less than 1,000 kW and greater than 50,000 kW:

Now ARESEP proposes to modify the text in the methodology, leaving it open and undefined:

The updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used is older than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and provides the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason justifying such a decision will be provided.

The data contained in the databases exclude extreme values, (the underlining is not in the original). Regarding this matter, it is necessary to highlight the need for the methodology to formally define the concept of extreme value. In that sense, it is important to note that when extreme values are removed from a database, the notion of risk and the real variability that exists regarding the investment amount of hydroelectric projects is implicitly being excluded, which is paradoxical. It must also be recognized that Costa Rica is a small country, where little new electric generation capacity is developed each year; therefore, it is important to allow space to use that limited data that is indeed available for our national reality, instead of omitting it as has been the case in previous tariff settings.

Finally, it is our opinion that using a single standard deviation as a limit to define extreme values is excessively restrictive and overlooks the fact that significant variability exists in the costs and configurations of electric generation plants. For determining extreme values, the same parameter used by the Banco Central de Costa Rica3 when defining the calculation for the Tasa Básica Pasiva, which is equivalent to two standard deviations, should be used.

3 (Methodology for calculating the Tasa Básica Pasiva, Effective as of 12/26/2012). http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Documentos//DocumentosMetodologiasNotasTecnicas/Nueva%20Metodolog%C3%ADa%20de%20C%C3%Allculo%20de%20la%20Tasa%20B%C3%Alsíca%20Pasiva.htm Response In Position 3, a response is given to the treatment of extreme values.

II.That in accordance with the recitals and considerandos set forth above and the merits of the proceedings, it is appropriate to:

1)Modify the tariff-setting methodologies for private electric energy generators using renewable resources, in the terms indicated in the technical report submitted via official communication 29-CDR-2013 (sic). 2) Take as a response to the opponents what is stated in Considerando I of this resolution and thank them for their valuable participation in this process, as ordered.

Based on the powers conferred in Ley 7593, the Internal Regulations for the Organization and Functions of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its deconcentrated bodies, LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.Modify the tariff-setting methodologies for private electric energy generators using renewable resources, in the following terms:

1. Of the "Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula," approved through Resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010:

1.1 Modify the first paragraph of section 1., as follows:

"1. GENERAL ASPECTS The objective of this procedure is to define the methodology and other characteristics for defining and approving the tariff applicable to electricity purchase-sale contracts between ICE and private generators under Ley 7200, whose source is sugarcane bagasse and which hold a valid concession for this type of activity, and for those electricity purchases/sales from sugarcane bagasse electricity generation plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and which must be regulated by ARESEP. (.)" 1.2 Modify point 2.18, as follows:

"2.18. Profitability (Ke) The calculation of profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

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

Ke = KL + βa * PR + RP Where: Ke = Profitability on equity capital contributions. KL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor. PR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return. RP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country. βa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the profitability of the market. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula: βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where: βa = Levered beta. βd = Unlevered beta. D/Kp = Ratio between debt and equity capital (estimated through financial leverage). t = Income tax rate.

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

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

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

4. Ratio between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 will be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Autoridad Reguladora.

" (.)

Updating the investment amount in fixed assets The updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in the event that the data used is older than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in generating technical information, and provides the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason justifying such a decision will be provided, based on science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública." 1.4 Modify the text of sections "2.11. Indexation of total costs"; "2.12 Internal cost" and "2.13 External cost" as follows:

"2.11. Indexation of total costs The updating of costs will be done by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others), through a local component, because they are generally costs paid in colones.

Operating costs are determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transport cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), the insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs will be indexed using the Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

The cost values will be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, according to cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the tariff to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:

Where: CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) CE: Operating costs (fixed and variable costs except financial expenses and depreciation) of the biomass generation or cogeneration plant IPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica." Eliminate the Por Tanto II of the resolution and adjust the numbering of the following Por Tantos.

2. Of the "Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad," approved through Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010:

2.1 Modify point 3.6 as follows:

"3.6. Profitability (Ke) The calculation of profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

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

4. Ratio between debt and equity capital (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, an average will be used, weighted by installed capacity, of the most recent information regarding the financing level of each type of private electric generation plant that is available at the Autoridad Reguladora.

"3.3.2. Information source (.)

The exclusion of extreme values will be carried out by investment amount and will be under the responsibility and direction of a statistics professional, who must justify it based on science, technique, and logic as established by the Ley General de la Administración Pública." 2.3 Modify section "6.2. Criteria for tariff adjustments," as follows:

"6.2. Criteria for tariff adjustments Updating the amount of the annual operating cost If it is not possible to obtain updated information for the variable Ca, it may be updated according to the local producer price index:

Can = Can-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) Where: Can = Updated annual operating cost. Can-1 = Annual operating cost for the previous period. IPPICRn = Current Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica for the previous period.

The official source for this index is the following: http://www.bccr.fi.cr Updating the investment amount in fixed assets If it is not possible to obtain updated information for the variable I, it may be updated according to the representative price index:

I n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1) Where: In = Updated investment. In-1 = Investment for the previous period. IPRn = Current representative Price Index IPRn-1= Representative Price Index for the previous period.

To select the representative price index, the criterion indicated in section 3.3.2 will be used." 3. Of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants," approved through Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, and RJD-013-2012, of February 29, 2012, published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012:

3.1 Eliminate the "Generalidades" section.

3.2 Add the following after the "Objective" section:

"Scope The model presented is applicable to the tariff settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework established in Chapter 1 of Ley 7200, for those electricity purchases/sales from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established in Ley 7200, which are legally feasible and which must be regulated by ARESEP, and for those energy purchases/sales from new plants producing with non-conventional sources for which no specific tariff methodology approved by the Autoridad Reguladora yet exists.

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

A new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants, by definition, could not have generated energy that was sold within the framework of any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes." 3.3 Modify the text as follows:

"Operating Costs (CE) (.)

b)A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Where: ρ = Profitability on equity capital contributions. KL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor. PR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market rate of return. RP = Country risk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and common factors of a certain country. βa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a given asset and the profitability of the market. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket—the highest marginal rate—, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda." 6. Other variables a. 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.

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

c. Term of the debt (d) and term of the contract The term of the debt is 20 years. That duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract. The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum permitted by law. If ICE contracted the purchase of energy for a period of less than 20 years, the investor would be assuming the risk of not being contracted subsequently. That risk is reduced as progress is made in the processes of opening the national electricity market and creating the regional electricity market.

d. Age of the plant (e) Given that these are new plants, a value of zero is assigned to this variable." 3.4 Modify the text in the following manner:

"Unit investment amount (M) (.)

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

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

a)The most recent version of the Regional Indicative Generation Expansion Plan, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).

(.)" 3.5 Add the following at the end of the "Unit investment amount (M)" section:

"Updating of the investment amount in fixed assets The updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." 4. From the "Model and cost structure of an electricity generation plant with biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula", approved by Resolution RJD-162-2011, on November 9, 2011, and published in La Gaceta No. 233 on December 5, 2011:

4.1 Modify section "1.1. Objective and scope" in the following manner:

"1.1. Objective and scope. The objective of the tariff model proposed in this report is to establish the specific normative framework for setting and adjusting the sale tariffs of electricity by private generators or cogenerators that produce energy with biomass sources through combustion systems, to ICE within the framework of Chapter 1 of Law No. 7200, and for those purchases and sales of electric energy from new private electricity generation plants using biomass sources with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

Excluded from this methodology are tariff settings associated with sales of electricity produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 is applied. Also excluded are tariff settings for sales of energy generated by plants that use municipal waste as input.

"4.4.1 Profitability.

(.)

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

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

4. Debt-to-equity ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electricity generation plant available at the Regulatory Authority shall be used.

5. Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the highest income tax bracket—the highest marginal rate—established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda." 4.3 Add the following at the end of the "4.2 Total investment" section:

"Updating of the investment amount in fixed assets The updating of the investment amount in fixed assets that make up the tariff base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used is more than one year old. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The updating of the investment amount in fixed assets shall be carried out annually and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting that decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." 5. From the "Model for determining reference tariffs for new private wind generation plants", approved by Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta No. 245 on December 21, 2011:

5.1 Modify point vii in the following manner:

"vii. Fixed capital costs (CFC) (.)

a. Leverage (Y) The financial leverage value is used to estimate the debt-to-equity ratio, which is part of the formula for the levered beta defined subsequently. The calculation shall be carried out in accordance with point b.4 below.

b. Return on capital contributions (ρ) (.)

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

""viii. Unit investment amount (M) (.)

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

II.To hold as a response to the opponents that which is indicated in Considerando I of this resolution and to thank them for their valuable participation in this process.

Effective from its publication in the official gazette La Gaceta.

In compliance with Article 245 of the Ley General de la Administración Pública, against this resolution, the ordinary motion for reversal or reconsideration is admissible, which must be filed within three days from the day following notification, and the extraordinary motion for review, which must be filed within the periods indicated in Article 354 of the aforementioned law. Both motions must be filed before the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, which is responsible for resolving them.

POR TANTO

RESUELVE:

Relationships for unavailable provisions

SCIJ retains these relationships by article number, but the provision is not present in the current consolidated text. It may have been repealed, annulled, renumbered, or omitted; a reason is shown only when identified by the source.

Article 1 Not in current text

Affects

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 027 Reforma metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovable Texto Completo acta: F885E AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RESOLUCION RJD-027-2014 San José, a las quince horas con cuarenta y siete minutos del veinte de marzo de dos mil catorce MODIFICACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON RECURSOS RENOVABLES

I.Que mediante resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010, publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010, la Junta Directiva de ARESEP aprobó la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación".

II.Que mediante resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010, publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010, la Junta Directiva de ARESEP aprobó la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad".

III.Que mediante resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto de 2011, publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante la Resolución RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011, la Junta Directiva de ARESEP aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas".

IV.Que mediante resolución RJD-162-2011 del 09 de noviembre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011, la Junta Directiva de ARESEP aprobó el "Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación".

V.Que mediante resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, la Junta Directiva de ARESEP aprobó el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas".

VI.Que mediante acuerdo 04-39-2012 de la sesión ordinaria Nº 39-2012, celebrada el 24 de mayo de 2012, la Junta Directiva de ARESEP solicitó a la Dirección General Centro de Desarrollo para la Regulación que realice una revisión de la Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes y proponga a esta Junta Directiva las mejoras que considere pertinentes.

VII.Que mediante el oficio 663-IE-2013/81-DGDR-2013, la Intendencia de Energía y la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, presentan la propuesta de "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables". (folios 41 a 62).

VIII.Que el 23 de mayo de 2013, mediante oficio 338-SJD-2013, la Secretaría de Junta Directiva remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su análisis, la propuesta referida en el punto anterior (Folio 38).

IX.Que el 28 de mayo de 2013, mediante oficio 364-DGJR-2013, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió criterio sobre la propuesta contenida en el oficio 663-IE-2013/81-DGDR-2013 (Folios 34 al 37).

X.Que el 11 de junio de 2013, mediante oficio 774-IE-2013/93-DGDR-2013, el Director General del Centro de Desarrollo de la Regulación (DGDR) y el Intendente de Energía remitieron a la Junta Directiva, la "Propuesta de modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables". (Folios 8 al 32)

XI.Que mediante oficio 473-SJD-2013/17381, la Secretaría de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, comunica el acuerdo 02-48-2013 del acta de la sesión extraordinaria celebrada el 24 de junio del 2013, en donde dispone instruir a la Dirección General de Atención al Usuario proceder con el procedimiento de audiencia pública de la propuesta de "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables"

XII.Que se pública la convocatoria a audiencia pública en los diarios de circulación nacional (La Prensa Libre y La Nación) (Folio 73).

XIII. Que se publica la convocatoria a audiencia pública en La Gaceta No 214 (Folios 70 y 76)

XIV.Que la audiencia pública para conocer la propuesta se realizó el 12 de agosto del 2013, a las 17 horas con 15 minutos, de conformidad con la normativa que rige este proceso. Se admitieron posiciones o coadyuvancias por parte de 15 personas físicas o jurídicas. Según el Informe de Oposiciones y Coadyuvancias, oficio 2515-DGAU- 2013/ 25593 (Folios 83 a 406). Las posiciones presentadas corresponden a las siguientes personas físicas o jurídicas: 1- Vientos del Volcán, (Folios 135 al 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 al 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 al 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 al 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 al 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 al 114), 7- Ingenio Taboga

S.A., (Folios 115 al 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 al 134), 9- El Ángel S.A., (Folios 152 al 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor Luis Enrique Pacheco Morgan, gerente de electricidad, (Folios 205 al 265), 11- Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 al 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. y Desarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 al 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don Pedro S.A. y PH Río Volcán S.A, (Folios 313 al 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 al 353), 15- Asociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 al 406).

XV.Que el 29 de Agosto de 2013, la Dirección General de Atención al Usuario mediante oficio 2515-DGAU-2013/ 25593 emitió el informe de posiciones y coadyuvancias (Folios 435 al 438).

XVI.Que mediante el oficio 29-CDR-2013 (sic), del 28 de febrero del 2014, la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación remitió el informe final sobre la propuesta de modificación de las Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables.

XVII.Que mediante oficio 117-SJD-2014, la Secretaría de Junta Directiva remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su análisis la propuesta remitida en el oficio 29-CDR-2013 (sic) indicada en el resultando anterior.

XVIII.Que mediante oficio 153-DGAJR-2014, del 3 de marzo del 2014, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió el criterio sobre la propuesta de modificación de las Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables.

I.Que del informe remitido mediante oficio 29-CDR-2013 (sic), que sirve de fundamento a la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

"(.)

1. Resumen Las actuales metodologías para plantas privadas de generación hidroeléctrica, eólica, con biomasa y bagazo, brindan un tratamiento diferenciado a ciertas variables que inciden en la determinación de las tarifas.

La propuesta planteada en este informe está orientada a solventar las diferencias en el tratamiento regulatorio, especialmente en la definición, notación o cálculo de ciertas variables, consideradas en las metodologías de generación privada vigentes de manera que reciban un tratamiento homogéneo.

Este informe presenta las siguientes propuestas de cambio:

a. Incorporación y/o modificación del alcance de las metodologías para plantas hidroeléctricas nuevas, generación mediante bagazo de caña y biomasa.

b. Tratamiento estandarizado del costo de capital.

c. Homogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos.

d. Ajuste de forma en la sección de actualización de los costos de explotación para plantas hidroeléctricas existentes y generación mediante bagazo.

e. Eliminación de la referencia a la regresión de tipo exponencial en el cálculo de los costos de explotación en la metodología para generadores hidroeléctricos nuevos.

f. Ampliación del alcance de la metodología sobre plantas hidroeléctricas nuevas, para que de manera transitoria se apliquen las tarifas que con ella se determinan a plantas que produzcan con fuentes no convencionales de energía, para las cuales aún no existen definidas metodologías específicas.

Los cambios propuestos se refieren a las siguientes metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica:

a. Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación, aprobada mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010.

b. Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad, aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010.

c. Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, el 10 de agosto de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante la Resolución RJD-161-2011, el 26 de octubre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y la RJD-013-2012 del 29 de febrero del 2012 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012.

d. Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación, aprobada mediante la Resolución RJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011.

e. Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-163-2011, el 30 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011.

f. Posterior al proceso de audiencia pública, celebrada el 12 de agosto del 2013, en donde se recibieron posiciones o coadyuvancias de 15 personas físicas o jurídicas, se procedió a realizar los siguientes cambios a la propuesta presentada en audiencia pública:

a)Se precisan aspectos relacionados a las variables que se incorporan en el cálculo de la rentabilidad CAPM mediante la fuente de información financiera Profesor Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar Tasa libre de riesgo: Se específica que se empleará la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA), con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo.

Prima por riesgo: se específica que se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)".

Riesgo país: se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium.

b)Exclusión de valores extremos para el costo de inversión:

3. Justificación Durante el proceso de análisis de los cambios a realizar para cumplir con el acuerdo 04-39-2012, se identificaron varias situaciones asociadas con variables presentes en algunas de las metodologías de plantas privadas de generación eléctrica, cuyas definiciones se considera conveniente modificar para estandarizar en todas las metodologías de generación privada, o bien, mejorarlas. Entre ellos, se encuentran:

a)Incorporación y/o modificación de la sección alcance de las metodologías de plantas hidroeléctricas nuevas, generación mediante bagazo de caña y biomasa. La modificación se realiza considerando:

i. La necesidad de definir una tarifa a los generadores privados que vendan energía a compradores distintos del (ICE) y que a su vez estén autorizados para este tipo de transacciones; de manera que se establezcan para tales fines las tarifas de referencia vigentes y definidas en dichas metodologías.

ii. Para el caso de la metodología tarifaria de generación con plantas nuevas se considera necesario incluir dentro del alcance el criterio a emplear para que las plantas sean reconocidas como nuevas.

b)Tratamiento estandarizado del costo de capital:

i. La estandarización del costo de capital se justifica para cumplir con el acuerdo 04-39- 2012, estableciendo un diseño uniforme en el uso de las variables y forma en que se obtiene el costo de capital definido en las cinco metodologías de generación privada. Asimismo, lo referente a la homogenización de las fuentes de información empleadas en cada metodología para el cálculo del costo del capital.

ii. Se consideró conveniente emplear la fórmula de cálculo establecida en las metodologías de generación con plantas nuevas hidroeléctricas, generación con biomasa y eólica como referencia para uniformar las metodologías de plantas existentes y generación con bagazo en lo que al costo de capital se refiere.

iii. La homogenización de las fuentes de información para las variables empleadas en el cálculo del costo del capital se justifica considerando las diferencias existentes, entre cada una de las metodologías, en lo que a su tratamiento se refiere:

La tasa libre de riesgo: En dos metodologías (generación con plantas nuevas hidroeléctricas y biomasa) no se indica la fuente de información. Para el caso de la metodología de generación eólica se refiere como fuente de información la elaborada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York, y mediante una estimación de 12 meses. Para las restantes dos metodologías la tasa libre de riesgo se estima como un promedio a 60 meses de los bonos del Tesoro de los Estados Unidos a 20 años.

Beta Desapalancada: Establecida en las metodologías de generación con bagazo y plantas existentes en base a documentos técnicos del año 2000 elaborados por la DEN, para el resto de metodologías la fuente empleada ha sido Damodaran, en donde el valor del Beta se estima como un promedio de los últimos 12 meses.

Prima por riesgo: En las metodologías de generación con bagazo y para proyectos hidroeléctricos existentes la fuente utilizada es la elaborada por el consultor Martín Rossi estimado como un promedio a 40 años, mientras que para las restantes se emplea como fuente Damodaran y se calcula como un promedio de los últimos 12 meses.

Riesgo país: La fuente utilizada para la definición de esta variable ha sido Damodaran sin detallar su aplicación, esto para generación mediante Bagazo y plantas existentes. Para las demás metodologías se utiliza como fuente Damodaran, teniendo en consideración un promedio a 12 meses.

c)Homogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos:

La metodología de generación de energía eléctrica con bagazo y plantas hidroeléctricas existentes, divide la indexación de los costos totales en costes internos y externos, definiendo la indexación del primero mediante el IPPI de Costa Rica, y los segundos, mediante el IPP de los Estados Unidos. Se considera necesario eliminar la diferenciación entre costos externos e internos y definir el índice que mejor se adecúen a la indexación de costos de inversión mediante un índice representativo del sector.

Las metodologías en cuestión, definen como criterio para la actualización de la inversión el Índice de Precios al Productor Industria de Estados Unidos o de Costa Rica, éste es un índice que agrupa en su cálculo gran cantidad de actividades no necesariamente vinculadas al sector eléctrico. Recientemente se han identificado índices de precios acordes y propios de las inversiones vinculadas al sector eléctrico, de manera que permiten una mejor indexación de los costos. Lo anterior, justifica la modificación del apartado y dejar abierta la posibilidad de emplear índices de precios representativos en función de las variables a actualizar.

d)Eliminación de la referencia a la regresión de tipo exponencial:

La metodología de generación con plantas hidroeléctricas nuevas define para la actualización de los costos de explotación una regresión exponencial que estima la función que relaciona capacidad instalada y costos de explotación. Sin embargo, la forma funcional no puede estar sujeta a un único tipo de regresión, puesto que en el tiempo está expuesto a una serie de elementos (economías de escala, cambio tecnológico, productividad, eficiencia, entre otros.) que pueden hacer que la forma funcional que mejor se aproxime a la relación que se desea modelar sea logarítmica, polinomio, lineal etc.

e)Ampliación del alcance de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas, para que las tarifas resultantes puedan ser aplicadas a plantas que utilizan fuentes de energía no convencionales, para las cuales no existen aún metodologías tarifarias específicas. Las razones que se consideraron para plantear ese cambio son las siguientes:

i. La ARESEP tiene conocimiento de que en los últimos meses el ICE ha recibido una cantidad considerable de manifestaciones de interés para la venta de energía de generadores privados a ser producida con desechos sólidos municipales y celdas fotovoltaicas.

ii. Con base en información proveniente de diversas fuentes, se ha encontrado que existen plantas en otros países que venden electricidad producida con las fuentes antes mencionadas, a precios inferiores a los costos de la electricidad producida en el país mediante fuentes térmicas.

iii. La energía producida con residuos sólidos municipales puede generar impactos económicos y ambientales positivos para el país, asociados con la sustitución de energía de origen térmico, además de puede ser un medio importante para resolver los problemas ligados a la disposición y tratamiento de los residuos sólidos municipales. Por ello, es una actividad doblemente importante para el interés nacional.

iv. Se tiene conocimiento de que en el mundo, el costo de la energía producida con celdas fotovoltaicas está experimentando una fuerte tendencia hacia la baja, debido entre otros aspectos a la sobreoferta de ese tipo de energía y a recientes mejoras tecnológicas. Ello explica el interés que una cantidad considerable de inversionistas de ofrecerle al ICE la venta de energía producida con esa fuente (Pernick, et al)1.

1 Pernick R., Wilder C. and T. Winnie (2013). Clean Energy Trends 2013. Clean Edge. The Clean - Tech Market Authority.

v. La generación de energía con fuentes limpias está definida como una prioridad en el Plan Nacional de Desarrollo. Al respecto, el objetivo 13.2.1.1.1 expresa lo siguiente: "Garantizar el uso de fuentes limpias de energía para satisfacer la demanda nacional, disminuyendo la utilización de hidrocarburos." En ese sentido, es de importancia nacional la ampliación de la base de fuentes limpias de energía, como son la energía solar y los desechos sólidos municipales.

vi. En el país no existe experiencia en la generación con residuos sólidos municipales ni con celdas fotovoltaicas de última generación. Además, las tecnologías asociadas a esos procesos son relativamente recientes a nivel mundial. Por esas razones, la ARESEP debe recurrir al apoyo de especialistas externos para desarrollar las metodologías tarifarias específicas para los procesos mencionados. Para ello se requerirá de un lapso de varios meses, a partir del momento de elaboración de esta propuesta.

vii. Es necesario que la Autoridad Reguladora utilice las opciones a su alcance para facilitar, desde su ámbito de competencia, el desarrollo de los mercados de venta de electricidad producida con fuentes limpias. En esa orientación, resulta conveniente para el interés nacional que -de manera transitoria-- la institución habilite la fijación de tarifas para la generación con fuentes no convencionales, con base en una de las metodologías tarifarias para generación privada que se encuentra vigente.

4. Marco legal La aprobación de los cambios metodológicos propuestos, encuentra sustento legal en la normativa que se cita a continuación:

a. La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece, en su artículo 5, que ". En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas." Los servicios públicos citados incluyen, en el inciso a) del mismo artículo, el "Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización." b. La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar y modificar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta No. 69, del 8 de abril de 2009 y sus reformas.

