Setting of reference tariffs for new wind power plantsFijación de tarifas de referencia para plantas eólicas nuevas

in the entirety of the text - Complete Text of Standard 027 Ex officio tariff setting according to the "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants Complete Text of record: 101EDE REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES ENERGY SUPERINTENDENCY RIE-027-2015 of March 13, 2015.- Ex officio tariff setting according to the "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" ET-170-2014

I.That on November 30, 2011, through Resolution RJD-163-2011, the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" was approved, which was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011.

II.That on September 19, 2013, through resolution RIE-080-2013, the Energy Superintendent set the tariff band for all new private wind generators, which was published in La Gaceta No. 190 of October 3, 2013.

III.That on March 20, 2014, through resolution RJD-027-2014, the Board of Directors of the Regulatory Authority modified the tariff-setting methodologies for electric energy generators using renewable resources, published in La Gaceta Supplement No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.

IV.That on December 9, 2014, through official communication 1700-IE-2014, the Energy Superintendency issued the report on the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" (folios 03 to 28). That same day, through official communication 1701-IE-2014, based on technical report 1700-IE-2014, the Energy Superintendent requested the opening of the case file and the call for citizen participation (folio 01).

V.That on January 13, 2015, the call for public consultation was published in La Gaceta No. 08 (folio 29) and in 2 nationally circulated newspapers; La Nación and La Extra (folio 34).

VI.That on February 12, 2015, through official communication 0535- DGAU-2015/ 004461, the General Directorate of User Services provided the report on objections and coadjuvancies, which indicates that 3 positions were received (folios 66 to 597):

. Instituto Costarricense de Electricidad.

. Molinos de Viento del Arenal S. A., and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-120506.

. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA).

VII.That on March 13, 2015, through official communication 472-IE- 2015, the Energy Superintendency issued the respective technical study on the present tariff proceeding.

I.That from the cited technical study 472-IE-2015, which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:

"II. ANALYSIS OF THE MATTER 1. Application of the methodology.

This section presents the detail of the application of the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" according to resolution RJD-163-2011 published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and RJD-027-2014 of March 20, 2014, and the criteria used in each case.

The manner in which each of the model's variables was calculated is detailed below.

a. Sales expectations (E) To estimate the amount of energy to be used to determine the applicable tariffs, the following equation is considered:

E=8760*fp Where:

E = Annual sales expectation (amount of energy).

8760 = Number of hours in a year (24*365).

Fp = Plant factor (fp) applicable by source.

b. Plant factor The value of the plant factor used in this model is obtained from the information of national plants that generate with a wind source for which the Regulatory Authority has available information. Information from the last five available years and the data from plants that generated energy for 10 or more months of the respective year are used; for these plants, the weighted average by installed capacity for each of the years is considered.

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

i. For the last five years with available information, that is, for 2009, 2010, 2011, 2012, and 2013, the average of the values for each individual plant that has 10 or more months of production in each of those years is estimated.

ii. The available information refers to the generation of the following plants: Molinos de Viento S. A., Plantas Eólicas S. A., Aeroenergía S. A., Tejona, Planta Eólica Guanacaste S. A., the Proyecto Eólico Los Santos, and the Proyecto Eólico Valle Central.

iii. Once the average for each particular plant is obtained, the weighted annual average by installed capacity is calculated for the years mentioned above; that is, after this, there are five data points, one for each year, the results of which are detailed in Table No. 1.

iv. The weighted average by total installed capacity of these five values is the plant factor to use to obtain the tariff. The updated value is 0.41.

Annex 1 shows the information required to obtain the plant factor, that is, the amount of energy produced per plant and the installed capacity, as well as the result for each of the wind plants used. The following table shows the summary of the results for each year and the average for the 2008-2012 period.

Table No. 1 Calculation of the Plant Factor.

Period 2009-2013

Source: Prepared by the Energy Superintendency, Annex No. 1 c. Operating costs (Ca) Among the operating costs, costs that are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions are considered, not including depreciation expenses, financial The methodology approved in RJD-163-2011 indicates that the calculation will be obtained by determining a sample of the operating costs of plants similar to those intended to be tariffed and that if it is not possible to obtain specific data from individual plants, supplementary bibliography may be used, provided it is from reliable, impartial, and public sources.