De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora es la competente para emitir y modificar las metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública. El marco legal citado provee la base que faculta a ARESEP para establecer y modificar las metodologías regulatorias objeto de este informe.

5. Propuestas de cambio Tomando en cuenta los antecedentes y justificaciones expresadas, así como, la respuesta a oposiciones y coadyuvancias presentadas en la sección 6 del presente informe; se propone modificar lo siguiente:

a. De la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación", aprobada mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010:

VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA "1. ASPECTOS GENERALES El presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la definición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica entre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña y tengan una concesión válida para este tipo de actividad.

(.)" Modificar el primer párrafo de la sección 1., de la siguiente forma:

"1. ASPECTOS GENERALES El presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la definición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica entre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña y tengan una concesión válida para este tipo de actividad, y para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña 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.

(.)" "2.18. Tasa de Rentabilidad Sustituir texto por el siguiente:

"2.18. Rentabilidad (Ke) El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital, CAPM, según la siguiente fórmula:

Ke = KL + βd * (KM - KL) + RP Donde:

Ke: Costo de capital del inversionista.

KL: Tasa libre de riesgo.

βd : Beta apalancada de la inversión como medida del riesgo sistemático.

(KM - KL): Premio por riesgo. RP: Riesgo país.

Las fuentes de los datos utilizados son las siguientes:

La Tasa libre de riesgo (rl ): se obtiene como un promedio de largo plazo (últimos 60 meses) de las tasas de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a 20 años, según la fuente: htp://www.ustreas.gov/offices/domestic- finance/debt-management/ interest- rate/yield_historical.shtml.

La prima de riesgo (rm - rl) se estima de acuerdo con la información suministrada por el consultor Martín Rossi, con base en información del Spread S & P 500. Se trata de un promedio (aritmético) de aproximadamente de 4 décadas para el mercado de los Estados Unidos de América. ("Ibbotson Associates" según Martín Rossi (1966-2006).

El valor de la beta (β) desapalancada se obtiene de los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000 de la ARESEP, en el cual se calculó este valor con base en un estudio de varias empresas eléctricas con base en información obtenida de Internet. La cual debe ser apalancada.

El riesgo país está determinado por las calificaciones de bonos y los diferenciales apropiadas por defecto para los diferentes países según la página: http://pages.stern.nyu.edu/ ~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypr em.html" 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:

Ke = KL + βa * PR + RP Donde:

Ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

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

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:

βa = Beta apalancada.

βd = Beta desapalancada.

D/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) t = Tasa de impuesto sobre la renta. Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es la siguiente:

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

Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la sección 2.16. El dato de apalancamiento podrá ser actualizado con base estudios técnicos avalados por la Autoridad Reguladora.

Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizadavía decreto por el Ministerio de Hacienda." Incluir el siguiente texto al final de la sección "2.1. Inversión Total":

" (.)

Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública." "2.11. Indexación de costos totales Para indexar los costos totales definidos por el modelo propuesto, se clasifican estos en costos internos y costos externos, dado que unos son afectados por factores exógenos y otros por factores endógenos.

CTn = CE n-1 x (IPPn / IPP n-1) + CI n-1 x (IPPI n / IPPI n-1) El subíndice "n" se refiere al periodo actual (la fijación que se tramita) y el subíndice "n- 1" se refiere al período de la anterior fijación tarifaria.

Esta indexación se aplicará anualmente, iniciando el proceso en el mes de mayo de cada año.

2.12. Costo interno El costo interno está determinado por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos Sustituir el texto de las secciones "2.11.Indexación de costos totales"; "2.12 Costo interno" y "2.13 costo externo" por lo siguiente:

"2.11. Indexación de costos totales La actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con excepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden a variar en el tiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un componente local, debido a que generalmente son costos pagados en colones.

Los costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif). Los costos de explotación serán indexados con el Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.

(Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif). Estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.

CI n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)] 2.13. Costo externo El costo externo está definido por la sumatoria de los gastos financieros (Gf) y el gasto en depreciación (Gdep). Con lo cual estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor (IPP) de los Estados Unidos de América, calculado por el Bureau of Labor Statistics.

CE n = (CE n-1)) x (IPPIn / IPPIn-1)" Los valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe iniciarse en agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la inflación, por medio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la pérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) Donde:

CE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y depreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa IPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica." Eliminar el Por Tanto II de la resolución y ajustar la numeración de los Por Tanto siguientes.

b. De la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010:

VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA "3.6. Rentabilidad (Ke) 3.6.1. Concepto:

La rentabilidad o costo de capital mide el nivel de utilidad o rentabilidad porcentual que el inversionista obtendría por su inversión remanente; medida a través de un modelo llamada comúnmente como CAPM (modelo de valoración de activos de capital).

3.6.2. Metodología de cálculo El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital, CAPM , según la siguiente fórmula:

Ke = KL + βd * (KM - KL) + RP Donde:

Ke: Costo de capital del inversionista. KL: Tasa libre de riesgo.

βd : Beta desapalancada de la inversión Sustituir texto por el siguiente:

"3.6. Rentabilidad (Ke) 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 CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

Ke = KL + βa * PR + RP como medida del riesgo sistemático. (KM - KL): Premio por riesgo.

RP: Riesgo país.

3.6.3. Fuentes de la información Las fuentes de los datos utilizados son las siguientes:

El valor de la beta (β) se obtiene de los informes 499-DEN-2000 y 837-DEN-2000 de la ARESEP, en el cual se calculó este valor con base en un estudio de varias empresas eléctricas con base en información obtenida de Internet. La cual debe ser apalancada.

Ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:

βa = Beta apalancada.

βd = Beta desapalancada.

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

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

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

Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). . Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar 3. 3. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

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

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), con el fin de poder contar con una serie de datos comparable en términos reales. Los datos contenidos en las bases de datos excluyen los valores extremos (por ejemplo, las plantas con capacidad inferior a 1 000 kW y superior a 50 000 kW).

Sustituir el texto por lo siguiente:

"3.3.2. Fuente de información (.)

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

La exclusión de valores extremos se realizará por monto de inversión y estará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública "6.2. Criterios para los ajustes tarifarios Cada revisión tarifaria comprende la actualización de todos los componentes del modelo tarifario (I, Ca, Xu, ke y Fp), según la última información disponible y siguiendo las metodologías y fórmulas establecidas en las secciones 2 y 3.

Si no es posible obtener información actualizada de las variables Ca o I, estas se podrán actualizar de acuerdo con los índices de precios al productor, local e internacional respectivamente, según la siguiente fórmula de ajuste:

Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) I n = I n-1 * (IPPUSAn/IPPUSAn-1) En donde:

Can = Costo anual de Can-1 = Costo anual de explotación del periodo anterior.

In = Inversión actualizada.

In-1 = Inversión del periodo anterior.

IPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior.

IPPUSAn= Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América actual IPPUSAn-1=Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América del periodo anterior.

Las fuentes oficiales de estos índices serán Modificar y sustituir la sección "6.2. Criterios para los ajustes tarifarios":

"6.2. Criterios para los ajustes tarifarios Actualización del monto del costo anual de explotación Si no es posible obtener información actualizada de la variable Ca esta se podrá actualizar de acuerdo con el índice de precios al productor local:

Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) Donde:

Can = Costo anual de explotación actualizado.

Can-1 = Costo anual de explotación del periodo anterior.

IPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior.

La fuente oficial de este índice es la siguiente: http://www.bccr.fi.cr Actualización del monto de inversión en activos fijos Si no es posible obtener información actualizada de la variable I esta se podrá actualizar de acuerdo con el índice de precios representativo:

I n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1) respectivamente: http://www.bccr.fi.cr http://www.bls.gov" En donde:

In = Inversión actualizada.

In-1 = Inversión del periodo anterior.

IPRn = Índice de Precios representativo actual IPRn-1= Índice de Precios representativo del periodo anterior.

Para seleccionar el índice de precios representativo se utilizará el criterio indicado en la sección 3.3.2" c. De la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y RJD-013- 2012, del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta No 74 del 17 de abril de 2012:

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

Objetivo El objetivo último del modelo tarifario de referencia definido en este informe consiste en brindar los incentivos tarifarios necesarios, para que, en el plazo más corto posible, el país aproveche los instrumentos definidos en el capítulo primero de la Ley 7200, para sustituir la mayor proporción posible de energía generada con fuentes térmicas por energía generada con fuentes renovables. Al respecto, las estimaciones del ICE indican que puede contratar en la actualidad, a generadores privados de electricidad que produzcan con fuentes renovables, hasta un máximo de 183 MW." Eliminar sección de "Generalidades". Incluir después de la sección de "Objetivo":

"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 hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora.

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

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." "Costos de explotación (CE) (.)

b)Se hace un ejercicio de regresión exponencial para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

(.)" Modificar el texto de la siguiente forma:

"Costos de explotación (CE) (.)

b)Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

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

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

ρ = KL + βa * PR + RP Donde:

ρ: Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

PR: Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado. La tasa libre de riesgo (Kl) es la que corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista. La tasa de rendimiento de mercado es la que corresponde al sector de actividad respectivo.

RP: Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país. βa : Beta apalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina "apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda.

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

Sustituir texto por el siguiente:

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

ρ = KL + βa * PR + RP Donde:

ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

βa = 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 aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad sobre los aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación entre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de ellos.

Prima por riesgo (PR) La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem /ERPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

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

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

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

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

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

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

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

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

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.

Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ).. Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

1. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento.

2. Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda." 6. Otras variables a. Tasa de interés (i) Se utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

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

c. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía. La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional.

d. Edad de la planta (e) Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero." "Monto de la inversión unitaria (M) (.)

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

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

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

(.)" Modificar el texto de la siguiente forma:

"Monto de la inversión unitaria (M) (.)

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

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

a)La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR) .

(.)" Incluir al final de la sección "Monto de la inversión unitaria (M)":

"Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública." d. Del "Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación", aprobada mediante la Resolución RJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011:

VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA "1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es contar con el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad por parte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas mediante sistemas de combustión, en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200. Se excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD- 004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.

El modelo es aplicable únicamente a plantas de generación ó (sic) cogeneración de electricidad con biomasa que utilizan únicamente procesos de combustión. Por lo tanto, no es aplicable a plantas que incluyen procesos distintos a los de combustión para generar electricidad con biomasa, tales como los de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma. Además, debe tenerse presente que dado que el ámbito de aplicación del modelo se restringe a transacciones de electricidad enmarcadas en el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200, solamente se puede utilizar para fijar las tarifas de energía generada en plantas con capacidades de 20 MW o menos." Sustituir la sección "1.1. Objetivo y alcances" con el siguiente texto:

"1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es contar con el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad por parte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas mediante sistemas de combustión, al ICE en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con fuentes biomásicas 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 excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD- 004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.

El modelo no es aplicable a plantas que incluyen procesos distintos a los de combustión para generar electricidad con biomasa, tales como los de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma." "4.4.1 Rentabilidad. (.)

Los parámetros que se requiere calcular para aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad sobre los aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país, relación entre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A continuación se define cada uno de ellos.

a. Prima por riesgo (PR). La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet:

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem /RPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente Sustituir texto por el siguiente: "4.4.1 Rentabilidad.

(.)

1. Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

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

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

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

de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.

2. Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar 3. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

"Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública ." e. Del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-163- 2011, el 30 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011:

| VERSIÓN ACTUAL | VERSIÓN PROPUESTA | | --- | --- | | vii. Costos fijo por capital (CFC) | Sustituir texto por el siguiente: | | "vii. Costos fijo por capital (CFC) | | | (.) | (.) | | a. Apalancamiento () | a. Apalancamiento () | | El valor de apalancamiento financiero se utiliza | El valor de apalancamiento financiero se | | para estimar la relación entre deuda y capital | utiliza para estimar la relación entre deuda y | | propio, la cual es parte de la fórmula del beta | capital propio, la cual es parte de la fórmula | | apalancado que se define posteriormente. | del beta apalancado que se define | | | posteriormente. El cálculo se realizará de | | Para realizar el cálculo se utilizará un promedio | conformidad con el punto b.4 siguiente. | | de la información de financiamiento de proyectos | | | eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora. | b. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) | | Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. | (.) | | b. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) | 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 | | Los parámetros que se requiere calcular para | desapalancada, relación entre deuda y | | estimar la rentabilidad sobre aportes al capital | capital propio, y tasa de impuesto sobre la | | son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por | renta.

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 = /(1-), donde 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)." http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Build.aspx?rel=H15.

2. Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ).. Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar 3. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

4. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la sección vii. en el apartado denominado apalancamiento.

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 Sustituir texto por el siguiente:

""viii. Monto de la inversión unitaria (M) (.)

d. Actualización del monto de inversión en activos fijos: La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de 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." que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública." 6. Análisis de posiciones presentadas en audiencia pública.

6.1 Audiencia Pública La "Propuesta de Modificación de las Metodologías de Fijación de Tarifas para Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables" fue presentado en la audiencia pública celebrada el 12 de agosto del 2013 a las 17:15 hrs. Según el informe de oposiciones y coadyuvancias, que consta en el OT-122-2013 ( folios 435 a 438), fueron presentadas y admitidos documentos de posición por escrito de 15 personas físicas o jurídicas. Cuatro de estas personas hicieron uso de la palabra en la audiencia, de manera directa o por medio de representantes. No se presentaron posiciones que fueran solamente orales durante el desarrollo de la audiencia pública.

Las posiciones presentadas corresponden a las siguientes personas físicas o jurídicas: 1- Vientos del Volcán, (Folios 135 al 151), 2- Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., (Folios 354 al 387), 3- Hidroeléctrica Platanar S.A., (Folios 327 al 339). 4- Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.), (Folios 83 al 93), 5- Esteban Lara Erramouspe (Folios 94 al 104), 6- Azucarera El Viejo, S.A. (Folios 105 al 114), 7- Ingenio Taboga S.A., (Folios 115 al 124), 8- Plantas Eólicas Limitada (Folios 125 al 134), 9- El Ángel S.A., (Folios 152 al 204), 10- Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor Luis Enrique Pacheco Morgan, gerente de electricidad, (Folios 205 al 265), 11- Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), (Folios 269 al 281), 12- Desarrollo Solar Papagayo S.A. y Desarrollo Solar Nacascolo S.A., (Folios 282 al 312). 13- Molinos de Viento del Arenal S.A., PH Don Pedro S.A. y PH Río Volcán S.A, (Folios 313 al 326), 14- El Embalse S.A., (Folios 340 al 353), 15- Asociación Costarricense de Productores de Energía, (Folios 388 al 406).

Seguidamente se presenta el resumen de los principales argumentos de cada posición admitida, así como la respectiva respuesta.

6.2 Posiciones presentadas por:

1. Vientos del Volcán SA, representada por Jay Gallegos, pasaporte 184000071732, presidente con facultades de apoderado generalísimo y Allan Broide Wohlstein, con cédula de identidad 1-1110-069, secretario con facultades de apoderado generalísimo de la citada sociedad.

2. Plantas Eólicas S.R.L., representada por Jay Gallegos, pasaporte 184000071732, presidente con facultades de apoderado generalísimo.

Posición 1.

Sobre la conveniencia de realizar una "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables".

Posición 1.1.

En caso que ARESEP decida implementar estos cambios debe de contar con los elementos técnicos suficientes para asegurarles a los operadores dos aspectos que son de fundamental importancia para el desarrollo tanto de los proyectos como de la industria:

§ Que en forma alguna se estará afectando el equilibrio financiero de los proyectos existentes (imperativo legal según el artículo 31 de la Ley 7593); § Garantizará el equilibrio financiero de proyectos futuros (imperativo legal según el artículo 31 de la Ley 7593).

Respuesta La propuesta planteada en este informe está orientada a solventar las diferencias en el tratamiento regulatorio, especialmente en la definición, notación o cálculo de ciertas variables consideradas en las metodologías de generación privada vigentes, de manera que reciban un tratamiento homogéneo. Con lo anterior se pretende mejorar la claridad, precisión y transparencia en las fijaciones tarifarias, teniendo como marco de referencia lo establecido en la Ley 7593 respecto al equilibrio financiero de los operadores.

Posición 2. Sobre los temas que han debido incluirse en esta propuesta de modificación. Posición 2.1. Factor Ambiental Las resoluciones RJD-152-2011 y RJD-163-2001 incluyen en la fórmula para determinar la tarifa el denominado "Factor Ambiental". A la fecha, la Autoridad Reguladora no ha definido la metodología para determinar el factor ambiental, que es un tema pendiente que se viene arrastrando desde el 2011 lo cual introduce un elemento de incerteza para los operadores afectando el principio constitucional de seguridad jurídica. Solicitamos se incluya dentro de las recomendaciones a Junta Directiva de ARESEP, una propuesta para que se desarrolle y someta a audiencia pública a la brevedad posible la metodología para determinar el factor ambiental, fijando plazo para que la administración resuelva sobre este asunto.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

Posición 2.2. Estabilidad de tarifa en largo plazo - ajustes periódicos (.) "Respetuosamente solicitamos que, con ocasión de la tramitación del procedimiento que consta en determinadas por medio de dichas metodologías apliquen únicamente en el momento de selección de proyectos o fijación del precio. Asimismo, que los ajustes de precio se realicen mediante modelos de ajuste anual (fórmula de ajuste de los costos de explotación), que deberán ser incorporadas en los respectivos contratos a ser refrendados por la ARESEP y tomarán en cuenta los principios establecidos en el artículo 31 de la Ley 7593 (ajuste basado en variables externas, que no atenten contra el equilibrio financiero)" (.).

Respuesta El Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de junio del 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de compra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra respectivamente:

CONSIDERANDO

(.)"Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN (.)."

Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de presentar su propuesta.

En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia del Contrato. La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.

El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.

De los artículos en mención se concluye que el ICE comprará la energía al precio que el productor ofrece en el proceso mediante el cual el oferente resultó seleccionado para la venta de electricidad al ICE, dichos precios deben respetar los rangos tarifarios establecidos por la ARESEP, asimismo, cualquier ajuste posterior quedará sujeto a que el mismo se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que al momento tenga vigente la ARESEP. Por tanto, los contratos establecidos entre los oferentes de energía eléctrica y el ICE, determinan las condiciones actuales y futuras que regirán el precio de compra y la forma de actualización de los costes de acuerdo a lo establecido en la Ley N° 7200 y sus reformas, incluido el Decreto 37124-MINAET.

Posición 3. Sobre las propuesta de modificación Posición 3.1. Alcance (todas las tecnologías / metodologías nuevas) Consideramos apropiado incluir un "Alcance" para cada metodología, con el fin de establecer el ámbito de aplicación. Sin embargo, solicitamos considerar los siguientes puntos:

i. En el caso de plantas nuevas, se debe aclarar que las metodologías aplican para determinar tarifas de referencia iniciales (antes de iniciar operación) para los concursos u otras modalidades de contratación permitidas por la legislación costarricense. Estas tarifas de referencia servirán de criterio para que ARESEP pueda refrendar los contratos que así lo requieran. Las bandas vigentes para cada tipo de tecnología determinan una ventana de precios aceptables que debería aplicar únicamente a los precios cuya fijación realicen las partes (es decir, el generador privado y el Instituto Costarricense de Electricidad) dentro del período de vigencia de dicha banda. La revisión de las bandas en años futuros no debe afectar a los precios (y sus fórmulas de ajuste) que se hayan determinado en fijaciones anteriores, pues estos estarían fuera del alcance de la fijación correspondiente.

Respuesta Véase la respuesta brindada en la posición 2.2 del numeral 1 de este apartado, que se refiere a la forma en que se establecen inicialmente las tarifas de referencia y su posterior ajuste, que se encuentran normados en el artículo 20 y 21 del Decreto 37124-MINAET.

Cabe aclarar que las tarifas de referencia sirven para que el ICE y el generador definan la tarifa a la cual van a vender y comprar la energía dentro de la banda establecida por la ARESEP. Y lo que se determinar es una "ventana" de precios autorizados y no aceptables.

ii. Los ajustes anuales para plantas nuevas deben realizarse conforme a la fórmula a incluir en los contratos que serán suscritos con el Instituto Costarricense de Electricidad (los cuales son refrendados por ARESEP) que contemple únicamente aquellos costos que no están "dados", es decir, solo variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tal como la que se incluyó como referencia en 427-DEN- 2011 o en el Concurso N1 de selección de proyectos que realizó el Instituto Costarricense de Electricidad, lo cual estaría acorde con el artículo 31, párrafo tercero de la Ley 7593.

Respuesta Los ajustes están debidamente normados por el Decreto 37124-MINAET, considerando efectivamente la determinación de una fórmula de ajuste, en donde las tarifas resultantes deben estar dentro de lo establecido legalmente.

iii. Se debe evitar confusión y ambigüedad, pues plantas que inician operación (y que fijaron precio con base en la tarifa para planta nueva) podrían llegar a considerarse "existentes" a partir de que entreguen su primer kWh a la red. En consecuencia, la definición de plantas nuevas debe modificarse a fin de clarificar este punto.

Respuesta Una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f.

referente al plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...) "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.

Por otra parte, tal y como se indica en la metodología para generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato, una vez que se renueve o suscriban contratos nuevos se aplicaría la tarifa establecida en esa metodología.

Posición 4. Fuentes y cálculo de parámetros del Modelo de Valoración de Activos de Capital Posición 4.1. Tasa libre de riesgo La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos a utilizar (plazo e instrumento financiero). Esta propuesta identifica específicamente el instrumento financiero que corresponde a la tasa libre de riesgo de largo plazo: La serie TCMNOM corresponde a Bonos del Tesoro de los Estados Unidos, con un vencimiento constante de 20 años, en términos nominales. El plazo de los bonos de referencia a utilizar es consistente con el horizonte de la inversión (veinte años; largo plazo). Se propone sustituir del texto de la propuesta (.) "El instrumento que se usa es TCMNOM con un plazo de 20 años, frecuencia anual" (.) por el siguiente: "La serie de datos a utilizar es TCMNOM con un plazo de 20 años, frecuencia anual." Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damodaran como fuente para las estimaciones del CAPM.

Posición 4.2. Prima por riesgo La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de cálculo a utilizar. Esta propuesta identifica específicamente la fuente y la forma de obtener el dato deseado (en las fuentes citadas aparecen varias formas de calcular la prima por riesgo y es necesario especificar). Utilizar un período de datos muy corto implica introducir un error de estimación muy grande, por lo cual se recomienda utilizar la mayor cantidad de datos posible para estimar este valor.

Se recomienda el siguiente texto: (.) "Prima por riesgo (PR): El valor de esta variable se obtendrá de la información publicada ya sea por:

a)el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, usando los datos "Stocks T.Bonds", o, alternativamente, b) el "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", usando el valor denominado "Long-Horizon" Se debe utilizar el promedio aritmético de la prima por riesgo, para el período más largo disponible"(.).

Respuesta Se acepta parcialmente la posición en el sentido de especificar en mayor medida como identificar la prima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas para este propósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo están dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.

Posición 4.3. Riesgo país (.) "La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de cálculo a utilizar. Esta propuesta identifica específicamente la fuente y la forma de obtener el dato deseado (en las fuentes citadas aparecen varias formas de calcular la el riesgo país y es necesario especificar)" (.).

Se recomienda el siguiente texto: (.) "Riesgo país (RP): El valor de esta variable se obtendrá de la información publicada ya sea por:

a)Dr. Aswath Damodaran, en la dirección http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, datos "Risk Premiums for Other Markets", donde el riesgo país se denomina "Country Risk Premium" y es calculado usando el spread de riesgo de bonos soberanos ("Rating- based Default Spread") multiplicado por la volatilidad del mercado accionario local (si no está disponible la volatilidad para Costa Rica utiliza el valor estándar de 1.5), o, alternativamente b) "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", donde para determinar el riesgo país se promedian los resultados de restarle el Country Risk Rating de Costa Rica al correspondiente al de los Estados Unidos de América, para los métodos en que se encuentre disponible el valor para Costa Rica. "(.).

Respuesta:

La metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Así mismo, la metodología es clara en cuanto al criterio para considerar el valor final del riesgo país. Por su parte en cuanto al período se indica: "(...) en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años igual para todas las variables "(...).

Posición 4.4. Beta desapalancada La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cuanto a la serie de datos y el método de cálculo a utilizar. El sector de referencia debería ser representativo del sector de generadores de electricidad. Las fuentes indicadas agregan los datos de generadores con empresas de distribución y transmisión eléctrica, pero en caso que empiecen a reportar datos por separado para generación (que serían más representativos del sector), se debería utilizar dicha referencia.

Se recomienda el siguiente texto: (.) "Beta desapalancada (bd): El valor de esta variable se obtendrá de la información publicada ya sea por:

a)Dr. Aswath Damodaran, en la dirección http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html, datos "Levered and Unlevered Betas by Industry" usando la columna "Unlevered Beta",y tomando el promedio aritmético de los sectores denominados "Electric Utility Central", "Electric Utility East" y "Electric Utility West", o, alternativamente, b) "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", usando el dato de Beta "Unlevered Adjusted" correspondiente a la serie "SIC Composite" para el código SIC 4911 ("Electric Services")."(.).

Respuesta La metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Así mismo, la metodología es clara en cuanto al criterio para considerar el valor final del beta desapalancado a utilizar en las fijaciones tarifarias, siendo un promedio de los valores observados para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifaria. Se revisará la redacción para incluir la posibilidad de emplear valores que reflejen de mejor forma la industria eléctrica en caso que exista mayor desagregación u otras fuentes de información que permitan contar con valores de este tipo.

Posición 4.5.

Al 1 de agosto de 2013, las fuentes indicadas arriba reportan los datos de generadores únicamente de forma agregada con empresas de distribución y transmisión eléctrica. En caso que dichas fuentes reporten datos por separado para el sector de generación de electricidad, se deberá utilizar dicho sector para seleccionar el dato de referencia.

Respuesta De ubicarse o disponer de fuentes confiables y rigurosas que reflejen y representen con mayor detalle el sector de generación eléctrica y, una vez validadas por la ARESEP, se podrán incorporar en la presente metodología siguiendo para ello los procedimientos institucionales y legales requeridos en cada caso.

Posición 5. Muestreo y cálculo de los valores promedio (parámetros CAPM) Posición 5.1.

La redacción propuesta por ARESEP no es clara en cómo se escogería entre las dos fuentes de datos citados (Damodaran e Ibottson). Es necesario incluir una indicación expresa del orden de prioridad para las fuentes (cuál es primaria y cuál se considera de respaldo). Se recomienda el siguiente texto: (.) "Para las variables descritas en los puntos 2.i, 2.ii, y 2.iii la fuente preferida es la información publicada por el Prof. Damodaran. En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con la información de esta fuente, se utilizará la información del "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" únicamente para las variables no disponibles en la fuente preferida. "(.).

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearboo k". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor de las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

3. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., representada por Ronald Álvarez Campos, con cédula de identidad 2-0530-0396, gerente con facultades de apoderado generalísimo.

Posición 1. Tratamiento estandarizado del costo de capital Posición 1.1. La tasa libre de riesgo La propuesta planteada en el presente procedimiento modifica la fuente de datos para este parámetro, proponiendo utilizar la información que se encuentra disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx7reNH15., sin embargo, es omisa en indicar cuál es el instrumento financiero, y el vencimiento (maturity) a considerar, siendo este necesario para dar precisión a la fuente. Solicitamos se especifique el instrumento financiero, y el vencimiento (maturity) a considerar, así como la frecuencia de las observaciones.

Sugerimos utilizar la siguiente redacción: (.)"Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA); se obtiene como un promedio de largo plazo (últimos 60 meses) de las tasas de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (U.S. government securities/ Treasury constant maturities/ Nominal TCMNOM) con vencimiento a 20 años, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los estados Unidos, en la dirección de internet http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.asp?relH15 "(...)

Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damodaran como fuente para las estimaciones del CAPM.

Posición 1.2. Beta desapalancada De la dirección electrónica suministrada, se puede constatar que el Dr. Damodaran publica valores de beta (apalancada y desapalancada) para diferentes industrias, realizando un promedio (simple) de los valores mensuales de cada acción considerada en la muestra, durante en los últimos 5 años.

"Levered and Unlevered Betas by Industry Description This data set lists betas by industrial sector. The betas are computed using 5 years of monthly returns for each stock and then averaged (simple). The unlevered betas are estimated using the average market debt/equity ratios by industrial sector." Pese a lo anterior, la propuesta de redacción planteada por la ARESEP es omisa en establecer qué sector industria considerar para obtener el beta a aplicar en los modelos.

Dado lo anterior se solicita a la Autoridad Reguladora, ampliar la redacción propuesta, de manera que sea explícita en cuanto al sector industria a considerar para establecer el beta desapalancado, así como, su tratamiento (en caso de requerir realizar un promedio); adicionalmente se sugiere consignar en la resolución el enlace directo a la publicación de las betas (http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html).

Respuesta La metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección electrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Así mismo, la metodología define el criterio para considerar el valor final del beta desapalancado a utilizar en las fijaciones tarifarias, siendo un promedio de los valores observados para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifaria. Se revisará la redacción para incluir la posibilidad de emplear valores que reflejen de mejor forma la industria eléctrica, en caso que exista mayor desagregación u otras fuentes de información que permitan contar con valores de este tipo..

Posición 1.2.1.

Por otra parte, nos oponemos a que se utilice el término "alternativamente" en relación a la fuente de información de "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" y solicitamos que en lugar del término "alternativamente" se diga que en caso de no estar disponible la fuente de información del Dr. Damodaran se recurrirá a la información del "Ibbotson". Lo anterior, para eliminar la discrecionalidad del término "alternativamente" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente de información a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.

Sugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular:

"Beta desapalancada (βd): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, específicamente: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New Home Page/datafile/Betas.html, realizando un promedio simple de los valores consignados para la industria de servicio de electricidad (Electric Utility) de EUA del sector: central, este y oeste. En caso de que esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a la información del "Ibbotson© Cost of Capital Yearbook" u otra que sea pública y confiable." Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 1.3. Prima por riesgo El enlace brindado para la obtención de los valores de la prima por riesgo (Equity Risk Premium), no direcciona directamente hacia la información requerida, lo cual dificulta la trazabilidad de la información, asimismo, no se especifica cuál de los EPR (equity risk Premium) publicados en la página de referencia es el que se debe utilizar (EPR T12m / EPR Smoothed), ni el tratamiento que se debe dar a los datos.

Dado lo anterior se solicita a la Autoridad Reguladora, ampliar la redacción propuesta, de manera que sea explicita en cuanto al EPR (equity risk Premium) a utilizar, así como, su tratamiento (en caso de requerir realizar un promedio); adicionalmente se sugiere consignar en la resolución el enlace directo a la publicación de dicha información (http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls).

Sugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular: "Prima por riesgo (PR): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr.

Aswath Damodaran, en la dirección de Internet, específicamente: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls, realizando un promedio simple de los valores EPR T12m (equity risk Premium Trailing 12 month) consignados para los últimos sesenta (60) meses. En caso de que esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a la información del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" u otra que sea pública y confiable." Respuesta Se acepta parcialmente la posición en el sentido de especificar en mayor medida como identificar la prima por riesgo a emplear en cualquiera de las fuentes de información indicadas para este propósito. Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo están dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.

Posición 1.3.1 Por otra parte, nos oponemos a que se utilice el término "alternativamente" en relación a la fuente de información de "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook", y solicitamos que en lugar del término "alternativamente" se diga que en caso de no estar disponible la fuente de información del Dr. Damodaran se recurrirá a la información del "Ibbotson". Lo anterior, para eliminar la discrecionalidad del término "alternativamente" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente de información a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Posición 1.4. Riesgo país Sugerimos respetuosamente utilizar la siguiente redacción para este particular:

"Riesgo país (RP): Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet http://www.sternt.nyu.edu/adamoda, realizando un promedio simple de los valores de riesgo país (Country Risk Premium), para los últimos cinco (5) años. En caso de que esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a la información del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook" u otra que sea pública y confiable" Respuesta La metodología es clara en indicar la fuente de donde se obtiene la información. En caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección electrónica particular, dado que esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo. Así mismo, la metodología define el criterio para considerar el valor final del riesgo país. Por su parte, en cuánto al período se indica: "(...) en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).

En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años igual para todas las variables "(...).

Posición 2. Homogenización del procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos Posición 2.1. Índice de actualización de las inversiones en activos fijos (.) "Se evidencia la necesidad de homogenizar el procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos, objetivo planteado en la presente propuesta de modificación metodológica, sin embargo, nos oponemos a que la selección del índice de indexación quede a discreción de la ARESEP consignando que se utilizará un "índice representativo"; como se demostró anteriormente existe suficiente análisis en esta materia como para establecer de antemano el índice a utilizar" (.).

Sugerimos respetuosamente la siguiente redacción para la modificación de este particular:

"La actualización del monto de inversión en activos que conforman la base tarifaria, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior a un año, se realizará utilizando el índice de costos de construcción del Bureau of Reclamation Construction Cost trends (CompositeTrend), según se indica en el sitio web del U.S. "Department of the interior, Bureau of Reclamations http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html la actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consecuente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión." Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere, que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello.

Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medidas las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 2.2. Exclusión de valores extremos en el costo de inversión Es importante señalar que en la resolución RJD-009-2010 se relaciona el concepto de valores extremos con capacidades de planta menores de 1.000 kW y mayores de 50.000 kW, mientras que en la propuesta sometida a Consulta Pública se menciona que las bases de datos excluyen los valores extremos. Sobre el particular es necesario resaltar la necesidad de que se defina en la metodología el concepto de valor extremo. En ese sentido, es importante anotar que cuando se eliminan los valores extremos, implícitamente se está excluyendo la noción de riesgo en lo referente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos.

Así las cosas, se solicita respetar la exclusión de valores extremos únicamente en cuanto a la potencia de los proyectos a ser incluidos en la base de datos (capacidades de planta menores de 1.000 kW y mayores de 50.000 kW), no así en cuanto a la exclusión de valores extremos por magnitud de inversión, ya que como se indicó anteriormente esto excluye implícitamente la noción de riesgo en lo referente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos.

Posición 3. Eliminación de la referencia la regresión de tipo exponencial Posición 3.1. Ajuste de la curva de regresión Se le solicita a la ARESEP que especifique en la metodología respectiva para definir la curva de mejor ajuste como aquella que tiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), que mide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables independientes, y que será esta curva de mejor ajuste la que se utilizará en la metodología.

Respuesta La información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la capacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra, asimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre capacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los procedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del grado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este coeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar otros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en estimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la curva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.

El que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.

Posición 3.2. Exclusión de valores extremos en los costos de explotación Cabe señalar que la Consulta Pública de marras no hace una mención directa a la exclusión de valores extremos en lo referente al costo de explotación en plantas hidroeléctricas nuevas o existentes. En la fijación tarifaria contenida en la resolución RIE-040-2013 (.) "Para la determinación de los costos de explotación se empleó un procedimiento de exclusión de valores extremos: promedio ± 1 desviación estándar, que no se había utilizado en fijaciones previas, ni consta en el modelo tarifario respectivo" (.).

Lo anterior es una inconsistencia metodológica que debe subsanarse - doble exclusión de valores extremos - ya que la metodología contenida en la resolución RJD-009-2010 no contempla el manejo sui generis utilizado en la fijación tarifaria contenida en la resolución RIE- 040-2013.

Posición 4. Ampliación del alcance de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas - con excepción de lo referente a las estructuras tarifarias.

En el Informe 774-IE-2013, en el cual se plantean las modificaciones de las metodologías tarifarias de plantas de generación privada, se incluye la propuesta de "ampliar el alcance" de la metodología tarifaria de plantas hidroeléctrica nuevas, de manera que banda tarifaria resultante de plantas nuevas hidroeléctricas se aplicaría por referencia a potenciales proyectos nuevos de WTE y solares, aclarando que lo anterior aplicaría sin considerar la estructura estacional, ya que las estructuras tarifarias son específicas para cada fuente de generación. Así las cosas, consideramos que lo procedente es que, antes de aplicar una metodología por referencia, se elaboren y aprueben lo antes posible metodologías específicas para WTE y para energía solar.

Respuesta Los cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera transitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes no convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes renovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de desechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y características particulares de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura.

4. Hidroeléctrica Platanar, representada por Javier Matamoros Agüero, cédula de identidad 2-0359-0733, Gerente General.

Posición 1. Variables beta y prima de riesgo Si bien estamos de acuerdo y apoyamos la actualización que se está realizando, nos oponemos a que se utilice el término "alternativamente" en relación a la fuente de información de Ibbotson, y solicitamos que en lugar del término "alternativamente" se diga que en caso de no estar disponible la fuente de información del Dr. Damodaran se utilizará la de Ibbotson. Lo anterior, para eliminar la discrecionalidad del término "alternativamente" que genera inseguridad jurídica sobre la fuente de información a utilizar por parte de ARESEP en las futuras resoluciones tarifarias.

En conclusión, apoyamos la actualización de las variables beta y prima de riesgo en la metodología para la fijación de las tarifas de plantas existentes, sin embargo, nos oponemos que se establezca el uso "alternativo" de dos fuentes de información, y en su lugar, proponemos que en todo caso el uso de las dos fuentes de información sea "subsidiario".

Respuesta Es necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Posición 2. Eliminar discrecionalidad Las metodologías tarifarias se crean para determinar expresamente la forma en que se realizarán las futuras fijaciones tarifarias. Esa determinación permite dar seguridad jurídica a los prestadores de los servicios públicos y a los usuarios de los mismos, sobre las reglas aplicables a las futuras fijaciones.

Las metodologías tarifarias, deben establecer todos y cada uno de los parámetros que tienen una implicación directa en la tarifa resultante. No puede ser discrecional que el funcionario de turno determine parámetros que tienen un impacto directo en la tarifa resultante.

En ese sentido, nos oponemos a cualquier discrecionalidad que genere incerteza e inseguridad jurídica sobre las futuras fijaciones tarifarias. Así mismo, no es de recibo la discrecionalidad de parámetros tarifarios, porque eso implica que el prestador del servicio no podría conocer de antemano el cálculo de la tarifa resultante y en consecuencia no podría preparar ni siquiera una solicitud tarifaria, con lo cual, se estaría impidiendo en la práctica la posibilidad de presentar solicitudes tarifarias establecida en la propia Ley 7593. En conclusión, las fijaciones tarifarias no pueden ser una suerte de lotería de parámetros tarifarios, en la cual, el prestador del servicio ni el usuario, no tienen idea o certeza sobre la tarifa resultante, que quedaría en manos del funcionario de turno y su decisión discrecional, lo cual evidentemente es inaceptable.

Respuesta Coincidimos en que las metodologías de fijación tarifaria que se desarrollen debe reducir al mínimo la discrecionalidad. Sin embargo, la posición no precisa sobre que variables o parámetros se genera potencialmente discrecionalidad en la presente propuesta. Por otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado, no exime a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa y, por otro, no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.

Además, el prestador del servicio siempre se encuentra posibilitado a realizar solicitudes tarifarias y en las variables en que se encuentre discrecionalidad, proponer la que mejor se adapte al servicio o al costo que se esté revisando, lo cual será analizado por el Ente Regulador con el fin de determinar si es lo más razonable.

Posición 3. Procedimiento de actualización de las inversiones en activos fijos Posición 3.1.

En relación a la actualización del monto de inversión en activos fijos, cuya indexación se había establecido mediante el índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP-EEUU), sin justificación técnica o jurídica, se elimina dicha referencia en la propuesta sometida a Audiencia (folio 23), se elimina la certeza técnica y la seguridad jurídica de un índice concreto, y se propone que la actualización se realice mediante un índice que se definirá en cada fijación tarifaria, lo que supone en consecuencia, que previo a cada fijación no hay forma materialmente posible de saber qué índice se utilizará para indexar las inversiones, ya que en cada ocasión la ARESEP podría modificarlo a su antojo, lo que evidentemente no es de recibo. En virtud de lo antes que se rechace la propuesta de modificación presentada en ese sentido.

Respuesta Es necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere realizar la actualización del monto de inversión, mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón y justificación técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que reflejen de manera congruente y precisa las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica y el valor de las variables o parámetros a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 3.2 Adicionalmente, no queda claro en el Informe de la Propuesta sometida a Audiencia, si se pretende eliminar el primer párrafo del Punto 6.2 de la Resolución RJD-009-2010, en cuyo caso nos opondríamos, porque consideramos que lo correcto es que efectivamente, tal y como está dispuesto hoy en día, en cada fijación se actualicen todos los componentes del modelo tarifario (I, Ca, Xu, ke y Fp).

El punto 6.1 de la Resolución RJD-009-2010 se indica que:

"Después de la fijación inicial que se realizará de seguido a la aprobación de esta metodología, la actualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando el procedimiento a partir del primer día hábil del mes de octubre de todos los años, aplicándose las fórmulas y metodologías vigentes y revisando todos los cinco componentes del modelo, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en las secciones anteriores." Al no modificar la propuesta el punto 6.1 se desprende claramente que la actualización de las tarifas es anual, y siendo las variables (I, Ca, Xu, ke y Fp), sus componentes de cálculo, se entiende que se actualizarán de forma anual. En este sentido no resulta necesario mantener lo del punto 6.2, toda vez que se indica claramente que ese procedimiento se utilizará solamente si no se cuenta con información actualizada.

Posición 4. Sobre ampliación del alcance de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas.

Posición 4.1.

(.)"En relación a la propuesta de aplicar la banda de plantas nuevas hidroeléctricas a potenciales proyectos nuevos de WTE y solares, consideramos que lo ideal es que se apruebe lo antes posible, en cuestión de 4 o 5 meses, metodologías específicas para WTE y para energía solar"(.).

Sin perjuicio de lo anterior, consideramos que en la medida de que no se atrase la aprobación de las nuevas metodologías específicas, no habría inconveniente en que se generalizara para esas otras fuentes de generación la banda tarifaria de plantas nuevas hidroeléctricas. Sin embargo, quisiéramos llamar la atención de la Autoridad Reguladora, que al igual que sucede hoy en día con los proyectos eólicos existentes a los que se les aplica la tarifa hidroeléctrica, debe establecerse una estructura tarifaria específica para esa fuente.

En la determinación de esas estructuras tarifarias, se debe considerar que las plantas de WTE tiene un factor de planta muy alto y pueden generar durante el día y la noche durante todos los meses del año, mientras que en el caso de la energía solar, sólo se puede generar plenamente entre 5 y 6 horas al día, aspectos que deben ser tomados en consideración dentro de las estructuras tarifarias que sean aprobadas. En conclusión, nos oponemos a que se atrase la definición de metodologías específicas de WTE y de energía solar, ya que esos atrasos repercuten en el desarrollo de la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. No obstante, no nos oponemos a que transitoriamente se utilice como referencia para WTE y para energía solar la banda tarifaria de plantas nuevas.

Respuesta Los cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera transitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes no convencionales. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes renovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de desechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y características particulares de cada fuente particular.

Posición 4.2 Concepto de planta nueva Nos oponemos a que el concepto de planta nueva se restrinja a una planta que nunca haya operado, ya que esta definición impediría el aprovechamiento de proyectos nuevos dentro del Sistema Nacional, que hasta ese momento se hayan utilizado sólo para autoconsumo o proyectos que han generado en el pasado pero que han sido renovados en razón de que los equipos electromecánicos u otros hayan cumplido su vida útil. En virtud de lo antes expuesto, solicitamos que las tarifas de plantas nuevas puedan ser aplicables a los proyectos que renueven sus equipos por haber llegado a su vida útil.

Una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...)"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.

Posición 5. Factor ambiental (.) "En la propuesta que ha sido sometida a Audiencia Pública dentro del Expediente OT-122- 2013 de referencia, se ha omitido la definición del factor ambiental y no se está cumpliendo lo que había dispuesto el Regulador General en el Oficio de referencia. En virtud de lo anterior, solicitamos se incluya de la unificación de metodologías objeto de este procedimiento, la definición del factor ambiental aplicable a la generación privada de electricidad mediante fuentes renovables. A efectos de la determinación del cálculo del factor ambiental, solicitamos se tome en consideración la propuesta presentada por mi representada dentro de los Expedientes OT-29-2011 y OT-28-2011." (.).

En virtud de la espera de más de un año para que se corrijan los parámetros de cálculo del costo de capital para plantas existentes y para la definición del factor ambiental; solicitamos que se le dé máxima prioridad al presente procedimiento y que el mismo sea resuelto por parte de la Junta Directiva antes de que termine el presente año 2013, más aun si tomamos en cuenta que se nos había dicho que estaría resuelto antes de terminar el año 2012.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

5. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (COOPELESCA R.L.) representada por Omar Miranda Murillo, cédula: 5-165-019, Gerente General.

Posición 1. Alcance Se apoya la propuesta de ampliar el alcance; sin embargo, se debe considerar lo siguiente:

Posición 1.1.

Debería haber consistencia en el texto de los alcances de todos los modelos tarifarios de generación privada con recursos renovables, para lo cual debería modificarse su redacción para que se lea igual, con excepción del tipo de fuente primaria de energía.

Respuesta Existen metodologías que por la naturaleza de la fuente primaria a que se refieren deben contener criterios particulares en lo que respecta al alcance, e incluso en lo referente a otras secciones, debido a la presencia de elementos diferenciadores como el factor de planta, capacidad instalada, tipo de inversión, etc. Aunque se realiza un esfuerzo por estandarizar las diferentes metodologías de generación privada, se considera que existen elementos particulares que deben mantenerse y, por tanto, los textos del alcance no aplican necesariamente igual para todas. Un ejemplo de lo anterior es la inclusión, de manera transitoria, de un texto que permita emplear las bandas de precios que se establecen en la metodología de generación con plantas hidroeléctricas nuevas para las tarifas para de fuentes de generación que utilicen la energía solar o los residuos sólidos, lo anterior hasta que se desarrollen y aprueben las respectivas metodologías.

Posición 1.2.

La referencia a condiciones similares a las que establece la Ley 7200, deja por fuera a generadores privados con capacidad mayor que 20 MW, a los cuales las empresas distribuidoras podríamos comprarles energía. Dado que el Sistema Eléctrico Nacional requiere con urgencia la incorporación de nuevas plantas de generación con recursos renovables, debería considerarse la posibilidad de ampliar el alcance de estos modelos para plantas con capacidades mayores a 20 MW, al menos, mientras no exista un modelo tarifario aprobado por ARESEP para tal fin.

Respuesta La posición presentada se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta, ya que las metodologías aquí modificadas se circunscriben a proyectos de tamaños iguales al Capítulo 1 de la Ley 7200.

Posición 1.3.

ARESEP utiliza como regla, para las cooperativas de electrificación, que el promedio de los precios de compra a otros generadores distintos del ICE, debe ser igual o menor que la tarifa T-SD, a la cual las cooperativas le compran la energía al ICE. Eventualmente, dado el nivel de la banda tarifaria definida por la ARESEP y sus posteriores ajustes, el precio de compra a los generadores privados, podría ser superior a la tarifa T-SD.

Considerando la importancia de esta energía para el sistema Eléctrico Nacional y en procura de incentivar nuevos proyectos de generación de energía mediante el uso de fuentes renovables, debería reconsiderarse la citada regla para las empresas distribuidoras distintas del ICE.

Por otra parte, dicha regla pretendía proteger a los usuarios del servicio que prestan esas distribuidoras. Sin embargo, en las condiciones actuales y las proyecciones de generación para los siguientes años, la regla iría en detrimento de nuestros usuarios, ya que, comprar energía a otros generadores reduciría la dependencia de la generación térmica y por lo tanto nuestros usuarios se verían menos afectadas por tal dependencia.