For the present application, information on operating costs of individual plants is not available, which is why bibliography is used to obtain the operating costs.

Bibliography was analyzed from reliable sources in Latin America, Europe, and the United States of America. Information was also taken from the website www.wordenergy.org, specifically the document called: World Energy Perspective Cost of Energy Technologies; data were taken from table No. 2, page 15, for the countries: United States and Brazil. Furthermore, the number of information sources was information that is indicated below:

. According to IRENA (2012). "Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Wind Power", this publication is available on the website: http://www.irena. org/documentdownloads/publications/re_technologies_ cost_analysis-wind_power.pdf and is also on the CD with the calculations attached to this report.

. Office of integrated Analysis & Forecasting: US Energy Information Administration: The cost and performance of distributed Wind Turbines, 2010,-2035, which is found on the website: http://www.eia.gov/analysis/studies/ distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf and is attached to the report's CD.

. National Renewable Energy laboratory: The Cost of Wind Energy 2010, available at http://www.nrel.gov/docs/ fy12osti/5920.pdf and attached to the report's CD.

. European Wind Energy Association (EWEA): The Economics of Wind Energy, available at: http://www. ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/ Economics_of_Wind_Energy.pdf and attached to the CD of this report.

. US Department of Energy: 2012 Wind Technologies market report, available at http://www.eere.energy.gov/ wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf The operating cost was calculated as follows:

i. According to the bibliography consulted1, operating costs are between 1 and 1.5 cents of ?/kWh during the useful life of the turbines, in 2008 euros. For the study, the average amount of 1.25 cents of ?/kWh was used. The equivalent of 1.25 cents of ?/kWh is calculated in 2008 dollars, using the dollar-to-euro exchange rate for 2008, which according to the Federal Reserve information (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Review. aspx?rel=H10) was 1.47 dollars per euro. This results in 1.84 US$ cents per kWh. The operating cost per kW in 2008 is $65.5 per kW. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 7.79%.

1Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Department of Economics, University of Alcalá, Spain. 2009. Elsevier Journal ii. From the second source of information2, it is obtained that the operation and maintenance cost for plants with plant factors between 20 and 45% ranges between $24,000/MW and $24,400/MW, and given that the plant factor for the plants to be tariffed is 41%, a value of $24,400/MW is taken. As the information is from October 2013, this value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 2.17%.

2h t t p : / / w w w. w o r l d e n e rg y. o rg / w p - c o n t e n t / u p l o a d s / 2 0 1 3 / 0 9 / W E C _ J 11 4 3 _ CostofTECHNOLOGIES_021013_WEB_Final.pdf text-align:justify'>iii. From IRENA (2012)3, an average operating cost of US$104.79 per kW is obtained for 2011, which comes from operating costs of different countries, assuming a plant with a plant factor of 41%; the value obtained is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 0.21%. A value of US$106.84 per kW is obtained.

3http://www.irena.org/documentdownloads/publications/re_technologies_cost_analysis-wind_power.pdf iv. From the Office of integrated Analysis & Forecasting4, a breakdown of the operating costs of a wind plant is available, which gives a value of US$77.69 for 2012 (considering a plant with a plant factor of 41%); this value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 1.86%. A value of US$76.24 per kW is obtained.

4http://www.eia.gov/analysis/studies/distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf v. From the National Renewable Energy Laboratory5, operating costs between US$10/MWh and US$30/MW are obtained, which are averaged and a cost for a plant with a 41% plant factor of US$71.56 per kWh is obtained for 2012. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 1.86%. A value of US$70.23 per kW is obtained.

5http://www.nrel.gov/docs/fy12osti/5920.pdf vi. From the European Wind Energy Association (EWEA)6, it is obtained that costs are between 1.2 and 1.5 euro cents per MWh, from which an average of 1.35 euro cents per MWh is obtained. This data is converted to dollars; according to Federal Reserve information (http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Review.aspx?rel=H10) the rate was 1.3935 dollars per euro, resulting in 1.88 US$ per MWh for 2012. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 13.41%. A value of US$76.34 per kW is obtained.