Respuesta En este caso particular, el Decreto Ejecutivo No. 29847-MP-MINAE-MEIC "Reglamento sectorial de servicios eléctricos", que se encuentra vigente, indica en el artículo 26 lo siguiente:

"Artículo 26.-De las tarifas para el servicio de generación. La tarifa de generación para venta a las empresas distribuidoras y a abonados que estén servidos en alta tensión, se definirá por los principios generales establecidos en el artículo 22 de este Reglamento.

Los costos de generación reconocidos por la compra de electricidad en bloque a las empresas distribuidoras, se establecerán con base en las tarifas vigentes que existen para ese mismo caso, de manera que no sobrepase otras opciones más económicas con que puede contar la empresa distribuidora.

En caso de que la empresa distribuidora genere con una planta de su propiedad, se le asignará a esta electricidad para efectos tarifarios, un valor que reconozca los costos y una rentabilidad razonable, pero que en ningún caso excederá la tarifa de compra de electricidad de menor costo existente en el mercado.

El cálculo del costo de las compras de electricidad debe permitir que las empresas distribuidoras tengan incentivos para contratar en forma económica el suministro de energía en bloque y a la vez, que parte de las ventajas en el precio de compra se apliquen en beneficio de los usuarios finales." Como se observa, las decisiones de compra de energía eléctrica de las empresas distribuidoras, no solo deben ser orientadas a la oportunidad de dependencia o no de un recurso, sino también deben considerar la mejor opción económica para el beneficio de sus usuarios finales.

Posición 2. Estabilidad de precios Posición 2.1.

Se considera conveniente que se otorgue la mayor estabilidad a los precios que se fijen con estos modelos tarifarios, para que los potenciales compradores (COOPELESCA) no se vean afectados por cambios abruptos en los precios de compra a los generadores privados y tampoco nuestros usuarios, para lo cual podría pensarse en una indexación de las tarifas usando índices razonables y uniformes para todos los modelos tarifarios.

Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de presentar su propuesta.

En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia del Contrato.

La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.

Posición 3. Indexación de los costos de inversión Llama la atención que no se defina con precisión la regla de indexación para los costos de inversión, lo cual agrega incertidumbre a los posibles precios que se pagarán a futuro.

Además, se menciona que las bases de datos excluyen los valores extremos, sin que se indique cómo se calcularán esos valores extremos y no se definen las reglas para la conformación de las bases de datos.

Así mismo, considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medidas las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 4. Ampliación del alcance Nos oponemos a la ampliación del alcance, para que el modelo de plantas hidro nuevas se aplique a plantas de generación con otras fuentes de energías renovables, para las que la Autoridad Reguladora no haya aprobado un modelo tarifario específico.

Lo anterior, debido a que sería desatender radicalmente el principio de servicio al costo establecido en el artículo 3 de la ley 7593, por cuanto, una planta de generación con una fuente de energía primaria distinta de la hidroeléctrica, tiene costos que pueden ser muy diferentes a los de una planta hidro, lo cual, a su vez, implica que podría pagarse un sobre precio o bien pagársele por debajo de sus costos, o que atentaría contra su equilibrio financiero.

Por otra parte, habría una gran incertidumbre respecto a la estructura tarifaria que aplicaría la ARESEP en esos casos, lo que puede cambiar, radicalmente los resultados económicos, tanto para el comprador como para el vendedor, dependiendo del tipo de fuente de energía y tecnología que se trate.

Tanto el ICE como nuestra empresa, tienen interés en comprar energía eléctrica de generadores privados que utilicen otras fuentes de energías renovables diferentes a las que hoy disponen de un modelo tarifario aprobado por ARESEP, como podrían ser la energía solar fotovoltaica, la geotérmica de baja entalpia o bien la producida a partir de desechos sólidos municipales.

Mientras que la misma Autoridad Reguladora ha manifestado la necesidad que tiene el Sistema Eléctrico Nacional de generación de electricidad con otras fuentes renovables de energía, de manera tal que si realmente se quiere incentivar las inversiones en otras fuentes de energías no convencionales, lo correcto sería que la ARESEP apruebe los modelos tarifarios específicos para otras fuentes de energía, incluyendo su estructura tarifaria, para evitar la incertidumbre que frenan las inversiones.

Respuesta Los cambios incluidos en este documento amplían el alcance, con el objetivo, que de manera transitoria se aplique la banda de precios resultante para plantas hidroeléctricas nuevas a fuentes no convencionales. Lo anterior, pretende dar una opción a los nuevos inversionistas con fuentes renovables y no convencionales de energía, como la energía solar y la energía generada a partir de desechos sólidos, para realizar y promover inversiones en este tipo de fuentes, al mismo tiempo que la ARESEP trabaja en la elaboración de las metodologías particulares para generación solar y mediante desechos sólidos. Las metodologías resultantes considerarán las condiciones y características específicas de cada fuente particular. Lo que se utilizaría es la banda tarifaria de plantas hidro, no su estructura.

Posición 5. Definición de plantas nuevas La definición plantas nuevas incluidas en el modelo para plantas hidro nuevas, debe revisarse, ya que deja la duda, de si para una planta hidro con un año más de operación le aplica el modelo de plantas nuevas o el modelo plantas existentes.

Respuesta Una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f.

referente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...)"El plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía. La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la ley. Si el ICE contratara la compra de energía por un lapso menor que 20 años, el inversionista estaría asumiendo el riesgo de no ser contratado posteriormente. Ese riesgo se reduce, en la medida en que se avance en los procesos de apertura del mercado eléctrico nacional y de creación del mercado eléctrico regional. "(...)

Posición 6. Actualización de los costos de inversión En cuanto a la actualización de los costos de inversión a considerar dentro de todos los modelos tarifarios, se debe señalar que es necesario, que se definan con precisión los índices que se utilizarán para tal efecto y no simplemente indicar que se hará con un índice representativo, lo cual significa que se deja al arbitrio de los técnicos de la ARESEP, creando incertidumbre a las partes involucradas, tanto al comprador como al vendedor.

No queda claro en los modelos tarifarios, cómo se conforman las bases de datos y cómo se calculan los costos de inversión y de explotación de las plantas.

Respuesta En la posición 3, se consigna la respuesta respectiva.

Posición 7. Respecto a las fuentes de información utilizadas para la tasa libre de riesgo y la prima por riesgo, los modelos indican:

Posición 7.1.

Pareciera que están desatendiendo a la teoría que sustenta el modelo CAPM, para el cual, una vez definido el periodo que se utilizará para el cálculo de la variable y su fuente de información, simplemente se toma el dato actualizado y se utiliza dentro de la fórmula del CAPM.

Si se revisa, el sitio de internet del profesor Damodaran de la Universidad de Nueva York, se encontrará todo el material teórico que explica cómo se obtienen los valores publicados y la consistencia que se requiere para las variables que se utilizan en el CAPM en cuanto a periodos incluidos en su cálculo. De manera que si la ARESEP desea modificar los preceptos del modelo CAPM, al menos debería fundamentar teóricamente por qué se aleja de los fundamentos teóricos de dicha metodología y en particular por qué solo para esas dos variables.

Respuesta La presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del enfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se refiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM consideran un periodo de tiempo suficientemente amplio dado que Damodaran publica datos mayoritariamente anuales.

Posición 7.2.

Por último, se debe tener claro que la fuente alternativa de información que se cita para la prima de riesgo: "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" no es una fuente de libre acceso (pública) y además no se explica en qué casos se utilizará dicha fuente de información.

Respuesta Es necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Si bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y presentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición la información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.

6. Esteban José Lara Erramouspe, cédula de identidad 1-0785-0994 Sobre modificaciones a resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010: "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existente (ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el instituto costarricense de electricidad" Es importante que se cambie el título de la misma metodología, ya que no es claro que se refiere a las plantas existentes antes de que se publicara la metodología, lo cual ocurrió hace más de tres años. Inclusive el mismo ICE ya ha tenido problemas para interpretar su aplicación.

Respuesta Una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años. (...)"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.

Posición 1. En el texto sustitutivo del inciso "3.6 Rentabilidad (Ke)", en lo referente a las fuentes de información debe ser más específico, ya que la dirección dada para los siguientes valores no están claras.

Posición 1.1. Tasa libre riesgo (KL) Al abrir la dirección dada se pide más información sobre los datos a obtener, y es necesario que el ARESEP aclare cuales son las escogencias correspondientes para evitar dudas de aplicación.

Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damodaran como fuente para obtener el CAPM.

Posición 1.2. Prima por riesgo (PR) Al abrir la dirección dada abre una página genérica de información, es necesario que el ARESEP aclare cuales y como acceder las fuentes adecuadas para evitar dudas de aplicación.

Posición 1.3.

En cuanto a la referencia alternativa el "Ibootson Cost of Capital Yearbook" es importante que se aclare la fuente oficial (hay varias e inclusive algunas piden tarjeta de crédito) y que debe ser el último que esté disponible, así como, el apartado dentro del libro bajo el cual se debe buscar la información a utilizar.

Respuesta Es considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 2. Actualización del monto de inversión en activos fijos En el texto sustitutivo del inciso "3.3.2 Fuente de información (...) Actualización del monto de inversión en activos fijos, en lo referente a la exclusión en las bases de datos de los valores extremos, el ARESEP debe aclarar si solo se refiere a los dos valores extremos de la muestra, o aplicará promedio simple y eliminará los valores fuera de la desviación estándar que se obtenga y recalculará el promedio simple sin estos datos, o si de acuerdo al método de regresión que utilice calculará la desviación correspondiente y eliminará los datos fuera de dicho ámbito y recalculará la regresión. Lo anterior debe ser claro, ya que en anteriores ocasiones hemos visto ejercicios de aplicación que cambian año a año.

Sobre modificaciones a resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto de 2011: "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" Posición 1. Costos de explotación Sobre la modificación propuesta en los "Costos de explotación (CE)", es importante que el ARESEP indique cuáles son los criterios para definir la regresión que "mejor se aproxima" en términos estadísticos/matemáticos para permitir la debida recreación del cálculo por parte de los regulados.

Posición 2. Rentabilidad sobre aportes al capital En el texto sustitutivo del inciso "Rentabilidad sobre aportes al capital (p)", en lo referente a las fuentes de información debe ser más específico, ya que la dirección dada para los valores no están claras, y deben revisarse tal y como se expuso anteriormente para la tasa libre riesgo (KL) (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15), para prima por riesgo (PR) (http://www.stern.nvu.edu/~adamodar y la referencia alternativa el "Ibbotson Cost of Capital Yearbook").

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

En caso de emplear Damodaran como fuente de información, se considera dejar el vínculo al sitio web y no una dirección electrónica particular, dado esta última puede cambiar o modificarse con el paso del tiempo.

Posición 3. Aspectos generales Generalidades sobre modificaciones a modificaciones planteadas a metodologías incisos a y b.

En general, para ambas metodologías tarifarias es necesario se tome en cuenta lo establecido por la misma Ley 7593 en su artículo 31:

En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa. Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público. La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente. De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables..." Nota: El subrayado no es parte del original.

Es claro, que debe introducirse esta indicación como parte de los textos de ambas metodologías presentadas, ya que ninguna de las metodologías es aplicable a casos particulares donde por razones no contempladas por los desarrolladores de las metodologías, deba estudiarse la aplicación de la misma en casos específicos.

Respuesta Las metodologías para fijar tarifas a los generadores privados, responden al criterio de fijación por industria, lo que implica que no es una fijación por empresa. En este sentido, es que se establece una banda tarifaria por parte de la ARESEP y las tarifas finales deben establecerse dentro de los límites de la misma.

El Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de junio del 2012 -Reglamento al capítulo I de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de compra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra respectivamente.

Posición 3.1. Tamaño de las plantas Sobre el mismo tema, ninguna de los cambios en las metodologías propuestas para plantas hidroeléctricas (nuevas o viejas) hace distinción conforme al tamaño de las plantas o las muestras utilizadas para referencia, y generaliza en forma arbitraria su aplicación. Es necesario que se incorpore el establecimiento de tractos y límites de las muestras de datos para poder disminuir el sesgo entre plantas pequeñas y grandes. Al mezclar referencias de plantas fuera del rango del Capítulo I de la Ley 7200 y sin distinción de su tamaño, el análisis introduce datos erróneos pasando por alto el efecto de las economías de escala, poder de mercado, eficiencia y otros.

Respuesta Como se menciona en la posición anterior, la metodología tarifaria aplica con criterio de fijación por industria. La exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y estará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.

Posiciones presentadas por 7. Azucarera El Viejo, S.A., representada por José Alvaro Jenkins Rodríguez cédula de identidad 2-367-664, con facultades de apoderado generalísimo.

8. Ingenio Taboga, representada por Adrián Rodolfo Guzmán Oreamuno, cédula de identidad número 1-0572-0515, con facultades de apoderado generalísimo.

Posición 1.

Mi representada apoya la modificación propuesta a los alcances de los modelos tarifarios de generación privada con fuentes no convencionales, en el sentido de que se puedan aplicar los modelos tarifarios para otras compraventas de energía entre agentes autorizados y regulados por la ARESEP. Dicha ampliación del alcance de los modelos tarifarios facilitarían que se realicen nuevas inversiones en generación con energías renovables que el Sistema Eléctrico Nacional requiere con urgencia.

Respuesta Se agradece el apoyo a la propuesta y su valiosa participación en este proceso.

Posición 2.

Considerando que las otras empresas distribuidoras pueden comprar a generadores privados de energía eléctrica con capacidades mayores que 20 MW, pareciera lógico que la ampliación del alcance de los modelos considere la venta por parte de generadores privados con capacidades mayores que 20MW, para lo cual el generador privado deberá obtener la concesión respectiva por parte del MINAE. De esa forma, también se podría obtener mayor aporte de energías renovables al sistema.

Respuesta La posición presentada se encuentra fuera de los alcances de la presente metodología, ya que las metodologías aquí modificadas se circunscriben a proyectos de tamaños iguales al Capítulo 1 de la Ley 7200.

Posición 3. Respecto a los concursos Para el caso de las empresas distribuidoras: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, Empresa de Servicios Públicos de Heredia y Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago, que son empresas públicas, no queda claro si éstas deberán realizar concurso públicos, similares a los que promueve el ICE, para poder contratar la compra de energía con los generadores privados, utilizando las bandas tarifarias, definidas en los modelos tarifarios.

Respuesta La presente propuesta de modificaciones a las metodologías para generadores privadas se refiere exclusivamente al método y forma de realizar las respectivas fijaciones tarifarias. La forma de realizar los concursos y contratos de compra y venta de energía queda fuera de los alcances de la presente metodología y depende de la normativa por la que se rija cada empresa.

Posición 4. Alcance Posición 4.1.

ARESEP debería ampliar la explicación de la ampliación del alcance, de modo que las reglas para todos los actores estén más claras y a la vez aprovechar para que el texto en todos los modelos sea el mismo.

Respuesta Existen metodologías que por la naturaleza de la fuente primaria a que se refieren deben contener criterios particulares en lo que respecta al alcance, e incluso en lo referente a otras secciones, debido a la presencia de elementos diferenciadores como el factor de planta, capacidad instalada, tipo de inversión, etc. Aunque se realiza un esfuerzo por estandarizar las diferentes metodologías de generación privada, se considera que existen elementos particulares que deben mantenerse y, por tanto, los textos del alcance no aplican necesariamente igual para todas. Un ejemplo de lo anterior, es la inclusión de manera transitoria de un texto que permita emplear las bandas que se establecen en la metodología de generación con plantas hidroeléctricas nuevas para fijar tarifas, de manera transitoria, para fuentes de generación que utilicen la energía solar o los residuos sólidos, lo anterior hasta que se desarrollen y aprueben las respectivas metodologías.

Posición 4.2.

Respecto a la ampliación del alcance del modelo de plantas hidro nuevas para otras fuentes de energía renovables, para las cuales la ARESEP no ha aprobado un modelo tarifario, se considera que no es la solución correcta, ya que, cada fuente de energía primaria implica costos que pueden ser muy diferentes a los de una planta hidro y además no se tendría certeza de la estructura tarifaria a aplicar, lo cual resulta determinante para establecer la factibilidad de los proyectos de inversión y además implicaría abrir un nuevo expediente para su discusión lo que demoraría mucho tiempo.

Debido a que el ICE ha expresado su interés de contratar generación privada con fuentes renovables diferentes a las que hoy disponen de un modelo tarifario aprobado por ARESEP, como son la solar fotovoltaica u otro tipo de biomasa a la cual no le sea aplicable los modelos aprobados y la misma ARESEP ha expresado la necesidad que tiene el Sistema Eléctrico Nacional de esta generación, es que se requiere que, en el corto plazo, la ARESEP, apruebe los modelos tarifarios aplicables a esas otras fuentes de energías renovables.

Por lo anterior, si lo que se quiere es incentivar nuevas inversiones en generación privada con otras fuentes de energía primaria, lo correcto sería que la ARESEP apruebe los modelos tarifarios para otras fuentes de energía, incluyendo su estructura tarifaria.

Posición 4.3.

De acuerdo con todos los antecedentes de los modelos tarifarios que se pretende modificar, la utilización por parte de la ARESEP de las bandas tarifarias de referencia, obedeció a que con los concursos públicos que realizaría el ICE habría competencia, la cual genera precios más bajos, cercanos al costo marginal. Esta es una forma indirecta para que ARESEP cumpla con el principio de servicio al costo establecido en la Ley 7593.

Sin embargo, desde el punto de vista económico, los concursos representan una competencia por el mercado, lo que no es igual que la competencia en el mercado, como es el caso de los precios de los combustibles que se venden en los aeropuertos, donde se requiere estar ajustando las bandas de precios de acuerdo con las condiciones de competencia internacional y sobre todo en un mercado con tanta volatilidad de precios, como es el caso de los combustibles.

En el caso de las compra ventas de energía de los generadores privados con el ICE, el generador privado participa en un concurso público, donde oferta un precio, bajo unas condiciones económicas del momento del concurso, incluyendo las bandas tarifaria definidas de previo por la ARESEP y, de resultar adjudicado, deberá firmar un contrato de largo plazo para la venta de electricidad. Ese contrato obliga al generador en ese momento a realizar inversiones intensivas en capital que requieren financiamiento (de largo plazo) y que implican unos costos hundidos. O sea que el generador privado con base en las condiciones económicas y las bandas tarifarias de referencia del momento, compromete su capital, ofertando un precio que le permitirá recuperar todos sus costos y obtener una ganancia justa y razonable.

Dado que el concurso se realiza una sola vez, no resulta consistente que se le varíen las condiciones, sobre todo las de las bandas tarifarias en los periodos subsecuentes.

Respuesta El Decreto 37124-MINAET publicado en el Alcance No 72 del Diario Oficial la Gaceta del 5 de junio del 2012 - Reglamento al capítulo I de la Ley N0 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela- establece en su artículo 20 y 21 los procesos de formalización de contratos de compra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra respectivamente:

Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de presentar su propuesta.

En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia del Contrato.

Posición 5. Actualización de costos Existen diferencias en cuanto a los índices utilizados en los diferentes modelos tarifarios, las fórmulas y las fuentes de información de dichos índices, por lo que se pueden estar creando diferencias (discriminación no justificada) en el trato para la actualización de los costos; por lo que esos elementos debieran unificarse y definirse con la mayor precisión posible para evitar la discrecionalidad de los técnicos de la ARESEP a la hora de aplicar las fijaciones con carácter extraordinario.

Respuesta Precisamente, la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privadas con recursos renovables, tiene como objetivo unificar y estandarizar criterios. Los criterios que se definieron estandarizar, unificar y modificar, se encuentran en la justificación y alcance la propuesta.

Por otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.

Posición 6. Factor Ambiental La Junta Directiva de la ARESEP aprobó un factor ambiental para el modelo de plantas hidro existentes, lo cual se considera como un paso importante en cuanto al incentivo de las energías renovables. Sin embargo, se considera discriminatorio que no se incluya en las otras metodologías tarifarias de generación privada.

Además, se debería aprovechar, no solo para incluir el factor ambiental en todos los modelos tarifarios, sino también para que se realice el cálculo del valor correspondiente para que se incorpore en la tarifa.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

Posición 7. Actualización de los costos de inversión En cuanto a la actualización de los costos de inversión a considerar en los modelos tarifarios, se debe señalar que es necesario, que se definan con precisión los índices que se utilizarán para tal efecto y no simplemente indicar que se hará con un índice representativo, lo cual significa que se deja al arbitrio de los técnicos de la ARESEP, creando incertidumbre a las partes involucradas, tanto al comprador como al vendedor. Se debe recordar que cada aspecto que genere incertidumbre en las tarifas, hacen que el costo de financiamiento se incremente y por lo tanto los precios que finalmente pagaran los usuarios finales del servicio de suministro de electricidad.

Respuesta ES necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, por lo que se considera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 8. En cuanto al cálculo de la rentabilidad, los modelos tarifarios hacen referencia a lo siguiente:

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

Sin embargo, dentro de dicho texto no se explican las razones que tiene la ARESEP para tomar valores de las variables tasa libre de riesgo y prima por riesgo de fuentes de información públicas y serias y aplicarles cálculos adicionales, distorsionando lo que establece la teoría sobre el CAPM. En la abundante literatura sobre el CAPM, se pueden encontrar las diferentes opciones para calcular los valores de las variables usadas y la consistencia en cuanto a los periodos de los datos a partir de los cuales las fuentes de información reconocidas publican los valores actualizados de dichas variables. Por otra parte, la fuente alternativa de información Ibbotson Cost of Capital, no es pública y crea, de nuevo, incertidumbre en cuanto a cuándo se usará dicha fuente alternativa.

Respuesta La presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del enfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se refiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que considere correctamente la información anual presentada por Damodaran para tales variables.

Si bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y presentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP asegurará pondrá a disposición la información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.

Posición 9.

Respuesta En la posición 8 anterior se dio respuesta a este tema.

9. Molinos de Viento del Arenal, S.A., P.H. Don Pedro, S.A., y P.H. Río Volcán, representada por José Benavides, cédula de identidad número 1-0478-0037, en su condición de presidente de las citadas compañías Posición respecto a la propuesta de modificación de las metodologías de fijación de tarifa para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables.

Posición 1. En lo referente al Cálculo de la rentabilidad sobre aportes al capital mediante el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés) se presentan los siguientes Posición 1.1: propuesta de modificación - Fuentes de información:

Para la obtención de los valores correspondiente a las variables macroeconómicas de prima por riesgo (PR), riesgo país (RP) y beta desapalancada (βd), se indican dos posibles fuentes de información: el sitio web del Dr. Aswath Damodaran, y el Cost of Capital Yearbook publicado por Ibbotson.

Para evitar posibles subjetividades, es necesario definir e indicar expresamente en la metodología, cuál de las dos es la fuente que se deba utilizar. Adicionalmente, la fuente de Ibbotson se publica de manera anual durante el mes de marzo, por lo que no es posible contar con información real en tiempo real que permita dar seguimiento preciso a la variación en la fijación tarifaria.

Solicitud: Establecer como fuente a utilizar, la publicada en el sitio web de Dr. Aswath Damodaran. Adicionalmente publicar anualmente y previo a la fijación tarifaria, los valores precisos que Aresep utilizará para la fijación de las tarifas.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Si bien el Ibbotson, así como, otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y presentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá a disposición la información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público.

Posición 1.2: Propuesta de modificación - Tasa libre de riesgo (KL) La propuesta de modificación establece que el valor a utilizar para la tasa libre de riesgo (KL) corresponderá a la tasa nominal de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con el mismo plazo al que se calcula la prima por riesgo. Sin embargo, no es claro respecto los datos a utilizar, considerando que en el sitio web del Dr. Aswath Damodaran.

Solicitud: Considerando que es una práctica usual dentro del sector utilizar plazos de 20 años, se sugiere establecer los valores de Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) a un plazo de 20 años como el valor a utilizar para la tasa libre de riesgo (KL).

Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damodaran como fuente para obtener el CAPM.

Posición 1.3. Propuesta de modificación - Prima por riesgo (PR) Comentario: La propuesta de modificación establece que el valor a utilizar para la prima de riesgo (PR) corresponderá al promedio de los valores disponibles en el sitio web del Dr. Aswath Damodaran. Sin embargo, la fuente indicada publica dos tipos de prima por riesgo: ERP Trailing 12 months (ERP T12m) y ERP Smoothed.

De acuerdo con las modificaciones planteadas, para la estimación del valor de PR a utilizar, deberá considerarse una serie histórica igual a 5 años. No obstante se ha identificado que los datos disponibles de ERP Smoothed, instrumento seleccionado por la ARESEP en la última fijación tarifaria de generación privada eólica nueva, no cumplen con este criterio ya que la información disponible data desde 2012.

Solicitud: Establecer la utilización de los valores de ERP Trailing 12 months (ERP T12m) publicadas en el sitio web del Dr. Aswath Damodaran para la estimación del valor de PR, considerando que cuenta con más datos históricos publicados (a partir de setiembre 2008) así como publicar anualmente y previo a la fijación tarifaria, los valores precisos de PR a utilizar para la fijación de las tarifas.

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Se aclara que en el caso del Profesor Damodaran los valores para la prima por riesgo están dados y lo que se propone es utilizar un promedio del valor anual observado para los últimos 5 años anteriores a la fijación tarifara.

Posición 1.4. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Serie histórica Comentario: La propuesta de modificación indica que para la estimación de los valores a utilizar de Tasa libre de riesgo (KL), prima por riesgo (PR), riesgo país (RP) y beta desapalancada (βd) deberán utilizarse valores históricos de los 5 años más recientes para los que se disponga información. Sin embargo no se precisa si el histórico de 5 años corresponde a años calendario (datos recabados desde 1 enero a 31 diciembre) o corresponde a los últimos 60 meses previos a la fijación tarifaria.

Solicitud: Establecer que el histórico de 5 años corresponde a los 60 meses previos a la fijación de tarifas a fin de dar mayor transparencia al proceso de fijación de tarifas. Para el caso de las variables macroeconómicas que solamente son publicadas anualmente (riesgo país y beta desapalancada) y considerando que la variación de las mismas anualmente es mínima, establecer que el histórico de 5 años consista en los datos publicados anualmente correspondientes a años calendario (01 enero - 31 diciembre). Adicionalmente, publicar anualmente, y previo a la fijación tarifaria, los valores precisos de PR a utilizar para la fijación de las tarifas.

Respuesta Se emplean valores anuales para estimar el promedio, y corresponden a los valores observados para los 5 años anteriores a la fijación tarifaria.

Posición 1.5. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Apalancamiento financiero Comentario: La propuesta de modificación establece que para la estimación de la relación entre deuda y capital se deberá utilizar un promedio ponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la ARESEP. No obstante de acuerdo con la "Declaratoria de confidencialidad gestión de contratos para compra de energía al amparo del capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas" recientemente publicada por el ICE, se declara como confidencial la documentación financiera referente a la disponibilidad de los recursos financieros necesarios para completar los estudios del proyecto; por lo tanto la información sobre apalancamiento financiero no es pública, lo que no va en línea con lo establecido por ARESEP en la propuesta de modificación, en la que claramente indica que las fuentes de información deberán ser públicas y confiables.

Solicitud: Continuar utilizando valor de apalancamiento actual de 75%.

Respuesta La posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación metodológica. Por otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.

Posición 1.6. Disposición relacionada: propuesta de modificación - Sección 3.3.3 "Actualización del monto de inversión en activos fijos" Comentario: La propuesta de modificación establece que la actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará utilizando un índice de precios representativo; considerando que la muestra puede componerse de datos de proyectos nacionales e internacionales, es recomendable utilizar un índice representativo internacional.

Solicitud: Establecer la utilización del índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América (IPP-EEUU) para la actualización de los costos de inversión, por tratarse de un índice representativo internacional realista y conservador, con el propósito de que los administrados puedan tener claridad de cuál es el índice a utilizar para cada fijación.

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación, en este sentido, se considera necesario dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 2. En lo referente a la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", se presentan los siguientes comentarios.

Posición 2.1. Metodología - sección 3.2 "Costos de explotación" Comentario: La metodología establece que este valor se calcula mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación tanto de plantas nacionales como internacionales que se encuentren en operación; no obstante, actualmente no se establece una muestra de datos a utilizar de manera consistente para fijaciones posteriores, así como el tamaño que ésta debe tener para contar con datos representativos.

Solicitud: Establecer y publicar una muestra única con datos de proyectos nacionales e internacionales, ya construidos y en operación de acuerdo con las mejores prácticas disponibles, a utilizarse para estimar los costos de explotación de manera anual. Esta muestra deberá revisarse de manera anual y actualizarse de tal manera que incluya las nuevas plantas que paulatinamente se incorporen a los sistemas, así mismo deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones posteriores, indicando claramente el índice de precios a utilizar, así como, el procedimiento para actualización de costos. La muestra, así como el índice a utilizar, deberá publicarse anualmente, y previo a la fijación de tarifas para dar transparencia al proceso.

Posición 2.2. Disposición relacionada: metodología - sección 3.3 "Costos de inversión" Comentario: La metodología establece que este valor se calcula mediante la determinación de una muestra de los costos de inversión tanto de plantas nacionales como internacionales; no obstante, actualmente no se establece una muestra de datos a utilizar de manera consistente para fijaciones posteriores, así como el tamaño que ésta debe tener para contar con datos representativos.

Solicitud: Establecer y publicar una muestra única con datos de proyectos nacionales e internacionales, ya construidos y en operación de acuerdo con las mejores prácticas disponibles, a utilizarse para estimar los costos de inversión de manera anual. Esta muestra deberá revisarse de manera anual y actualizarse de tal manera que incluya las nuevas plantas que paulatinamente se incorporen a los sistemas, así mismo, deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones posteriores, indicando claramente el índice de precios a utilizar, así como el procedimiento para actualización de costos. La muestra, así como el índice a utilizar, deberá publicarse anualmente, y previo a la fijación de tarifas para permitir posiciones de los afectados y dar transparencia al proceso.

Respuesta En la respuesta a la posición 2.2 anterior se da respuesta a lo relacionado con la definición de la muestra. Asimismo, en la posición 1.6, de este numeral 9 se consigna respuesta al tema de actualización mediante índices de precios.

Posición 2.3. Disposición relacionada: metodología - sección 3.4 "Factor de planta" Comentario: La metodología establece que este valor se calcula a partir de los valores de factor de planta de una muestra compuesta por proyectos nacionales; no obstante, actualmente no se establece una muestra de datos a utilizar de manera consistente para fijaciones posteriores, así como el tamaño que ésta debe tener para contar con datos representativos.

Solicitud: Considerar como muestra, los proyectos nacionales utilizados para la determinación de los costos de explotación. En caso de que no pueda ser posible por falta de información, publicar la muestra a utilizar para estimar el factor de planta, esta muestra deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones posteriores. La muestra deberá publicarse anualmente, y previo a la fijación de tarifa para permitir posiciones de los afectados y dar transparencia al proceso.

Respuesta Respuesta consignada en la posición 2.1 de este umeral.

Posición 2.4. Disposición relacionada: metodología - sección 3.4 "Factor de planta" Comentario: La metodología establece que deben considerarse los valores de factor de planta de los últimos tres años disponibles, sin embargo, utilizar un histórico de tres años no es representativo para el caso de las energías que se basan en fuentes intermitentes y fluctuantes de generación como son las energías renovables (solar, eólica e hidráulica), que pueden verse afectadas por diversos fenómenos como sequías y cambios en la velocidad del viento.

Solicitud: Definir una serie histórica de 10 años para la estimación del factor de planta a fin de que este valor sea más representativo.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

Posición 5. Disposición relacionada: metodología - sección 3.4 "Repotenciación" Comentario: La metodología de fijación de tarifas actual, no considera la repotenciación de los equipos y los costos asociados a esto. A medida que la industria renovable se desarrolla, una de las alternativas para el desarrollo y mantenimiento consiste en la repotenciación.

Solicitud: Actualmente la legislación europea otorga un beneficio por repotenciación que consiste en un bono (5?/MWh), el cual se añade a la tarifa convencional. De este modo se incentiva el cambio a modelos más eficientes y que ofrecen una alternativa financiera más atractiva que el seguir operando con equipo antiguo. A fin de incentivar la repotenciación, solicitamos definir una metodología que permita estimar un factor de repotenciación a fin de ser considerado dentro de la fijación de las tarifas.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera del alcance de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada. Las fijaciones tarifarias son por industria, no se realizan fijaciones individuales.

Posición 3. En lo referente a la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", se presentan los siguientes comentarios:

Posición 3.1. Disposición relacionada: metodología - "Costos de explotación" Comentario: De acuerdo con la metodología, el valor de costo de explotación se determina mediante el ejercicio de una regresión a partir de los datos de costos de inversión y capacidad instalada incluidos en una muestra de proyectos hidroeléctricos nacionales, sin embargo es necesario indicar el tipo de regresión a utilizar, así la muestra a utilizar con el fin de obtener resultados más representativos y confiables.

Solicitud: Establecer y publicar una muestra única con datos de proyectos hidroeléctricos nacionales a utilizar para estimar los costos de explotación de manera anual, esta muestra deberá utilizarse de manera consistente para fijaciones posteriores, indicando claramente el índice de precios a utilizar, así como el procedimiento para actualización de los costos. Con respecto a la regresión a utilizar, se ha identificado que la regresión logarítmica representa de mejor manera la curva que relaciona la capacidad instalada y costos de explotación, por lo que se sugiere establecer ésta como la regresión a utilizar. Adicionalmente, deberá publicarse anualmente, y previo a la fijación de las tarifas, la muestra a utilizar para la estimación de costos, el índice de precios a utilizar, así como el procedimiento de actualización, la regresión a utilizar (en caso de no ser aceptada nuestra propuesta) y el procedimiento de cálculo de ésta (indicando exclusiones a la muestra), a fin de dar transparencia al proceso y aceptar posiciones de las partes afectadas respecto a esa muestra, antes de la fijación.

En relación a la muestra se ha dado respuesta en la posición 2.1 de este numeral.

Posición 3.2. Disposición relacionada: metodología - Apalancamiento financiero. Comentario: La metodología establece que para la estimación de la relación entre deuda y capital se deberá utilizar un promedio ponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la ARESEP. No obstante de acuerdo con la "Declaratoria de confidencialidad gestión de contratos para compra de energía al amparo del capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas" recientemente publicada por el ICE, se declara como confidencial la documentación financiera referente a la disponibilidad de los recursos financieros necesarios para completar los estudios del proyecto; por lo tanto la información sobre apalancamiento financiero no es pública, lo que no va en línea con lo establecido por ARESEP en la propuesta de modificación, en la que claramente indica que las fuentes de información deberán ser públicas y confiables. Solicitud: Continuar utilizando el valor de apalancamiento actual de 75%.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera del alcance de la propuesta de modificación metodológica. Por otra parte, el que algunos cálculos queden abiertos a cierta discrecionalidad por parte de técnicos, por el tipo de información que se cuenta o por la variabilidad de la misma, por un lado no exime a estos a que los mismos deben estar muy bien justificados a la hora de aplicar el modelo y calcular la tarifa, y por otro no impide su revisión por parte de los interesados, toda vez que el informe técnico con los mismos se somete al proceso de audiencia pública, mediante la cual se puede opinar sobre los cálculos efectuados.

Posición 3.3. Disposición relacionada: metodología - Factor ambiental Comentario: La Ley 7593 en su artículo 31 establece que el criterio de sostenibilidad ambiental, así como los costos y servicios ambientales, deberán ser elementos a considerar en la fijación de las tarifas de los servicios públicos. Adicionalmente, ARESEP ya ha identificado la necesidad de establecer un factor ambiental en las tarifas de los servicios públicos, así como instrucciones para que la propuesta de factor ambiental se defina e incluya en la tarifa; no obstante, la definición del factor ambiental se ha pospuesto indefinidamente y éste no ha podido ser incluido en la fijación de las tarifas.

Solicitud: Iniciar el procedimiento de convocatoria y realización de audiencia pública para la aprobación y establecimiento de la metodología para la estimación del factor ambiental para su pronta inclusión dentro de la fijación tarifaria tanto de proyectos nuevos, como de proyectos existentes de generación renovable.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

10. Desarrollo Solar Papagayo y Desarrollo Solar Nacascolo, representada por Enrique Alberto Morales González, cédula de identidad número 1-0606-0457. Presidente con facultades de apoderado generalísimo en ambas sociedades Posición 1.

La tarifa que se propone utilizar para las plantas que produzcan con fuentes no convencionales de energía para las cuales no existen definidas metodologías específicas - como en el caso de la energía solar-, en los términos en que está planteada es poco recomendable en tanto cada medio de generación posee características técnicas y económicas que los diferencian sustancialmente, y que se analizarán en los siguientes acápites.

Posición 2. Factor de Planta En la metodología para el cálculo de tarifas hidroeléctricas nuevas se utiliza un Factor de Planta del sesenta por ciento (60%), que es muy distante de la realidad para la energía solar, ya que en esta tecnología el factor de planta ronda un porcentaje del catorce al veintitrés por ciento (14%-23%).

Respuesta El análisis del factor de planta se encuentra fuera del alcance de la presente metodología.

Posición 3. Costos de explotación Los costos de operación y mantenimiento de planta propuestos por ARESEP son de doscientos dieciséis dólares por kilovatio ($216/kw), nuevamente tomando como referencia la generación hidroeléctrica. Sin embargo, estos costos de explotación y mantenimiento, en el caso de la energía solar son considerablemente inferiores, ya que rondan los cincuenta dólares por kilovatio ($50/kw), siendo así, la utilización de los costos de operación y mantenimiento de la tecnología hidroeléctrica, eliminaría cualquier ventaja competitiva de la energía solar sobre la hidroeléctrica.

Respuesta La presenta metodología propone ampliar el alcance de las metodologías de tarifas fijadas para proyectos hidroeléctricos privados, para ser empleadas en las fijaciones de fuentes no convencionales de energía como la solar y la generación mediante desechos sólidos, únicamente de forma transitoria mientras la ARESEP desarrolla las respectivas metodologías. Al respecto, se amplía en la posición 1 de este numeral.

Posición 4. Monto de la inversión unitaria La inversión para proyectos hidroeléctricos es en promedio de tres mil diecisiete dólares por kilovatio ($3017/kw), mientras que para una planta solar este costo se reduce a un monto que ronda los dos mil quinientos dólares por kilovatio ($2500/kw), disminución que nuevamente no se vería reflejada en la tarifa.

Respuesta En la posición 3 de este numeral se ha dado respuesta al tema.

Posición 5.

Al calcular el monto de la inversión tomando en consideración únicamente proyectos hidroeléctricos, la desviación estándar carece de fundamento para proyectos solares. Esto resulta crucial por cuanto dicha desviación es la que dicta el tamaño de las bandas, y la fijación de la tarifa únicamente tomando en cuenta la energía hidroeléctrica, perjudica especialmente a otras tecnologías como el caso de la energía solar.

Al realizar un ejercicio tomando esta metodología de cálculo de tarifa y colocar variables propias de la tecnología solar, obtenemos una tarifa que ronda los diecisiete centavos de dólar por megavatio hora ($0,17/kwH).

Posición 6.

Petitoria: Por los motivos expuestos, solicitamos se proceda a rechazar la metodología de cálculo propuesta y en su lugar se fijen tarifas diferenciadas para cada tecnología, que tomen en consideración las particularidades propias de cada una de ellas.

Respuesta En la posición 3 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la banda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación transitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a partir de residuos sólidos. Las recomendaciones son tomadas en consideración para el desarrollo metodológico que la ARESEP realiza en materia de generación solar y a partir de desechos sólidos.

11. Asociación Costarricense de Energía Solar (ACESOLAR), representada por Carlos Meza Benavides, Cédula de Identidad número 1-1016-764, representante judicial y extrajudicial Posición 1. Fundamentación técnica Las tecnologías solar e hidroeléctrica tienen importantes diferencias relacionadas con sus costos y funcionamiento, las cuales según nuestra legislación necesariamente se deben reconocer en los modelos tarifarios.

La aplicación del modelo tarifario para plantas hidroeléctricas nuevas a plantas de generación solar tal y como lo sugiere la ARESEP en la presente propuesta, carece de fundamentación técnica pues no explica cómo va a conciliar dichas diferencias. Desde nuestra perspectiva, existen variables que son muy distintas y pueden afectar sensiblemente la tarifa final.

Posición 1.1.

La radiación solar está disponible solamente durante horas del día y su factor de planta depende de las condiciones de radiación solar de cada localidad, dichos valores usualmente rondan entre el 15 - 28% (según OpenEI, una plataforma en línea abierta que recolecta información sobre las energía renovables de distintas fuentes alrededor del mundo). Otros estudios (IEA, 2010) citan rangos de entre el 11 - 23% dependiendo de la localidad; IRENA menciona un 20% como promedio (IRENA, 2012); entre muchas otras fuentes. En la metodología para el cálculo de tarifas hidroeléctricas nuevas se utiliza un factor de planta del 60%. Esto es muy distante de la realidad en el caso de la energía solar, ya que en esta tecnología el factor de planta ronda los 17%-20%.

Respuesta En la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición respecto a la utilización de la banda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación transitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a partir de residuos sólidos.

Posición 1.2.

Costos de Explotación: Se refieren a los costos de operación y mantenimiento de una planta. En este caso se consideran $216 por kW, lo cual es muy distante a los costos solares, que deben rondar los $50/kW.

Posición 1.3.

Costo nivelado de la electricidad: Dadas las diferencias en costos de operación y mantenimiento existentes entre plantas hidroeléctricas nuevas y centrales fotovoltaicas, así como su diferencia en factor de planta anteriormente expuesto; hacen que el costo nivelado de electricidad, p.ej. cuánto cuesta generar 1 kWh, difieren considerablemente, y tal como lo ha hecho la ARESEP debe existir una diferenciación por tecnología.

Posición 2.

Que no se aplique el modelo tarifario para plantas hidroeléctricas nuevas aprobada mediante resolución núm. RJD-152-2011 del 10 de agosto del 2011, para establecer las tarifas de la generación eléctrica con sistemas FV.

Respuesta En la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta a esta posición respecto a la utilización de la banda tarifaria definida para los proyectos de generación privada hidroeléctrica y su aplicación transitoria a proyectos con fuentes no convencionales como la generación solar y la generación a partir de residuos sólidos.

Posición 3. Inobservancia de los principios generales para la fijación de tarifas De conformidad con el artículo 31 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley núm. 7593, la fijación de tarifas debe establecerse con base en principios objetivos que tomen en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, la tecnología, las posibilidades del servicio, y el tamaño de las empresas prestadoras. Adicionalmente, se debe observar el principio del servicio al costo, así como criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia.

Por su parte, el artículo 22 del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, Decreto Ejecutivo núm. 29847-MP-MINAE-MEIC establece:

"Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo" El artículo 23 señala que con base en los principios, objetivos y obligaciones establecidos en la Ley No 7593, la ARESEP debe aprobar y controlar la estructura tarifaria y tarifas de los servicios, de forma que permitan la operación óptima, la eficiencia económica, el suministro del servicio a niveles aceptables de calidad, la expansión y mejora del servicio; al menor costo y acorde con las necesidades del mercado de los servicios de la energía eléctrica.

En el considerando vi) de la justificación de la propuesta en análisis, la ARESEP señaló que "en el país no existe experiencia en la generación con celdas FV de última generación". Por consiguiente, "la ARESEP debe recurrir al apoyo de especialistas externos para desarrollar las metodologías tarifarias". Es decir, la ARESEP reconoce que en estos momentos no cuenta con la capacidad técnica para tomar decisiones complejas en este tema.

En ese sentido, nos preocupa que la ARESEP no cuente con información objetiva, actualizada y representativa para adaptar el modelo propuesto a la generación con sistemas FV. Por ello, se afirma que la aplicación del modelo propuesto no garantiza la aplicación de los principios básicos establecidos por la legislación. Es decir, la aplicación del modelo tarifario tal y como se propone no garantiza el establecimiento de la tarifa de forma objetiva, no es predecible que la tarifa vaya a reflejar una "rentabilidad razonable para la industria eléctrica" ni le da seguridad a los usuarios que la tarifa fue establecida siguiendo principios de servicio al costo y eficiencia económica.

Respuesta En la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta esta posición.

Posición 4. Medida ineficaz para cumplir el fin de facilitar el desarrollo de mercados de venta de energía solar.

En el considerando vii) de la justificación de la propuesta en análisis, la ARESEP visualiza esta medida como una opción para facilitar desde su ámbito de competencia, el desarrollo de los mercados de venta de electricidad con fuentes limpias. Consideramos que es muy probable que esa medida no sea la idónea para promover la generación y venta de energía solar tal y como lo pretende la ARESEP.

Respuesta En la posición 1 de este numeral se ha dado respuesta a esta posición. Se recalca que la medida es transitoria hasta el momento en que la ARESEP tenga desarrolladas las metodologías tarifarias para fuentes de generación solar.

12. El Ángel S.A., representada por Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad 8- 076-703, con facultades de apoderado generalísimo Argumentos de Posición: Nuestros argumentos se refieren al punto c) de la propuesta de cambio, el cual contiene las modificaciones propuestas para la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, aprobada mediante resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto del 2011". En concreto nos vamos a referir a dos temas:

Posición 1. En relación con la definición de planta nueva Vacío legal para fijar las tarifas de plantas reconstruidas por caso fortuito o fuerza mayor Posición 1.1 Actualmente, la ARESEP fija las tarifas de plantas hidroeléctricas con base en dos metodologías: i) metodología para plantas hidroeléctricas existentes aprobadas mediante resolución N° RJD-009-2010 del 7 de mayo del 2010 (en adelante, "metodología para plantas existentes", ii) metodologías para plantas hidroeléctricas nuevas, según resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto del 2011 (en adelante, "metodología para plantas nuevas").

De esta manera, en la actualidad, cualquier generador de energía hidroeléctrica que tenga un contrato de venta de energía con el ICE, debe adoptar o la tarifa fijada conforme a la metodología para plantas existentes, o la tarifa fijada conforme a la metodología para plantas nuevas.

No obstante, hay un tipo de planta que no se encuentran reguladas en el ámbito de las metodologías de fijación de tarifas de la ARESEP; aquellas plantas hidroeléctricas que han sido sustituidas o reconstruidas en su totalidad por motivos de fuerza mayor o caso fortuito. Según la regulación actual de ARESEP, una planta hidroeléctrica reconstruida en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor no puede ser considerada como existente ni como nuevas, pues la reconstrucción implica la renovación de la mayoría de sus componentes tangibles e intangibles.

Por ello, se afirma que hay un vació normativo que la ARESEP debe subsanar, pues con base en la Ley núm. 7593 y el Decreto Ejecutivo núm. 29847-MINAE-MEIC, está obligada a fijar las tarifas para las plantas hidroeléctricas que por caso fortuito o fuerza mayor se deban reconstruir Debido a lo anterior, la aplicación de la metodología para plantas existentes a una planta hidroeléctrica reconstruida sería ilegal, pues dicho modelo regularía una realidad completamente distinta a la de la planta reconstruida en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor. Ello resultaría en una tarifa insuficiente para cubrir los costos de generación.