6http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Economics_of_Wind_Energy.pdf vii. Finally, from the US Department of Energy7, operating costs for wind plants of between 23.2 and 23.9 US$ per MWh are obtained, which are averaged, and a cost for a plant with a plant factor of 41% of US$84.27 per kW is obtained for 2012. This value is updated to December 2014 using the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a variation of 1.86%. A value of US$82.70 per kW is obtained.

7http://www.eere.energy.gov/wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf viii. By averaging all the above operating costs for wind plants, a value of US$72.14 per kW is obtained.

ix. It is important to mention that all the literature related to the operating costs of wind plants indicates that from 1980 to date, these costs have been considerably reduced, with the advent of more efficient technologies. The inconvenience of obtaining specific data on operating costs of plants of this type is mentioned, due to how new this industry is, and generally, what is done is to extrapolate data and thus obtain reasonable operating cost data.

x. Current literature shows that operating costs for plants such as those intended to be tariffed are decreasing, reaching values even of $20,000/MW. In this study, it was decided to average the cost value used in the previous tariff setting with the new information on operating costs, so that the new wind generating companies move toward efficiency.

The resulting operating cost for a wind plant is US$72.14 per kW (see Annex No. 2).

d. Fixed cost for capital (CFC) The fixed cost for capital (CFC) depends on the amount and conditions of the investment, including the debt-to-equity ratio, financing conditions, the age of the plant, and its useful life, among others.

The FC factor is calculated using the equation that determines the amount of the uniform payment, applicable throughout the entire economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return.

i. Financial leverage (ψ) Financial leverage is the percentage of the investment that will be financed with debt. To obtain this data, the Regulatory Authority calculates the average debt financing of the electricity generation projects for which it has information.

In this case, the available information is that provided in the following sources:

. The bidders of public tender No. 2006LI- 000043-PROV promoted by ICE: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas), and Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).

. The latest tariff settings for private generators that contain information on financial leverage: for P.H. El Ángel it is 65% according to data from ET- 169-2010 on folio 855, and for P.H. Vara Blanca it is 75% according to folio 327 of ET-185-2010.

. The financial conditions presented by the participants in public tender 2010LI- 000020-PROV are included, which are: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S. A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A (P.E. Los Ángeles), and Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).

. All the wind projects participating in ICE's call No. 01-2012 are included: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), for which financing information is handled within a range, so the range values are averaged and the result is used; and TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Segeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo (Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte S. A.), and Vientos del Este (Aeroenergía S. A.). In this case, only one data point is available for all projects, which was used.

The average value of the financial leverage for the projects for which information is available is 72.4%.

The following table shows the specific values for each project:

Table No. 2 Calculation of the Financial Leverage Percentage

Source: Prepared by the Energy Superintendency.

ii. Return on equity (ρ) The level of return will be determined by applying the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the sources of information indicated in resolution RJD-027-2014, these being:

. The Risk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period used to calculate the risk premium will be used, which is available on the website of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve. gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Therefore, the risk-free rate for the last 5 years, from January 2009 to December 2013, the average of these values is 2.68%. Annex No. 3 details each of the monthly values.

. Risk Premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used. Country Risk (RP) considers the value published for Costa Rica, from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk Premium. The values for 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 for the last 5 years available at the date of the tariff setting is from 2009 to 2013, for which the arithmetic average is 5.26% (see Annex No. 4).

. As indicated by RJD-027-2014, the source of information chosen for the variables described above 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).

. Debt-to-equity ratio (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. In this case, the financial leverage calculated in point i. above is used, resulting in 72.4%.

. Unlevered beta: The value of the unlevered beta (ßd) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://www. stern.nyu.edu/~adamodar.

It is not possible to use an average of the last 60 months because the source of information does not have monthly data, as it only calculates one beta with 5 years of data. For this reason, the unlevered beta is obtained as the data published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service in the United States of America available.