Respuesta Los temas abordados en esta posición se encuentran fuera del alcance de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada. Sin embargo cabe aclarar que una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años.

(...)"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.

Posición 2. A la definición de planta nueva que incluye la Propuesta Posición 2.1 Ante la situación descrita, la ARESEP debe aplicar la metodología para plantas nuevas a las plantas hidroeléctricas que han sido reconstruidas debido acaso fortuito o fuerza mayor. Hay varios criterios admitidos por la doctrina para determinar que es caso fortuito y fuerza mayor 22:

2 Tribunal Contencioso Administrativo, Sección I, resolución núm. 319 a las 11:00 horas del 12 de octubre del 2001.

. Origen del evento: la fuerza mayor se debería a u n hecho de la naturaleza, mientras que en el caso fortuito se trataría de un hecho humano.

. Grado de imprevisibilidad del evento: el caso fortuito es un evento imprevisible; pero que aun utilizando una conducta diligente si se hubiera prevista sería inevitable. La fuerza mayor, es un evento que, aun cuando pudiera preverse es inevitable.

. Esfera en que tiene lugar el evento si el acontecimiento tiene lugar, se origina, en la empresa o círculo afectado, estaríamos en presencia de un caso fortuito. Si el acontecimiento se origina fuera de la empresa, o círculo afectado, con violencia tal que, considerado objetivamente, queda fuera de los casos fortuitos que deban preverse en el curso ordinario de la vida, estaríamos en presencia de la fuerza mayor.

En síntesis, la fuerza mayor es previsible pero inevitable y responde a hechos de la naturaleza, en tanto que el caso fortuito es imprevisible pero evitable y se debe a hechos de carácter humano.

Según se verá, desde el punto de vista legal y económico contable, una planta hidroeléctrica que ha sido construida nuevamente en su totalidad, es una edificación nueva y por lo tanto la aplicación de la metodología para fijar la tarifa a las plantas hidroeléctricas nuevas resulta razonable, ya que se acerca a la realidad de una planta reconstruida en su totalidad.

Respuesta En la posición 1.1 se consigna respuesta al tema planeado.

Posición 2.2. Definición para plantas nuevas La Propuesta de la ARESEP incluye una definición de planta nueva. Sin embargo, nos oponemos a la definición de planta nueva sugerida por esta Propuesta, pues no soluciona el vacío normativo ya que no incluye las plantas reconstruidas en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor. La definición de "planta nueva" propuesta es la siguiente:

"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" Dicha definición es inapropiada por las siguientes razones:

a)La definición hace referencia a la inversión en capital físico. No obstante, el término "capital físico" no se utiliza en la literatura financiero contable, y es inexistente en las normas internacionales de contabilidad y financieras, por lo que sería necesario una labor interpretativa para definir qué es capital físico.

La definición no aporta criterios claros, objetivos y determinantes para regular cuáles planta se podrían considerar nuevas y cuáles se deben de considerar como plantas existentes en caso de que por un evento de fuerza mayor o caso fortuito la planta se deba volver a construir.

Por el contrario, la definición da opción de pensar que a pesar de que una planta fue construida totalmente por haber sido destruida toda la obra civil anterior por evento de la naturaleza o cualquier otra causa de fuerza mayor o caso fortuito pueda no ser considerada nueva porque se encuentra en un terreno que fue utilizado por la planta siniestrada y por lo tanto, considerarse que ya participo en algún "proceso de producción de electricidad". Esto es aún más viable al no existir un concepto claro de qué es "capital físico".

b)Ausencia de justificación técnica de la propuesta gramatical de planta nueva Además de que el término capital físico es inexistente o al menos inusual contable y financieramente, la Propuesta no justifica las razones por cuales se llega a esa fórmula gramatical, lo que hace a un más difícil entender si la metodología para plantas nuevas aplica a los generadores con plantas en situaciones como la mencionada, y si no es así, cuales son las razones técnicas que llevaron a la ARESEP a excluirlas, o al menos a no incluirlas momentáneamente mientras se desarrolla una metodología que se justa cien por ciento a su realidad. Esto último es de gran relevancia ya que precisamente en esta Propuesta, la ARESEP con el fin de no dejar por fuera la generación de energía eléctrica de otras fuentes, propone aplicar al menos transitoriamente e la metodología de plantas hidroeléctricas nuevas a centrales que generan a partir de otras fuentes no reguladas tarifariamente, mientras se promulga una metodología que se ajuste a su realidad.
c)Todo lo anterior, genera incertidumbre y probablemente va a ocasionar que la ARESEP tenga que seguir interviniendo para decidir casuísticamente si una planta reconstruida en su totalidad por caso fortuito o fuerza mayor se considera nueva o no. Esto no solo es contrario a lógica de la propuesta que consiste en regular industrias y no empresas, sino que también atenta contra la seguridad jurídica del generador privado, pues no tiene certeza de que su nueva inversión va a ser reconocida en la tarifa.

Respuesta En la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.

Posición 2.3. Justificación de porqué una planta hidroeléctrica que ha sufrido por un evento de fuerza mayor o caso fortuito, y ha sido construida nuevamente, debe ser considerada como nueva.

Como a continuación se verá, existen criterios objetivos para considerar como nueva una planta hidroeléctrica que ha sido nuevamente construida para sustituir una planta que sufrió por caso fortuito o fuerza mayor.

Posición 3.1. Justificación contable De acuerdo con la Norma Internacional de Contabilidad 16 (NIC 16), que tiene como objetivo "... establecer el tratamiento contable aplicable al activo fijo, de forma que los usuarios de los estados financieros puedan conocer la información acerca de la inversión que la entidad tiene en activo fijo, así como los cambios que se hayan producido en dicha inversión", un bien se reconoce como elemento inmovilizado material (término equivalente a activo fijo a) cuando sea "probable que la entidad obtenga los beneficios económicos futuros derivados del mismo; y ... (b) el costo del activo para la entidad pueda ser valorizado con fiabilidad." Otra de las definiciones que da la NIC 16 complementaria a la anterior, define inmovilizado material o activo fijo como aquellos "activos tangibles que: (a) posee una entidad para su uso en la producción o suministro de bienes y servicios, para arrendarlos a terceros o para fines administrativos; y (b) que se esperan usar durante más de un período".

Como se desprende de lo anterior, una planta hidroeléctrica es un activo fijo en tanto permite que el generador obtenga beneficios económicos de su operación que le permite producir un bien durante varios periodos, además su costo puede ser valorizado.

Cuando este activo fijo sufre un daño ocasionado por caso fortuito o fuerza mayor, ese dato puede ser de diferentes magnitudes. Para efectos del objeto de la Propuesta y de esta Posición, nos interesan los daños graves.

a. Retiro en libros De acuerdo a las Normas Internacionales de Contabilidad, un bien considerado activo fijo deja de serlo cuando ya no puede generar beneficios económicos debido a que no puede ser usado para producir bienes.

Precisamente, cuando una planta hidroeléctrica sufre por causas de un evento que sea considerado caso fortuito o fuerza mayor, por lo mencionado, deja de ser un activo fijo al no poder generar beneficios económicos por no poder producir bienes. Al quedar el activo totalmente inutilizado debe de darse su baja en los libros por dos razones:

La Norma Internacional de Contabilidad 36 (NIC 36) establece que la pérdida por deterioro es el monto en que excede el valor de libros de un activo o su monto recuperable. Al no haber valor recuperable, la pérdida es el 100% del valor en libros. La NIC 36 establece que el valor en libros de una partida de activo fijo se eliminará de las cuentas cuando se enajene o cuando no se espere obtener beneficios económicos futuros por su uso o enajenación. La destrucción del activo imposibilita la generación de beneficios futuros.

En estos casos la planta se retira de los libros contables.

b. Reversión de una pérdida por deterioro Existen casos en donde el daño es igualmente grave a tal punto que deja la planta hidroeléctrica sin poder generar beneficios económicos, pero es posible recuperar algunos de los activos que la componen.

El valor recuperado de los activos no puede ser considerado como activo fijo y ni siquiera pueden ser considerados como un restablecimiento de la vida útil de la planta puesto que no constituyen por sí solos un grupo identificable de activos generadores de efectivo y son dependientes de otros activos o líneas de producción para generar tales beneficios económicos.

La inutilización de la planta por el evento clasificado caso fortuito o fuerza mayor no permite reutilizar el activo para producción, tampoco permite hacer cambios en las estimaciones utilizadas para determinar el importe recuperable del activo destruido, sino que siempre es declarado como pérdida total o casi. Por lo tanto en ningún momento es posible efectuar una reversión de la pérdida del activo fijo en los libros contables. La única forma de restablecer las operaciones es mediante la construcción y adquisición de casi la totalidad de unidades de generadoras de beneficios que no participaron de la operación anterior y que han quedado inutilizadas por el evento caso fortuito o fuerza mayor.

c- La construcción de una nueva planta a un en el sitio donde se encontraba la otra contablemente es considerada como una planta nueva En ambas situaciones anteriormente mencionadas, las NIC establecen que cuando un activo fijo (planta generadora de energía hidroeléctrica) ha dejado de generar beneficios económicos, aun cuando es posible rescatar algunos de sus activos y el generador decide reconstruirla, su reconocimiento en libros contables no se hará como una revaloración o recapitulación del antiguo activo ya que este desapareció, sino que se registra como un activo totalmente nuevo. Por lo tanto, contable y financieramente se trata de una planta nueva.

Justificación con base en la normativa de seguros: La normativa legal y técnica en materia de seguros siguen los lineamientos trazados por las NIC mencionados con anterioridad.

Cuando una planta hidroeléctrica ha sufrido un daño derivado de un evento calificado como caso fortuito o fuerza mayor, para efectos de seguro se considera pérdida total del activo fijo cuando los costos de su reparación son iguales o superiores al valor de los bienes inmediatamente antes de ocurrir el siniestro, lo que es coincidente con lo que establece la NIC 36 según ya se comentó.

No obstante, hay seguros que establecen un porcentaje de pérdida a partir del cual declaran la pérdida total como por ejemplo: http:/www.sugese.fi.cr/polizas_servicios/generales/G06A08369_Proteccion_Hogar Colones.p df Los contratos de seguro de obra civil terminada (plantas hidroeléctricas), según el cual se paga la indemnización del siniestro en plantas hidroeléctricas prevé esta regla de valoración de pérdidas en el artículo 18 del producto registrado bajo el número G06-44-A01-140 (http:/www.sugese.fi.cr/polizas/generales/versiones_anteriores/g06-44ª01 140_seguro_obra civil_terminada_dolares.pdf).

Indica literalmente el artículo 18 inciso b, apartado iii de la póliza mencionada:

Art. 18 inciso v, apartado iii lo siguiente: "(.) Sin embargo, si los costos para un daño son iguales o superiores al valor de los bienes inmediatamente antes de ocurrir el siniestro, éste se ajustará según el precedente inciso b".

La misma regla se establece en la póliza de seguro que el INS tiene para todo tipo de construcciones en su artículo 22, página 17:

(http:/www.sugese.fi.ce/polizas_servisios/generales/G07-29-A01-023-VLCR Seguro_Todo_ Riesto_Construccion_Dolares.pdf) Justificación con base en concepto de nuevo dado por la Real Academia Española Según el Diccionario de la Real Academia, se entiende por "nuevo" algo:

"/. adj. Recién hecho o fabricado.

2. adj. Que se ve o se oye por primera vez.

3. adj. Repetido o reiterado para renovarlo.

4. adj. Distinto o diferente de lo que antes había o se tenía aprendido.

5. adi. Que sobreviene o se añade a algo que había antes.

6. adj. Recién incorporado a un lugar o a un grupo. Es nuevo en el colegio.

7. adi. Principiante en una profesión o en alguna actividad.

8. adj. Dicho de un producto agrícola: De cosecha recentísima, en Posición al almacenado de cosechas anteriores. Patatas nuevas Trigo nuevo Maíz nuevo.

9. adj. Dicho de una cosa: Que está poco o nada deteriorada por el uso, por Posición a viejo...." Conforme a las anteriores definiciones, una construcción de una planta hidroeléctrica puede ser calificada de "nuevo" cuando está "recién hecho..." independientemente si ahí existió otro proyecto igual o similar, o si se está reconstruyendo.

Como se desprende del concepto 9, la diferencia entre algo "viejo" y algo «nuevo" tiene que ver con el tiempo y el uso que se le ha dado al objeto. Según la definición, algo nuevo es una cosa que tiene poco uso o está poco deteriorado por su uso.

De esta manera, es fácilmente identificable como los conceptos dados en materia entable de seguros y lingüística, son coincidentes, ya que cuando un activo fijo afectado por un evento considerado como fuerza mayor o caso fortuito deja de generar beneficios económicos futuros y su valor de restitución es igual o más alto es declarado pérdida total y por lo tanto retirado de los libros contables por lo que deja de existir contablemente. Si se construye un activo fijo similar al destruido, este no puede ser considerado ni contable, ni en materia de seguros ni por la Real Academia, como algo viejo, sino que es nuevo porque según esta última hasta recién hecho y tiene poco uso o deterioro.

Posición 4. Modificaciones a la Propuesta Consideramos que los inconvenientes anteriormente señalados de la Propuesta se pueden solucionar haciendo las siguientes modificaciones a la definición de planta nueva.

Posición 4.1. Sustituir el término "capital físico" Hay amplio consenso en la literatura económica sobre la definición de "capital" y "activo fijo" o "inmovilizado material". Sin embargo, no encontramos una definición oficial o unívoca de "capital físico". Es posible que ARESEP considere que capital es sinónimo de activo fijo. Sin embargo, no es claro que significa capital físico al no encontrarse referencias claras en la literatura ni en las normas contables y financieras, por lo que resulta en un concepto indeterminado que le resta claridad y precisión a la definición de "planta nueva". Por consiguiente, para reducir el ámbito de subjetividad e indeterminación sugerimos sustituir el término capital físico por "activo fijo" que sí se encuentra claramente definido por normas contables.

De conformidad con la norma NIC 16, un activo se considera un activo fijo si cumple con dos criterios: i) le permite a la entidad obtener beneficios económicos futuros derivados de sí mismos, ii) su costo puede ser valorizado con fiabilidad.

Respuesta En la posición 1.1 se consigna respuesta al tema planeado.

Posición 4.2.

Incluir criterios contables para determinar si una planta reconstruida por caso fortuito o fuerza mayor es nueva o existente para efectos de fijar la tarifa para la venta de energía al ICE.

Si un activo fijo como lo es una planta de generación hidroeléctrica por caso fortuito o fuerza mayor queda totalmente inutilizado para generar beneficios económicos futuros, de conformidad con la NIC 36 deja de ser un activo y debe darse de baja en los libros por varias razones:

§ La pérdida por deterioro es el monto en que excede el valor en libros de un activo a su monto recuperable. Al no haber valor recuperable, la perdida es al 100 % del valor en libros.

§ La destrucción del activo imposibilita la generación de beneficios futuros desaparecer físicamente como unidad productiva.

§ Debido a la destrucción del activo, se declara como pérdida total. Impidiendo la posibilidad de hacer reversión de la perdida.

Consideramos que utilizar un criterio contable como principal criterio de decisión para determinar si una planta que se construye después de haberse afectado totalmente una planta de generación de energía por un hecho considerado caso fortuito fuerza mayor es nueva o no, es lo suficientemente preciso y apropiado para tomar la decisión por lo siguiente:

· Es un criterio objetivo definido por normas internacionales aceptadas y aplicadas globalmente, y son la base para otras normas como en el caso de seguros. Esto reduce el margen de interpretación e indeterminación que pueden generar otros criterios.

· Si se declara la pérdida total, el siguiente bien necesariamente va a ser nuevo. Esto también implica que dicho bien cuenta con financiamiento independiente.

· Se evita definir un porcentaje de pérdida, siguiendo el criterio de la norma, que dice simplemente si el bien está disponible para seguir generando beneficios futuros o no. Si no lo está se dará baja en libros, y lo que se haga después con el será otro bien, que será valorizado y registrado como algo independiente en libros, y también se depreciará como si fuera un bien independiente.

Respuesta En la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.

Posición 4.3.

La inclusión de una definición de planta nueva que abarque aquellas plantas de generación de energía hidroeléctrica que han sido construidas posterior a un hecho considerado caso fortuito o fuerza mayor, debe incluirse en la metodología para cumplir con los preceptos de la Ley.

Si bien es cierto la metodología de plantas hidroeléctricas nuevas se pensó originalmente para incentivar la inversión nueva, consideramos que la inclusión de lo anteriormente comentado no riñe con ese objetivo, y por el contrario, al no existir una metodología específica para estas plantas, se estaría causando un grave perjuicio no solo a los generadores en esa situación, sino también al interés público y al servicio público.

1. Como se ha visto, una planta hidroeléctrica construida posterior a un evento de caso fortuito o fuerza mayor es contable, económica y financieramente una planta nueva. Aplicarle la metodología de plantas existentes no sólo no se justifica y es contrario a las reglas de la ciencia y técnica representadas en este caso por las normas contables y financieras citadas, sino que torna imposible una inversión de este tipo.

2. Al salir de operación una planta hidroeléctrica por hechos considerados caso fortuito o fuerza mayor, se ve afectada la oferta eléctrica y por lo tanto el servicio público. La actividad de generación de energía eléctrica es de interés público, por lo que la restitución de la planta siniestrada también debe ser considerada de interés.

3. Si bien la nueva planta está sustituyendo otra, en sentido contable financiero, es una nueva inversión, comparable con las inversiones que se buscan incentivar con la metodología de plantas nuevas.

4. Es claro que ese objetivo inicial se a visto superado y debido a la realidad que vive el país, existe interés del sector público y privado de incentivar la generación de energía de fuentes renovables en general, al punto que la Propuesta propone aumentar el alcance de la metodología para plantas nuevas, plantas que generen energía eléctrica a partir de otras fuentes y que actualmente no haya metodología que las regule. Consideramos que entonces, con mucha mayor razón, la ARESEP debe incluir en su Propuesta la situación de plantas hidroeléctricas que se han construido debido a hechos de caso fortuito o fuerza mayor que destruyeron la anterior planta, a partir de criterios objetivos como los señalados.

Por último, se propone la siguiente redacción para la definición de "plantas nuevas".

"Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en activo fijo no ha sido utilizado 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.

Cuando una planta existente haya sido afectada por un hecho considerado como caso fortuito o fuerza mayor al punto que el actico fijo o inmovilizado material no pueda generar beneficios económicos al generador y que tenga que ser retirado de los libros de acuerdo con las normas internacionales de contabilidad, y que esto motive la construcción de una nueva planta para la producción de electricidad, ésta será considerada una planta nueva y por lo tanto se le aplicará toda la normativa que como tal regula esta resolución".

Respuesta En la posición 1.1 se da respuesta al tema planeado.

Posición 5 Observaciones específicas para la metodología tarifaria de referencia para plantas de generación hidroeléctricas nueva.

Posición 5.1. Costos de explotación.

La Propuesta sugiere modificar la metodología para que en lugar de la regresión exponencial se utilice la mejor función que relacione la capacidad instalada con el costo de explotación.

Observaciones:

a)Este cambio va a generar un ajuste negativo en la tarifa por cambio de metodología, tal como se analiza en el oficio DEN-237-2012, página 61:

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

La ARESEP va a generar un claro perjuicio a los proveedores del servicio por este ajuste que era conocido por el regulador al definir las bandas tarifarias y que no fue corregido en la fijación inicial.

b)El ajuste va a ser discrecional del analista y se pierde la objetividad que existe actualmente en la metodología tarifaria. Si decide mantenerse este cambio sin especificar la curva a utilizar, se debe establecer con claridad los procedimientos que va a seguir el analista para determinar la curva de mejor ajuste, es decir el criterio que se va a utilizar para seleccionar la curva, las curvas que se van a evaluar por ejemplo.

Respuesta La información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la capacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra, asimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre capacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los procedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del grado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes, sin embargo, el que este coeficiente sea cercano a uno no es un indicador exclusivo del mejor ajuste, es necesario descartar otros problemas clásicos de los modelos de regresión para poder emplear los resultados del modelo en estimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la curva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.

Posición 5.2.

La metodología no define la fuente de información que se va a utilizar para determinar las referencias de costos, es decir el proveedor de la información de los datos de los costos de de información.

La metodología debe establecer únicamente capacidades que sean representativas para el análisis. Claramente en la muestra que se utilizó para la fijación de bandas tarifarias vigente, proyectos con capacidades superiores a 60 MW tienen beneficios de escala y menores costos de explotación por MW que no son posibles en proyectos con capacidades menores a los 20 MW.

La muestra utilizada no es representativa para el análisis de las centrales de limitada capacidad de conformidad como se define en la ley 7200, es decir proyectos cuya capacidad no sobrepase los 20 MW y es importante que la metodología limite las referencias a proyectos que similares a los autorizados por la ley y para los cuales se definen las metodologías genéricas.

Posición 6. Observaciones generales para la rentabilidad sobre los aportes de capital Posición 6.1. Tasa libre de riesgo La metodología debe establecer con claridad el plazo del bono que se va utilizar para determinar la tasa libre de riesgo. Si para el análisis se están considerando 20 años de vida económica del proyecto, el bono que debería utilizarse debería ser consecuente con este plazo y utilizarse la referencia de 20 años.

Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damoran como fuente para obtener el CAPM.

Posición 6.2. Extensión de la serie histórica, frecuencia de las observaciones y proyectos La metodología establece lo siguiente:

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

El texto no es claro y entendemos que se trata de tomar un promedio simple de 60 observaciones mensuales de los últimos 5 años. Si la metodología únicamente va a considera 5 observaciones, esta muestra de datos es insuficiente para algunas variables y puede generar cambios abruptos en la tarifa, que pueden generar perjuicios importantes al consumidor o afectar el equilibrio financiero de las entidades prestatarias del servicio, por condiciones temporales en el entorno. En nuestro criterio:

· La muestra de 60 datos es válida para la tasa libre de riesgo y para la prima por riesgo. Existen datos mensuales y suficiente información pública que permite disponer de esta información.

· El beta desapalancado de Damoradan ya considera 5 años de observaciones mensuales, de manera que se debe tomar la última referencia publicada. En general los betas que se publican normalmente consideran promedios de 5 años y es información que está disponible.

· En el caso de la prima por riesgo país Damoradan publica una o dos referencias anuales. Para este caso, si se decide mantener esta fuente, la cantidad de información va a ser limitada.

Se puede utilizar una metodología diferente que permita determinar la prima de la tasa libre de riesgo de un bono costarricense con el bono del tesoro. En este caso podría disponerse de suficiente información histórica para trabajar con un promedio de 60 observaciones.

Respuesta La presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del enfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se refiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno para un periodo de tiempo que se considera adecuado.

Se emplean valores anuales para estimar el promedio, y corresponden a los valores observados para los 5 años anteriores a la fijación tarifaria.

Posición 6.3. Fuentes de información Observaciones:

a)Damoradan o Ibbotson son fuentes de información muy amplias que tienen que delimitarse y justificarse para cada una de las variables: prima por riesgo, prima por riesgo país y beta desapalancada.

A manera de ejemplo, para los betas, la metodología no especifica la industria que se va a utilizar, que se entiende es la de electricidad. Tampoco se aclara si el beta que se utiliza es la global o la de alguna región o país que publica Damoradan. Tampoco se aclara si la fuente de beta desapalancada tiene o no un ajuste por efectivo, como se determina en Damoradan.

En el caso de Ibbotson, para el beta se debe especificar el SIC a utilizar y el beta desapalancado que se tomaría (la media, la de empresas grandes o pequeñas).

Es recomendable que la fuente de información sea precisa y que el regulador aclare las razones por las que se utilizan las referencias.

Esta falta de precisión no permite realizar simulaciones ni entender variaciones históricas con precisión. Es recomendable que ARESEP facilite al público información de estas referencias históricas para revisar la integridad de la información utilizada.

b)Damoradan es una referencia que puede contener errores de cálculo como lo advierte el autor (http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datacavear.htm).