It was decided to use this beta category because the companies in the Utility General sample are mostly related to electricity; whereas Power has a very broad mix of companies (natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration). Although the sample for the Power index is larger in terms of number of companies, these correspond, to a large extent, to activities other than electricity. In Costa Rica, the electricity sector is a public service in all its stages, such that the Utility General index is more representative of this sector. In past tariff studies, the category corresponding to "Electric Utility" was used; however, this category no longer exists, with Utility General being the most similar.

The value obtained is 0.38 (see Annex No. 5).

. Country Risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk Premium; the values will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar The country risk value used is 3.45%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Annex No. 6).

. Income tax rate: it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Ley Nº 7092.

The level of return is:

Table No. 3 Calculation of the level of return

Source: Energy Superintendency iii. Interest rate 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, will be used.

The arithmetic average of the last sixty months, from January 2010 to December 2014, of the aforementioned interest rate is 8.966% (see Annex No. 7).

iv. Economic life of the project (v) As established in RJD-163-2011, for the purposes of the model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that the economic life is equal to the useful life of the project, estimated at 20 years.

v. Debt term (d) and contract term As established in resolution RJD-163-2011, the debt term is 20 years. This duration has been assigned to be equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum allowed by law.

vi. Age of the plant.

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

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

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

The investment amount is calculated as follows:

i. From the information available in the Regulatory Authority on wind plants in the current tariff setting, the wind projects participating in ICE's call No. 02-2014 are included, namely Vientos del Este (Aeroenergía S. A.), Mandela I (Desarrollos Ecológicos Escazú S. A.), Mandela II (Devial AS S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.), Guayabo (Venfor S.R.L.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Laguna de Mogote (Eólico Laguna de Mogote S. A.), Alto de los Leones (Eólico Alto de los Leones S. A.), Segeléctrica (Segeléctrica de Costa Rica S. A.), Invenio (Desprosa S. A.), San Jorge (Eólico San Jorge S.R.L.), La Montosa (Vientos de la Montosa S.R.L.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte), Ventus (Eaton Power S. A.), and Arenal (Proyecto Eólico Pedregal S. A.); from ICE's call No. 01-2012, namely Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S. A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), all with a capacity equal to or less than 20 MW.

Then, the investment cost of Los Santos8 is obtained, a plant of less than 20 MW9, and of Valle Central with a capacity of 15 MW. From Chile's Servicio de Evaluación Ambiental10, investment costs for 6 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW are obtained; with the information from the United Nations Clean Development Mechanism11, the information for three projects in the sample (Canela, Cabo Negro, and Chome) is updated; and from the Inter-American Investment Corporation12, the investment cost of a wind project in Argentina of less than 20 MW is obtained. With the above information, there is a sample of 34 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW.

8The information is available at: http://www.coopesantos.com.

9 Information obtained from official communication 2001-0043-2013 of CNFL in response to official communications 113- IE-2012 and 097-IE-2013.

10 The information is available at: http://www.sea.gob.cl/ 11 The information is available at: http://cdm.unfccc.int/ 12 The information is available at: http://www.iic.org/es/projects ii. For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is available, which is why each of the values is indexed to the month of December 2014. For this application, the Producer Price Index for the Turbine and Power Transmission Equipment Industry (PCU33361-33361)13 is used, due to the position presented by the companies in the public hearing process regarding the appropriateness of using this index, as it better represents the possible changes in prices of the inputs needed to build a wind plant.

iii. For plants where it is unknown whether the amount includes the payment of interest during the construction period of the wind project, one year of interest is estimated and subsequently included in the investment amount.

13This information is obtained from the Bureau of Labor Statistics at: http://www.bls.gov/ iv. Subsequently, for the total investment cost data as of October 2014, the weighted average by capacity is calculated to obtain the average investment cost value of the sample. This is $2,101 per kW with the sample obtained.

v. Finally, the standard deviation of the investment costs of the sample is calculated, obtaining a value of $559 per KW. With the above information, the upper and lower limits of the tariff range are calculated, as detailed below.

f. Environmental factor Currently, the environmental factor is equal to zero. According to resolution RJD-163-2011, this factor will be included in the tariff once the methodology corresponding to the environmental component is approved, as well as its respective amount. The approval of this methodology must comply with the procedures established in the current legal framework (among others, the call for and holding of a public hearing).

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

i. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in $559.

ii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation, that is, $2,101 + $559 = $2,660 per kW.

iii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus the standard deviation found in step 1; in other words, $2,101 - $559 = $1,541 per KW.

h. Tariff calculation Once all variables are calculated, they are entered into the tariff calculation formula, and the result is as follows:

Table No. 4 Tariff calculation

Source: Intendencia de Energía i. Tariff structure:

The reference tariff structure for a wind-powered electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:

Table No. 5 Tariff structure for wind plants (dollars / kWh)

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

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

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

(.)

IV. Conclusions

1. Applying the approved tariff methodology for private wind generators, it is obtained that the plant factor is 0.41; the operating cost is $72.14 per KW; the average value of financial leverage is 72.4%; the profitability is 11.80%; and the weighted average investment cost is $2,101 per kW.

2. Updating the variables that make up the tariff methodology for new private wind generation plants results in a lower band (lower limit) of $0.0753 per kWh, an average tariff of $0.0953 per kWh, and an upper band (upper limit) of $0.1153 per kWh.

3. The tariff structure for wind generation is:

Source: Intendencia de Energía (.)

II.That regarding the oppositions filed in the public consultation, from official communication 472-IE-2015 dated March 13, 2015, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

(.)

The oppositions filed and their respective analysis are summarized below:

1. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Ms. María Gabriela Sánchez Rodríguez, identification number 107960417, in her capacity as special administrative agent (folios 66 to 69).

(.)

The following are the responses to the positions summarized above:

a. As ICE indicates, ARESEP, for this tariff setting, relied on public and recognized information to obtain the amount of operating costs and investment costs.

b. As this Intendencia has repeatedly indicated in previous resolutions, the citizen participation mechanism defined by Law is for interested parties to express their positions regarding a tariff adjustment proposal, methodology, rules, and applications for electric power generation. Through this mechanism, the Regulatory Authority gathers criteria from citizens and companies on the matter submitted for public knowledge.

It should be clarified to ICE that, in accordance with Article 36 of Law 7593, what is sent to the public hearing is a proposal. The proposal refers to the technical report addressed to all interested parties justifying the need for a new tariff setting. Therefore, the tariff-setting proposal should not be confused with the tariff setting, which is based on a technically justified report and takes into account what was expressed by the participants in the public hearing.

In addition to the above, the Constitutional Chamber of the Supreme Court of Justice has addressed the issue. In this regard, in resolution 17238-2011, it was stated pertinently that:

[.] The fact that any of the parties submit documents at the hearing, as is discussed in this case regarding the businessmen, does not violate due process or the right of citizen participation because that is, precisely, the procedural opportunity to become aware of all claims, objections, and evidence submitted; once it has been held, nothing prevents those interested in objecting to the documents submitted at the hearing from doing so. The contrary, that is, preventing the businessmen from submitting documents during the hearing, would violate their right to due process since, among other reasons, the hearing is the occasion to address the citizens' objections. [.]

(.)

2. Molinos de Viento del Arenal S. A., legal entity identification number 3-101-147592 and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-120506 (folios 70 to 94).

(.)

The following are the responses to the positions summarized above:

a. Regarding the index used to index investment costs, the companies are informed that each of the methodologies has its own characteristics, dealing with generation plants using different sources. That is why the index for New Constructions is appropriate in the "Model for setting tariffs for private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE," however it does not apply to the case of new wind plants. However, it is noted that the proposal from another hearing position, to use the Turbine and transmission equipment industry index (code PCU33361-33361), is taken into account, as this better represents the possible changes in prices of the inputs necessary to build a wind plant.

b. Regarding country risk, it is indicated that resolution RJD-027-2014 specifies that the value published for Costa Rica from the data called Risk Premiums for other markets, where country risk is called Country Risk Premium, will be used; the values will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, just as was used on this occasion.

c. The company is informed that ARESEP must have information from both the national and international markets. The information obtained from the tenders conducted by ICE is public, is not declared confidential, and comes from the same companies participating in the bidding process, which are revealing information with which they are willing to enter the national market. It is for this reason that this Intendencia does not consider it erroneous to use this type of information. Whether or not there are incentives to undervalue the information declared in these tenders is outside the scope of this Intendencia.

d. From the information provided by the companies regarding operating costs for new wind plants, they are informed that it will be used, which can be seen extensively in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$ 72.14 per kW.

e. Regarding the inclusion of the environmental factor, this Intendencia considers that the tariff setting proposed on this occasion adheres to what is established by the current methodology, which in this case does not include an environmental factor variable, since a methodology for its determination is not yet available.