ARESEP debe verificar los cálculos realizados y validar que son correctos en especial cuando se dan variaciones importantes entre fijaciones tarifarias. Por ejemplo se han identificado en el cálculo de los betas inconsistencias en las referencias publicadas por Damoradan y que deben analizarse cuidadosamente.

Respuesta La presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del enfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se refiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que de corto plazo congruente con la información anual presentada en el caso particular de Damodaran.

Es necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Si bien el Ibbotson, así como otras fuentes de información rigurosa y fiable que desarrollan y presentan información requerida para el cálculo del CAPM son de pago, la ARESEP pondrá disposición la información que se utilice en cada fijación tarifaria para que sea de conocimiento público. Tal y cómo se presenta en la metodología en el caso de emplear el Ibbotson se indica que será el valor puntual para el CAPM.

Posición 7. Aspectos omitidos en la metodología que deben ser incorporados Nuevas inversiones que realiza el prestatario del servicio Los modelos tarifarios para el sector electricidad no reconocen ni definen los costos que se van a reconocer al prestatario del servicio por servicios ambientales, que es uno de los aspectos y criterios que debe contemplar la fijación de tarifas de los servicios públicos (Ley 7593, artículo 31): De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:

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

Este tema ha sido reconocido por el Regulador como un elemento que es parte integral de las metodologías y las fijaciones tarifarias. Sin embargo se sigue postergando esta definición afectando al prestatario. Es necesaria esta definición y debe ser parte integral del análisis que se está realizando de las diferentes metodologías porque el no hacerlo afecta la calidad del servicio que puede ofrecer el prestatario o su equilibrio económico.

Respuesta Los temas planteados en la presente posición se encuentran fuera del alcance de la propuesta metodológica sometida a audiencia. Sin embargo, son tomados en cuenta y se revisará su pertinencia en futuras modificaciones metodológicas.

13. Instituto costarricense de Electricidad (ICE), representada por el señor Luis Enrique Pacheco Morgan, cédula de identidad 1-462-902 gerente de electricidad con facultades de apoderado generalísimo.

Posición 1.

Solicita definir el plazo de los bonos del tesoro de los Estados Unidos de América utilizados en la fuente de información de la variable tasa libre de riesgo (Kl), manifiesta que no se indica el plazo, es decir, 5 años, 10 años o 20 años. La dirección de internet: "http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.",no permite el vínculo directo a la información de la tasa libre de riesgo (Kl), además la página presenta diferentes opciones de plazo y tipo de bonos, lo cual da libertad para diferentes interpretaciones. Dado lo anterior solicita establecer la dirección de Internet e indicar la página y los pasos que se deben de seguir de tal forma que permita llegar de manera directa a la información indicada y sin dar lugar a interpretaciones.

Respuesta Se considera correcto que el instrumento a utilizar para la tasa libre de riesgo es la TCMNOM, mismo que aparece en la dirección electrónica consignada. Sin embargo, el periodo de maduración del instrumento se deja sujeto al mismo periodo de maduración empleado por el Profesor Damodaran en el caso para estimar la prima por riesgo, de manera que el cálculo del Costo del capital (CAPM) sea consistente. Esto aplica exclusivamente para las fijaciones que utilicen Damoran como fuente para obtener el CAPM.

Posición 2.

Manifiesta que la dirección de Internet http://www.stern.nvu.edu/~adamadar, direcciona a una página donde aparecen diferentes opciones de prima de riesgo (PR) y de beta, siendo poco flexible y difícil de ubicar la información. Solicita que para el caso de la información de prima de riesgo (PR) que se obtiene del Dr. Aswath Damodaran, mostrar la página e indicar los pasos a seguir para poder ubicar los índices señalados.

Posición 3.

Indica que la fuente alternativa utilizada para la variable prima de riesgo (PR) del "Ibbotson cost of capital Yearbook, no es de acceso libre pues establece un pago para su adquisición, por lo que no se tiene acceso para corroborar la información indicada. Debido a esto solicita que la ARESEP ponga a disposición de los interesados la información con el fin de que el trámite sea transparente y todos los implicados en el proceso tengan a la disposición la información necesaria para establecer las variables de manera precisa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 4.

Solicita ampliar el periodo histórico para obtener los diferentes promedios de las variables utilizadas en el cálculo de la tasa libre de riesgo (Kl) y la prima por riesgo (PR), así como, determinar fuentes de información que dispongan de series históricas de datos de 10 años o más. Manifiesta que actualmente la ARESEP no cuenta con fuentes de información que contengan series históricas de datos mayores a 5 años, lo que podría estar sesgando la información, provocado por una etapa específica de los ciclos económicos. Estos sesgos tienden a reducirse al emplear periodos más extensos. Según lo anterior y dado que los datos promedios históricos de las variables como prima de riesgo, beta y riesgo país son indicativos para estimar los rendimientos esperados, indica que se considera conveniente utilizar un periodo de 10 años o más.

Respuesta La presente propuesta metodológica sigue los criterios que la teoría establece en términos del enfoque regulatorio por tasa de retorno y, particularmente, en lo que al cálculo del CAPM se refiere. Los datos que se emplean son utilizados y tomados directamente de Damodaran como fuente de información, sin modificar tales valores. Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno que de mayor estabilidad a los actores involucrados pues minimiza posibles cambios abruptos en el muy corto plazo.

Se emplean valores anuales para estimar el promedio, y corresponden a los valores observados para los 5 años anteriores a la fijación tarifaria.

Posición 5.

Aclarar el concepto de apalancamiento financiero y la fórmula de cálculo del mismo que se indican en las 5 metodologías. Manifiesta que según indica la versión propuesta, la fórmula (Relación deuda y capital propio) (D/Kp) se expresa como D/Kp = Y/1-Y, donde Y es el apalancamiento financiero.

Respuesta El apalancamiento se refiere a la relación deuda respecto a los aportes de capital propio.

Posición 6. A la Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y publicada en La Gaceta N.° 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta N.° 230 del 30 de noviembre de 2011 y RJD-013- 2012 del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta N.° 74 del 17 de abril de 2012.

Posición 6.1.

Manifiesta que la Autoridad Reguladora al modificar el alcance de esta metodología, establece que puede ser utilizada para; además de compraventas nuevas que generen mediante una fuente hidroeléctrica, compraventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales, para los cuales no exista aún una metodología tarifaria específica. Por ello se puede inferir que compraventas privadas que generen con residuos sólidos y con un sistema fotovoltaico, al ser no convencionales, se les puede aplicar esta metodología. Asimismo, indica que no queda claro a qué se refiere la ARESEP cuando plantea que dichas plantas no convencionales se les estimaría la banda tarifaria estimada mediante esta metodología, sin considerar la estructura estacional. Dado lo anterior solicita:

a. Aclarar si la banda estimada en esta metodología será la misma para las compraventas privadas no convencionales o si solamente se utiliza la metodología para establecer la banda tarifaria según el tipo de compraventa privada no convencional.

Respuesta Se aclara que la banda de precios establecida en aplicaciones a la metodología RJD-152- 2011, será la misma para las compraventas privadas con fuentes no convencionales, sin la estructura estacional. No es correcto concluir que la metodología se podrá aplicar con datos específicos para una empresa o fuente en particular.

b. Determinar la estructura estacional que se utilizaría en el caso de las compraventas privadas no convencionales y definir si se publicará una estructura estacional para cada compraventa privada no convencional o si se calcularía una tarifa plana.

Posición 6.2.

Manifiesta que es acertado por parte de la ARESEP establecer que se utilice una regresión de mejor ajuste para el cálculo de los costos de explotación, dado que el comportamiento de los datos no va a ser siempre de forma exponencial. Solicita especificar el criterio técnico que utilizará la ARESEP para definir la regresión de mejor ajuste.

Respuesta La información disponible para la actualización de los costos de explotación en función de la capacidad instalada y los costos de explotación puede variar de una fijación tarifaria a otra, asimismo, la cantidad de información con que se cuente para el cálculo, por lo que no es adecuado especificar a priori la forma funcional o curva que mejor ajuste la relación entre capacidad instalada y costos de explotación. De igual manera, tal como lo establecen los procedimientos estadísticos y econométricos el coeficiente de determinación es solo un indicador del grado de ajuste de la variable independiente a las variables dependientes es necesario descartar otros problemas clásicos de los modelos regresión para poder emplear los resultados del modelo en estimaciones puntuales. En este sentido, se establece en la presente metodología que se empleará la curva que mejor ajuste presente en términos del modelo de regresión resultante.

Posición 6.3.

Manifiesta que con respecto al plazo de la deuda (d) y plazo del contrato la ARESEP plantea que la vida económica del proyecto es de 20 años (que es igual al plazo máximo de los contratos según la Ley 7200), lo cual es únicamente para efectos tarifarios, dado que la vida útil de la planta es de 40 años y el generador privado tiene la posibilidad de seguir recibiendo flujos de efectivo durante otros 20 años. Para ello se hace una renovación de contrato con el ICE de acuerdo con la tarifa establecida por el Ente Regulador en donde se reconocen los 20 años restantes de vida útil. Con base en lo anterior solicita:

a- Hacer la aclaración de que una vez transcurrido los 20 años de contrato permitidos por ley, el generador mantiene la propiedad de la planta pudiendo disponer de ella a su conveniencia, incluyendo la posibilidad de suscribir un nuevo contrato hasta por otros 20 años, por lo cual se debe reconocer un valor de rescate a la planta al finalizar el contrato.

b- Revisar el criterio de establecer la vida económica igual al plazo del contrato.

Respuesta Una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f.

Posición 6.4.

Manifiesta que en la aplicación e indexación de las metodologías de fijación de tarifas de generación privada, se han venido utilizando diferentes índices de precios en cuanto a la actualización de montos de inversión, por lo que no ha habido consistencia. Es acertado el hecho de que la ARESEP estandarice el índice de actualización del monto de inversión en activos fijos. Sin embargo, indica que es necesario que dicho índice de precios sea específico y se defina en cada una de las metodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo que se actualice, de manera que no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores al momento de su aplicación. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.

Respuesta Es necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que, la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 7. Al "Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de Indexación" aprobada mediante la Resolución RJD-162-2011 del 09 de noviembre 2011 y publicada en La Gaceta N.° 233 del 05 de diciembre 2011 Posición 7.1.

La Autoridad Reguladora al modificar el alcance de esta metodología, establece: "...y para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con fuentes biomásicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200...". Dado lo anterior, solicita aclarar que se entiende por condiciones similares; ya que el concepto es muy amplio y puede interpretarse según la conveniencia de los diferentes generadores privados.

Respuesta Se refiere a las condiciones establecidas en la Ley 7200.

Posición 7.2.

Manifiesta que en la metodología propuesta se cita "...La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforma la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo...". Indica que al respecto es importante señalar que un índice representativo es ambiguo y la selección del mismo dependerá de los criterios técnicos que utilice el generador para su estimación. Estos criterios pueden diferir de acuerdo a la visión que se tenga del mismo. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.

Posición 8. Al "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-163-2011, del 30 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta N° 245 del 21 de diciembre de 2011".

Posición 8.1 Manifiesta que en la metodología propuesta se cita: "el valor del apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, la cual es parte de la fórmula del beta apalancado que se define posteriormente. El cálculo se realizará de conformidad con el punto b.4 siguiente". Solicita que en este punto se aclare el concepto de apalancamiento financiero y la ecuación de cálculo.

Respuesta La metodología es clara en definir el apalancamiento financiero como la relación entre el nivel de endeudamiento y capital propio.

Posición 8.2.

Manifiesta que en la metodología propuesta se cita "La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforma la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo...". Indica que al respecto es importante señalar que un índice representativo es ambiguo y la selección del mismo dependerá de los criterios técnicos que utilice el generador apara su estimación. Estos criterios pueden diferir de acuerdo a la visión que se tenga del mismo. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 9. A la "Metodología según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación", aprobada mediante la Resolución RJD-004- 2010 del 26 de abril de 2010 y publicada en La Gaceta N.° 98 del 21 de mayo de 2010.

Posición 9.1.

Manifiesta que el alcance propuesto por la Autoridad Reguladora deja abierto la opción para que otra empresa distribuidora pueda comprar electricidad a empresas que generen energía mediante bagazo de caña. Dado lo anterior, solicita aclarar a qué se refiere la ARESEP cuando establece que esta metodología es aplicable a "aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña en condiciones similares a la que establece el Capítulo 1 de la ley 7200".

Respuesta Se refiere a las condiciones establecidas en la Ley 7200.

Posición 9.2.

Manifiesta que en la aplicación e indexación de las metodologías de fijación de tarifas de generación privada, se han venido utilizando diferentes índices de precios en cuanto a la actualización de montos de inversión y no ha habido consistencia. Es acertado el hecho de que la ARESEP estandarice el índice de actualización del monto de inversión en activos fijos. Sin embargo, es necesario que dicho índice de precios sea específico y se defina en cada una de las metodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo que se actualice, de manera que no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores al momento de su aplicación. Dado lo anterior, solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.

Posición 9.3.

En la aplicación de esta metodología se considera el costo interno en dólares y se convierte a colones multiplicándolo por un tipo de cambio de referencia del Banco Central de Costa Rica (BCCR). Posteriormente se indexa aplicando la variación del IPPI, también de referencia del BCCR. Una vez indexadas las cifras en colones, se convierte nuevamente a dólares dividiéndolo entre el tipo de cambio de referencia del BCCR. Analizadas las resoluciones de años anteriores que han dado origen a la tarifa de generación privada con bagazo de caña (RJD-004-2010 y 302-RCR-2011) y la modificación en esta propuesta, en relación con la indexación de costos internos, no existe claridad sobre el tipo de cambio a utilizar para convertir las cifras de dólares a colones y viceversa, dejando un vacío en esta metodología. Además adjunta las observaciones emitidas previamente a la Aresep, número 0510-1590-2012 con fecha 2012-12-12, con el fin de sean tomadas en cuenta e las modificaciones a- Dado lo anterior solicita a la ARESEP indicar claramente el tipo de cambio promedio mensuales de compra de referencia del BCCR a utilizar para la conversión de los costos internos en dólares a colones. Así como, indicar claramente el tipo de cambio promedio mensual de venta de referencia del BCCR a utilizar para la conversión de los costos internos en colones indexados a dólares.

b- Debe indicarse además que la metodología tradicionalmente usada por la ARESEP y por el ICE para escalonar cifras requiere, antes de aplicar el índice de indexación, convertir los montos en dólares a su valor en colones original, para lo cual se multiplican por el tipo de cambio de la fecha base. Luego se aplica la variación en índice local para ajustados al valor en colones de la fecha más reciente y se dividen entre el tipo de cambio de esta última fecha para trasladarlos nuevamente a dólares.

c- Adjunta las observaciones enviadas previamente a la Aresep por parte del ICE mediante, número de documento 0510-1590-2012 con fecha 2012-12-12, relacionadas con la indexación de los costos totales y otros temas relacionadas con la metodología con el fin de que sean tomadas en cuenta en las modificaciones.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera de los alcances de la propuesta de modificación de las metodologías de generación privada.

Posición 9.4.

Manifiesta que la metodología para establecer la tarifa para plantas que generan mediante bagazo de caña, se fundamenta en una planta modelo nueva, lo que no corresponde a la realidad costarricense. En el caso del Ingenio, El Viejo inició su operación en 1994 y se ha ido ampliando. En el caso del Ingenio Taboga inició operación en el año 2003 e igualmente ha tenido ampliaciones. En ambos plantas la vida en operación supera los 10 años, lo que evidentemente no corresponde a una planta nueva. Dado lo anterior, solicita ajustar la metodología de la planta modelo para que refleje la realidad costarricense de las plantas que generan con bagazo de caña.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos a la propuesta de modificación de las metodologías de generación privada. Es la tarifa utilizando una metodología de planta modelo.

Posición 10. A la "Metodología de fijación de tarifas para los generadores privados existentes (Ley N° 7200) que firme un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", aprobada mediante Resolución RJD-009-2010 del 7 de mayo de 2010 y publicada en La Gaceta N.° 109 del 07 de junio del 2010".

Posición 10.1.

Indica que es importante señalar que una de las premisas fundamentales de esta metodología es que la deuda, así como los costos financieros de la empresas de generadores privados existentes, han sido cubiertos en su totalidad durante la vigencia del primer contrato de compraventa de los generadores privados con el ICE y que, por tanto, las tarifas aplicables para los siguientes contratos solamente deben reconocer la parte del financiamiento correspondiente al capital propio. La Metodología aprobada en el año 2010 es genérica para todos los generadores privados y busca eliminar las fijaciones individuales.

Ecuación propuesta por la ARESEP: Ke = KL + βa *PR + RP Donde:

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula: βa = βd*(1+(1-t)*D/Kp) Manifiesta que si en esta ecuación se asume que la deuda es cero, la beta apalancada sería igual a la beta desapalancada, por tanto sería equivalente a utilizar la ecuación de tasa de rentabilidad vigente y aprobada en la RJD-009-2010, ratificando la premisa fundamental. En los casos en que la empresa ha asumido una nueva deuda para financiar inversiones adicionales para una repotenciación o ampliación de la planta existente y que podría o debería ser reconocida en la tarifa, a criterio del ICE - Sector Electricidad en estas situaciones las fijaciones tarifarias tendrían un carácter específico, por lo tanto no solo se debe corregir el costo de inversión, sino también el costo de explotación, el factor de antigüedad y la beta, en relación con la metodología vigente para plantas existentes.

a- Declarar explícitamente que bajo la metodología para plantas existentes se parte de la premisa de que la deuda es cero.

b- Establecer que en los casos cuando la empresa incurra en nuevos financiamientos para cubrir inversiones adicionales para repotenciación o modernización de las plantas, se realizarán estudios individuales ajustando todos los parámetros de la metodología para el caso particular.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos en la propuesta de modificación de las metodologías de generación privada. Las fijaciones tarifarias son por industria, no se realizan fijaciones individuales.

Posición 10.2 Manifiesta que en la actualización del monto de la inversión en activos fijos, en la aplicación e indexación de las metodologías de fijación de tarifas de generación privada, se han venido utilizando diferentes índices de precios en cuanto a la actualización de montos de inversión, por lo que no ha habido consistencia. Indica que es acertado el hecho de que la ARESEP estandarice el índice de actualización del monto de inversión en activos fijos. Sin embargo, es necesario que dicho índice de precios sea específico y se defina en cada una de las metodologías de generación privada de acuerdo con el tipo de activo fijo que se actualice, de manera que no se preste a interpretaciones por parte de los diferentes actores al momento de su aplicación.

Además, que estos índices normalmente se reflejan en dólares debido a que los equipos para generación de energía eléctrica son importados y los precios están dados por el mercado internacional. De acuerdo con lo señalado en la resolución 783-RCR-2012, punto 3.3.2 se debe utilizar el índice de Precios al Productor de los Estados Unidos. En la propuesta por la ARESEP se indica que la variable "I" se podrá actualizar de acuerdo con un índice de precios representativo. Dado lo anterior solicita que la ARESEP defina el índice de precios específico que se utilizaría para la actualización del monto de inversión en activos fijos, según la metodología correspondiente.

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición 10.3.

Manifiesta que para la actualización del monto del costo anual de explotación, en la aplicación de esta metodología se considera el costo interno en dólares y se convierte a colones multiplicándolo por un tipo de cambio de referencia del BCCR. Posteriormente se indexa aplicando la variación del IPPl también de referencia del BCCR. Una vez indexadas las cifras en colones, se convierte nuevamente a dólares dividiéndolo entre el tipo de cambio de referencia del BCCR. Sin embargo en la modificación propuesta, en relación con la indexación de costos internos, no existe claridad sobre el tipo de cambio a utilizar para convertir las cifras de dólares a colones y viceversa, dejando un vacío en esta metodología. Dado lo anterior solicita:

a- Indicar claramente el tipo de cambio promedio mensuales de compra de referencia del Banco Central de Costa Rica a utilizar para la conversión de los costos internos en dólares a colones.

b- Indicar claramente el tipo de cambio promedio mensuales de venta de referencia del Banco Central de Costa Rica a utilizar para la conversión de los costos internos en colones indexados a dólares.

c- indicar además que la metodología tradicionalmente usada por la ARESEP y por el ICE para escalonar cifras requiere, antes de aplicar el índice de indexación, convertir los montos en dólares a su valor en colones original, para lo cual se multiplican por el tipo de cambio de la fecha base. Luego se aplica la variación en el índice local para ajustados al valor en colones de la fecha más reciente y se dividen entre el tipo de cambio de esta última fecha para trasladarlos nuevamente a dólares.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera de los alcances establecidos a la propuesta de modificación de las metodologías de generación privada.

Posición 10.4.

(.) "Manifiesta que es importante señalar que el ICE-Sector Electricidad ha indicado en reiteradas ocasiones la necesidad de hacer una revisión exhaustiva de la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad" aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, principalmente a la forma de cálculo del costo de explotación y el factor de antigüedad. Expresa observaciones y comentarios respecto de esta metodología, indicando que en la resolución 783-RCR-2012 "Conoce el Comité de Regulación del recurso de revocatoria planteado por el Instituto Costarricense de Electricidad contra la resolución 750-RCR-2012", se rechaza lo argumentado por el ICE sobre el costo de operación y factor de antigüedad, quedando abierta la posibilidad de iniciar un nuevo trámite metodológico en el cual se someta a criterio de los diferentes actores la nueva propuesta.

Indica que de acuerdo con lo anterior el ICE-Sector Electricidad mediante nota N° 0510-1590- 2012 de fecha 2012-12-12 y recibida por la ARESEP el 14 de diciembre 2012, presentó una serie de inquietudes con respecto a la metodología planteada, las cuales siguen teniendo vigencia, ya que en la propuesta de cambio, la ARESEP se refiere básicamente a una estandarización de variables utilizadas en el modelo para el cálculo de la tarifa, pero no se corrige la fórmula de cálculo de las mismas. A continuación se presentan las principales conclusiones contenidas en la nota citada y derivadas de análisis de la fórmula de cálculo de tarifa. "(.).

(.) "Lo actuado por la ARESEP para establecer la tarifa para generadores privados corresponde a la metodología establecida en la RJD-009-2010, sin embargo es criterio del ICE que se deben realizar un ajuste a la fórmula de cálculo con el fin de que se ajuste al criterio de tarifa al costo sin detrimento del ICE-Sector Electricidad ni de los clientes finales del Sector Eléctrico. Dado lo anterior se solicita:

a- Realizar una revisión integral de la metodología de cálculo establecida en la RJD-009- 2010.

Respuesta Realizar una revisión integral de la metodología de cálculo establecida en la RJD-009-2010, no está comprendido en el alcance de esta metodología, por lo que no se acepta esta posición.

b- Ajustar la ecuación de cálculo del costo de explotación, eliminando del denominador el factor de antigüedad.

Respuesta La presente propuesta de modificaciones a las metodologías para generadores privadas no considera realizar modificaciones en la ecuación de cálculo del costo de explotación, al no estar considerados esto entre los cambios propuestos queda fuera de los alcances de la presente metodología.

c- Establecer la metodología que se debe emplear en los casos específicos donde se demuestre que los generadores privados existentes que renueven contratos de compra-venta de electricidad con el ICE inviertan en repotenciación o ampliación de la planta existente.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

14. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula jurídica 3- 002-115819, representada por don Mario Alvarado Mora, cédula de identidad 4-0129- 0640, en calidad de apoderado generalísimo Posición 1.

Manifiesta que no se ha definido una metodología de cálculo para fijar el valor del factor ambiental, y aunque la propuesta metodológica en cuestión (expediente OT-122-2013) no hacen una mención directa al factor ambiental, este punto tiene relación directa con todas las metodologías que están siendo consultadas, por lo que es fundamental resolver la inacción que tiene la definición de su cálculo. Además, indica que ya han pasados dos años desde que se emitió la resolución. Solicita a la ARESEP que cumpla con las indicaciones establecidas en la resolución RJD-152-2011 y en el artículo 31 de la ley 7593, e inicie de inmediato el procedimiento de convocatoria y realización de audiencia pública para la definición de la metodología de cálculo del factor ambiental; y que efectúe la aplicación de manera homologa para las restantes metodologías de fijación tarifaria, a saber: RJD-004-2012, RJD-009-2010, RJD-162-2011, y RJD-163-201.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada Posición 2.

Se opone a la definición de planta nueva que se utilizada en la Propuesta metodológica porque: a-) La definición hace referencia a la inversión en capital físico. No obstante, el término "capital físico" no se utiliza en la literatura financiero contable, lo cual genera incertidumbre. b-) La definición no aporta criterios claros, objetivos y trazables para regular cuáles plantas se podrían considerar nuevas y cuáles se deben de considerar como plantas existentes., y c-) Excluye, sin justificación alguna, las plantas que han sido reconstruidas por razones de caso fortuito o fuerza mayor, o que han debido repotenciarse al cumplir su vida útil, con el riesgo de aplicar a estas plantas una fijación tarifaria que atenta contra la recuperación de la inversión y los gastos propios de la operación, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la empresa; lo que puede resultar insuficiente para cubrir los costos y mantener el servicio público de generación. Solicita que ARESEP modifique la definición de planta nueva para que reconsidere al caso de las plantas eléctricas que han sido reconstruidas o repotenciadas, o alternativamente se les aplique la metodología para plantas nuevas.

Respuesta La posición esta fuera del alcance de las modificaciones sometidas a audiencia pública. Sin embargo, cabe aclarar que una vez que las plantas comiencen a generar se aplica la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, considerando lo que el Por Tanto I. punto f. referente al Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato, indica respecto al riesgo que asume el inversionista de la no renovación del contrato si es menor a 20 años.

(...)"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.

Posición. 3.

Manifiesta que se deben realizar ajustes a las definiciones de las variables del componente costo de capital en las fórmulas que fijan la tarifa en las metodologías RJD-004-2012, RJD-009- 2010, RJD-152-2011, RJD-162-2011, y RJD-13-2011 y considera que se dejan indefinidas algunas fuentes de información y deja otras sujetas a la interpretación discrecional de las personas que se encargan de la fijación tarifaria. Solicita a la ARESEP que se ajusten las definiciones de la Propuesta en las metodologías de cálculo tarifario incluidas en el expediente OT-122-2013 para las siguientes variables y en la siguiente forma:

Posición 3.1 Para el caso de la tasa libre de riesgo (KL), concretamente en la serie de datos (plazo e instrumento financiero) propone la siguiente redacción: "La serie TCMNOM corresponde a Bonos del Tesoro de los Estados Unidos, con un vencimiento constante de 20 años, en términos nominales". Manifiesta que de esta forma, plazo de los bonos de referencia a utilizar es más consistente con el horizonte de la inversión (largo plazo).

Posición 3.2 Para la variable prima por riesgo (PR), específicamente en la fuente y forma de obtener el dato requerido propone: i-) El Dr. Aswath Damodaran, en la dirección http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls, usando los datos "Stocks - T.Bonds", a alternativamente. ii-) El "Ibbotson Cost of Capital Yearbook", usando el valor denominado "Long- Horizon". Además, manifiesta que se debe utilizar el promedio aritmético de la prima por riesgo, para el período más largo disponible (20 años o más), ya que el uso de períodos de datos cortos introduce errores de estimación muy grandes.

Respuesta Los promedios estimados para las variables que entran en el cálculo del CAPM pretenden considerar una tasa de retorno de corto plazo dado que la fuente de información Damodaran presenta valores anuales para la mayoría de las variables.

Posición 3.3 Manifiesta que cuando se citan dos fuentes de datos para la determinación de un mismo valor es necesario definir previa y expresamente el orden de prioridad en que se escogerán. Y propone: a-) "para las variables prima por riesgo (PR), riesgo país (RP), y beta desapalancada (bd) la fuente preferida es la información publicada por el Dr. Damodaran. En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con la información de esta fuente, se utilizará la información del "Ibbotson Cost of Capital Yearbook" únicamente para las variables no disponibles en la fuente preferida". b-) "Asimismo para las variables tasa libre de riesgo (KL), prima por riesgo (PR), riesgo país (RP), y beta desapalancada (bd) se calculará y usará el promedio aritmético de los valores publicados en los 5 años más recientes en caso de estar disponibles. En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años para esta variable únicamente." Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la selección de la fuente de información financiera a utilizar para el cálculo del CAPM y las variables que lo componen (Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (bd)) se podrá obtener de la información publicada ya sea por el Dr. Aswath Damodaran o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook".

Dejando abierta la posibilidad de que si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable. Esto permite emplear la fuente de información financiera que refleje más adecuadamente el sector que se tarifa.

Lo anterior, siempre y cuando se justifique y argumente la razón técnica para ello. En cada fijación, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica sobre la selección de la fuente de información a utilizar, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

Posición. 4.

Manifiesta que debido a que la ARESEP deja indefinidas algunas fuentes de información y otras sujetas a discrecionalidad de las personas que se encargan de la fijación tarifaria, solicita que ARESEP corrija estos defectos de la propuesta de ajuste en las metodologías de cálculo tarifario incluidas en el expediente OT-122-2013 que se indican a continuación:

1. Considera que en cuanto a la base de datos GTPIR para el cálculo del costo de inversión esta fuente de información refleja una serie de problemas en cuanto a la trazabilidad de sus datos en cuanto a: a-) No se define la fuente de información de dónde se tomaron los datos de los diversos proyectos que pueda ser corroborada. b-) No existe homogeneidad en el nivel de detalle y avance de los proyectos de la base para establecer una cifra de inversión que no contenga asimetrías en estos campos. En otras palabras los proyectos de esta base de datos están a niveles distintos de desarrollo (fase de reconocimiento, pre factibilidad, factibilidad, central hidroeléctrica construida) y no se corrigen las asimetrías de costo producto de esta disparidad. c-) No se hace una homologación del tratamiento fiscal diferenciado de los diversos países centroamericanos (exoneraciones del impuesto de renta, ventas, cargas sociales sobre la mano de obra). No existe evidencia en el sentido que los datos de inversión ya estén ajustados según el tratamiento fiscal diferenciado de cada país centroamericano.

Dado lo anterior solicitan a la ARESEP que la base de datos GTPIR para el cálculo del costo de inversión sea ajustada a la realidad costarricense con base en una metodología que contemple las diferencias en el costo de inversión de las plantas de energía renovable a nivel de cada país centroamericano. En ese mismo sentido, en caso que ARESEP incluya en esta base de datos, alguna planta local de energía que disfrute de exoneraciones fiscales adicionales, por ejemplo de tipo cooperativo o de institución pública, que proceda a realizar el ajuste impositivo correspondiente en el costo de inversión.

Respuesta La posición se encuentra fuera del alcance de la presente modificación metodológica. Sin embargo se aclara que si bien el opositor no aportó la información técnica necesaria para cuantificar las diferencias entre los costos de inversión de proyectos de generación de energía de Costa Rica en comparación con el resto de Centroamérica, se considera que la información extraída del "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027", elaborado por el Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), además de ser una fuente de información avalada por esta Autoridad Reguladora, incorpora proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas similares a los que se tarifó.

2. Indica que es fundamental establecer cuál de los tipos de regresiones distintas a la indicar cuál debe usarse en la fijación tarifaria. Manifiesta que eso se logra incluyendo en la metodología aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011 que la curva de mejor ajuste es aquella que tiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), que mide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables independientes. Dado lo anterior solicita la eliminación de la referencia a la regresión de tipo RJD-152-2011.

3. Manifiesta que no se establece una metodología de exclusión de valores extremos para los datos de inversión por lo que solicita indicar el procedimiento para la eliminación de valores extremos estos datos, en las metodologías aprobadas mediante la Resolución RJD-152-2011 y Resolución RJD-152-201 y, propone el uso de dos desviaciones estándar; en vez de la exclusión de valores extremos, que, al no tener un método definido, introduce gran incertidumbre y una inapropiada discrecionalidad interpretativa, alejándose de la claridad que deben tener las reglas para el cálculo de la fijación tarifaria.

4. Se opone a que la selección del índice externo para la actualización de las inversiones en activos fijos quede a discreción de la ARESEP por las siguientes razones: a-) La propia ARESEP ha considerado que, como índice externo, de las opciones identificadas el índice de costos de construcción del Bureau of Reclamation Construcction Cost Trend es la más representativa y adecuada para actualizar el costo de los activos fijos de las plantas hidroeléctricas privadas. b-) este índice ya ha sido aplicado por la ARESEP para el cálculo de la fijación tarifaria. c-) Este índice mide los cambios de construcción, proporcionando un medio rápido para determinar el costo actual de construcción de diversas infraestructuras basado en anteriores estimaciones. d-) Su fuente de información es totalmente trazable y pública. Dado lo anterior solicitan que se establezca con claridad el índice y su fuente bajo la siguiente redacción: "La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior a un año, se realizará utilizando el índice de costos de construcción del Bureau of Reclamation Construction Cost trends (Composite Trend), según se indica en el sitio web del U.S.

Department of the Interior, Bureau of Reclamations http://www.usbr.gov/pmts/estimate/cost_trend.html). La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice".

Respuesta Se considera necesario y pertinente que la propuesta metodológica considere que la actualización del monto de inversión, podrá hacerse mediante la selección de un índice representativo del sector, siempre y cuando medie la razón técnica para ello. Lo anterior, puesto que en el pasado se han identificado índices que de forma más precisa representan la evolución y el comportamiento del sector para efectos de indexación por lo que se considera necesaria dejar abierta la posibilidad de incluir en las actualizaciones nuevos índices que de manera congruente y precisa reflejen en mejor medida las características del sector. En cada fijación, en caso de que el índice respectivo se haya modificado, es deber de la ARESEP presentar la justificación técnica, de conformidad con la Ley General de Administración Pública, y el valor del índice a emplear para que sea de conocimiento de todos los actores involucrados.

15. El Embalse S.A., representada por José Alberto Rojas Rodríguez, Cédula de identidad 2-279-612, representante legal.

Posición 1. Estandarización metodológica, seguridad jurídica, y nivel de detalle Por su naturaleza, las inversiones en infraestructura de generación eléctrica renovable son cuantiosas desde el inicio, y por lo tanto requieren de un largo plazo para repagarse. Esto implica que los inversionistas requieran de señales y reglas claras, que se mantengan vigentes durante todo el periodo de la inversión, ya que de otra manera se genera inseguridad jurídica. De esta forma vemos como un aporte positivo la iniciativa de la ARESEP por estandarizar aquellos aspectos que son similares entre las metodologías tarifarias para generación eléctrica con fuentes renovables.

Manifiesta que es criterio de su representada que para evitar revisiones recurrentes en las metodologías que puedan dar señales de inseguridad jurídica a los inversionistas, es importante que la ARESEP se tome su tiempo para hacer el análisis correspondiente a las metodologías. Asimismo es fundamental que exista un amplio nivel de detalle en las metodologías, en particular a la hora de identificar con precisión las fuentes de información a utilizar para las variables. Esto para lograr delimitar que las fijaciones tarifarias se limiten únicamente a la actualización de indicadores independientes, verificables, y públicamente disponibles para los prestatarios y usuarios del servicio público.

Petitoria: Que en búsqueda de la seguridad jurídica a la inversión en infraestructura de generación eléctrica la ARESEP vele por mantener vigentes las metodologías de fijación tarifaria por plazos prolongados y se defina el mayor nivel de detalle posible dentro de las metodologías, de tal forma que el acto de fijación tarifaria se circunscriba únicamente a la actualización de índices e indicadores públicamente disponibles, trazables, y verificables.

Respuesta La presente posición se encuentra fuera del alcance de las modificaciones a las metodologías de generación privada sometidas a audiencia pública. Sin embargo, debe aclararse que no son viables las fijaciones tarifarias por periodos largos. De conformidad con lo que establece la Ley 7593 los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año. Todos los valores que determinan la tarifa se actualizarán en cada fijación tarifaria.

Posición 2. Factor Ambiental Existe una importante carencia en todas las metodologías tarifarias para generación con fuentes renovables, que corresponde a la determinación del factor ambiental. Desde hace bastante tiempo la Junta Directiva de ARESEP ha reconocido la Importancia de incluir esta variable, pero el tiempo transcurre sin que se defina, y por mientras los prestadores del servicio público están dejando de percibir este componente que por ley les corresponde. Debe aprovecharse esta oportunidad de modificación de las metodologías para incluir de una vez por todas la variable del factor ambiental es común a todas las metodologías.

Petitoria: Que la Junta Directiva incluya de una vez por todas el factor ambiental en todas las metodologías de fijación tarifaria para generación eléctrica con fuentes renovables.

Respuesta La posición está fuera de los alcances de la presente propuesta de modificación a las metodologías de generación privada.

Posición 3. Cambio sobre trato de valores extremos en la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas".

Petitoria: Que para la propuesta de modificación de la metodología para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas no se incluya la frase: "... de los cuales se excluirán los valores extremos...", según lo descrito anteriormente, ya que implicaría una doble exclusión de valores extremos. Además, que el concepto de valores extremos sea definido claramente por ARESEP en las metodologías, y se incluya en esta definición un rango mayor que refleje la variabilidad inherente al desarrollo de infraestructura de generación. Se sugiere aplica dos desviaciones estándar en lugar de una desviación estándar, tal y como lo aplica el Banco Central de Costa Rica para la fijación de la tasa básica pasiva. Lo anterior por cuanto al tomar en cuenta sólo una desviación estándar, suponiendo una distribución normal de los datos, se considera sólo un 68% de los datos, excluyendo a ambos lados el 16% de las observaciones en cada cola. Por el contrario, con dos desviaciones estándar se incluye el 95% de los datos, excluyéndose lo que estrictamente califica como extremo, que es un 2.5% de las observaciones en cada cola.

Respuesta La exclusión de valores extremos por costos de explotación se realizará por monto de inversión y estará bajo la responsabilidad y dirección de un profesional en estadística, lo cual deberá hacerlo justificado en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.} Posición 4. Homologación de costos de inversión de fuentes extranjeras a la realidad costarricense Una de las principales fuentes de información identificada por ARESEP para la variable de monto de inversión es el GTPIR (Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación). En nuestro criterio esta fuente de información es útil, ya que es de las pocas bases de datos regionales que existen. Al respecto cabe señalar que ARESEP debe especificar como parte de los requisitos de la metodología que para utilizar esta fuente de información en la fijación tarifaria, ésta debe de pasar por tres procesos adicionales para homologar los datos a la realidad costarricense:

i- Ampliación del nivel de información.

ii- Homologación del tratamiento fiscal. iii- Homologación de los costos constructivos.

Petitoria: Que la ARESEP defina explícitamente en las metodologías que la base de datos del GTPIR sea ajustada a la realidad costarricense, con base una metodología que contemple las diferencias en el costo de inversión de las plantas de energía renovable a nivel de cada país centroamericano, específicamente en lo concerniente a las exoneraciones fiscales y precio de insumos como los combustibles. En ese mismo sentido, en caso que la ARESEP incluya en la base de datos de costos de inversión alguna planta local de energía que disfrute de exoneraciones fiscales adicionales, por ejemplo de tipo cooperativo, que proceda a realizar el ajuste impositivo correspondiente en el costo de inversión.

Respuesta La posición se encuentra fuera del alcance de la presente modificación metodológica. Sin embargo se aclara que la información extraída del "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012-2027", elaborado por el Consejo de Electrificación de América Central - Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), además de ser una fuente de información avalada por esta Autoridad Reguladora, incorpora proyectos hidroeléctricos con condiciones físicas y económicas similares a los que se tarifó.

Posición 5. Curva de ajuste para variable de costos explotación en la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" En el folio 24 del expediente OT-122-2013 se propone modificar la metodología vigente:

b)Se hace un ejercicio de regresión (se elimina la palabra exponencial,) para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

En este sentido, se le solicita a la ARESEP que se especifique claramente en la metodología cuál es la curva de mejor ajuste para la variable de costos de explotación. Según se ha evidenciado en procesos anteriores en ARESEP, los costos de explotación por unidad de potencia instalada disminuyen aceleradamente conforme aumenta el tamaño de la central de generación. Esto es de esperar, ya que existe una cantidad de costos fijos que son iguales en centrales pequeñas o grandes.

Por ejemplo centrales como la que posee mi representada, por su pequeño tamaño, son particularmente vulnerables a una subestimación en la variable de costos de explotación. Debe entonces definirse la curva de mejor ajuste en la metodología, usando la mayor cantidad de datos disponibles, y aplicando un ajuste que represente el mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), que mide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables independientes.

Petitoria: Que la ARESEP especifique en la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, cuál es la curva de mejor ajuste para costos de explotación, siendo aquella que tiene un mayor coeficiente de determinación (más cercano al valor absoluto de 1), concepto que mide el grado de variación en la variable dependiente explicada por el cambio en la o las variables independientes.

Posición 6. Cambio sobre trato de valores extremos en la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N° 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", aprobada mediante la resolución RJD-009-2010, se relaciona el concepto de valores extremos con capacidades de planta menores de 1.000 kW y mayores de 50.000 kW:

Ahora ARESEP propone modificar el texto en la metodología dejándolo abierto e indefinido:

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

Los datos contenidos en las bases de datos excluyen los valores extremos, (el subrayado no es del original).Sobre el particular es necesario resaltar la necesidad de que se defina formalmente en la metodología el concepto de valor extremo. En ese sentido es importante anotar que cuando se eliminan los valores extremos de una base de datos, implícitamente se está excluyendo la noción de riesgo y la variabilidad real que existe en lo referente al monto de inversión de proyectos hidroeléctricos, lo cual no deja de ser paradójico. También debe reconocerse que Costa Rica es un país pequeño, en donde cada año se desarrolla poca nueva capacidad de generación eléctrica, por lo cual es importante dar espacio a utilizar esos pocos datos que sí están disponibles para nuestra realidad nacional, en lugar de omitirlos como ha sido el caso en fijaciones tarifarias anteriores.

Por último, es nuestro criterio que utilizar una sola desviación estándar como límite para definir los valores extremos es excesivamente restrictivo, y obvia que existe importante variabilidad en los costos y configuraciones de centrales de generación eléctrica. Para la determinación de los valores extremos debería utilizarse el mismo parámetro que utiliza el Banco Central de Costa Rica3 a la hora de definir el cálculo para la Tasa Básica Pasiva, que es equivalente a dos desviaciones estándar.

3 (Metodología de cálculo de la Tasa Básica Pasiva, Vigente a partir del 26/12/2012).

http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Documentos//DocumentosMetodologiasNota sTecnicas/Nueva%20Metodolog%C3%ADa%20de%20C%C3%Allculo%20de%20la%20Tasa%20B%C3%Alsíca%20Pasiva.htm Respuesta En la posición 3 se consigna respuesta al trato de los valores extremos.(.)"

II. Que de conformidad con resultandos y considerandos que preceden y el mérito de los autos, lo procedente es

1)Modificar las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables, en los términos indicados en el informe técnico remitido mediante el oficio 29-CDR-2013 (sic)". 2) Tener como respuesta a los opositores lo señalado en el Considerando I de esta resolución y agradecerles por su valiosa participación en este proceso, tal y como se dispone.

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593, el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.Modificar las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovable, en los siguientes términos:

1. De la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación", aprobada mediante la Resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010:

1.1 Modificar el primer párrafo de la sección 1., de la siguiente forma:

"2.18. Rentabilidad (Ke) 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 CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

Ke = KL + βa * PR + RP Donde:

Ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

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.

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

" (.)

Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública." 1.4 Modificar el texto de las secciones "2.11. Indexación de costos totales"; "2.12 Costo interno" y "2.13 costo externo" de la siguiente forma:

Los valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe iniciarse en agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la inflación, por medio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la pérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:

Donde:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) CE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y depreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa IPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica." Eliminar el Por Tanto II de la resolución y ajustar la numeración de los Por Tanto siguientes.

2. De la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010:

2.1 Modificara el punto 3.6 de la siguiente forma:

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

Ke = KL + βa * PR + RP Donde:

Ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

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.

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

"3.3.2. Fuente de información (.)

Ca n = Ca n-1 * (IPPICRn/IPPICRn-1) Donde:

Can = Costo anual de explotación actualizado.

Can-1 = Costo anual de explotación del periodo anterior.

IPPICRn = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica actual IPPICRn-1 = Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica del periodo anterior.

I n = I n-1 * (IPRn/IPRn-1) En donde:

In = Inversión actualizada.

In-1 = Inversión del periodo anterior.

IPRn = Índice de Precios representativo actual IPRn-1= Índice de Precios representativo del periodo anterior.

Para seleccionar el índice de precios representativo se utilizará el criterio indicado en la sección 3.3.2" 3. De la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011 y RJD-013- 2012, del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta No 74 del 17 de abril de 2012:

3.1 Eliminar sección de "Generalidades".

3.2 Adicionar después de la sección de "Objetivo", lo siguiente:

"Costos de explotación (CE) (.)

b)Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

(.)" "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 CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

ρ = KL + βa * PR + RP Donde:

ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

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

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

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

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.

5. Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda." 6. Otras variables a. Tasa de interés (i) Se utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

d. Edad de la planta (e) Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero." 3.4 Modificar el texto de la siguiente forma:

"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.

a)La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR) .

(.)" 3.5 Adicionar al final de la sección "Monto de la inversión unitaria (M)", lo siguiente:

"Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública." 4. Del "Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación", aprobada mediante la Resolución RJD-162-2011, el 09 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011:

4.1 Modificar la sección "1.1. Objetivo y alcances" de la siguiente forma:

Se excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.

"4.4.1 Rentabilidad.

(.)

"Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública ." 5. Del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-163- 2011, el 30 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011:

5.1 Modificar el punto vii de la siguiente forma:

"vii. Costos fijo por capital (CFC) (.)

a. Apalancamiento (Y) El valor de apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio, la cual es parte de la fórmula del beta apalancado que se define posteriormente. El cálculo se realizará de conformidad con el punto b.4 siguiente.

b. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) (.)

""viii. Monto de la inversión unitaria (M) (.)

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

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

Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.

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

POR TANTO

RESUELVE:

Relaciones de disposiciones no disponibles

SCIJ conserva estas relaciones por número de artículo, pero la disposición no figura en el texto consolidado actual. Esto puede deberse a derogación, anulación, renumeración u omisión; solo se indica una causa cuando la fuente la identifica.

Artículo 1 No figura en el texto vigente

Afecta a

Amendment of Tariff Methodologies for Private Renewable GeneratorsReforma metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de

XIII. That the call for public hearing is published in La Gaceta No. 214 (Folios 70 and 76)

Artículo 21 — Energy purchase price: "ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected.

Artículo 21 — Energy Purchase Price: "ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected.

Artículo 31

Artículo 21 — Energy purchase price: "ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which it was selected.

Relationships for unavailable provisions

XIII. Que se publica la convocatoria a audiencia pública en La Gaceta No 214 (Folios 70 y 76)

Artículo 21 — Precio de compra de la energía: "El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó seleccionado.

Artículo 21 — Precio de compra de la energía: "El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó seleccionado.

Artículo 21 — Precio de compra de la energía: "El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó seleccionado.

II. Que de conformidad con resultandos y considerandos que preceden y el mérito de los autos, lo procedente es

Relaciones de disposiciones no disponibles

Stay Informed Mantente Informado

Email Updates Actualizaciones por Correo

WhatsApp Channel Canal de WhatsApp