(.)

3. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA), legal entity identification number 3-101-644281, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identification number 1-1110-0069.

(.)

The following are the responses to the positions summarized above:

a. It is indicated that, from the information provided by the companies regarding operating costs for new wind plants, it will be used, which can be widely seen in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$ 72.14 per kW.

Regarding the inclusion of the Tejona plant, it is important to indicate that this methodology contemplates the operation and maintenance costs for a new plant, and Tejona is a plant with more than a decade in operation, therefore it presents very inefficient operating costs, compared with the costs that a new wind plant may currently have. Thus, for reasons of comparability, it is not included in the analysis.

b. Given the arguments for changing the investment indexation index, the change proposal is accepted, and the Turbine and Transmission Equipment Industry Index (reference code PCU33361-33361) will be used.

c. The company is informed that ARESEP must have information from both the national and international markets. The information obtained from the tenders conducted by ICE is public, is not declared confidential, and comes from the same companies participating in the bidding process, which are revealing information with which they are willing to enter the national market. It is for this reason that this Intendencia does not consider it erroneous to use this type of information. Whether or not there are incentives to undervalue the information declared in these tenders is outside the scope of this Intendencia.

(.)

4. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal entity identification number 3-002-115819, represented by Mario Alvarado Mora, holder of identification number 401290640, in his capacity as general agent.

(.)

Although the opposition filed by ACOPE was not admitted, a response is given to its arguments:

a. The petitioner is informed that, from the information provided by the companies regarding operating costs for new wind plants, it will be used, which can be widely seen in section c. Operating Costs (Ca) of this report. Obtaining an operating cost value of US$ 72.14 per kW.

b. Given the arguments for changing the investment indexation index, the change proposal is accepted, and the Turbine and Transmission Equipment Industry Index (reference code PCU33361-33361) will be used.

(.)

III.That in accordance with what was stated in the foregoing resultandos and considerandos and on the merits of the case record, it is appropriate to set the electricity tariffs, as ordered. Therefore,

THE INTENDENTE DE ENERGÍA,

I.To set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of the lower tariff (lower limit) of $0.0753 per kWh, the average tariff of $0.0952 per kWh, and an upper tariff (upper limit) of $0.1152 per kWh; with the following structure for the tariff ($/kWh).

II.In accordance with resolution RJD-163-2011, new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to submit annually to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance, administrative expenses, and individual investment expenses), as well as its proper justification. For these purposes, the audited financial statements of the company for the immediately preceding year must be submitted before March 31 of each year.

In compliance with Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (L. G. A. P.), it is informed that the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary remedy of review may be filed against this resolution. The revocation remedy may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

In accordance with Article 346 of the L. G. A. P., the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following that of notification, and the extraordinary review remedy, within the periods indicated in Article 354 of said law.

Publish and notify.

Whereas:

Considering:

Annex No. 8 shows the sample and the investment values used.

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 027 Fijación tarifaria de oficio según el “Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas Texto Completo acta: 101EDE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-027-2015 del 13 de marzo de 2015.-Fijación tarifaria de oficio según el "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas" ET-170-2014

I.Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163-2011, se aprobó el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011.

II.Que el 19 de setiembre de 2013, mediante la resolución RIE-080-2013, el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos, la cual fue publicada en La Gaceta Nº 190 del 03 de octubre del 2013.

III.Que el 20 de marzo del 2014, mediante la resolución RJD-027-2014, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora modificó las metodologías de fijación de tarifas para generadores de energía eléctrica con recursos renovables, publicada en La Gaceta Alcance Nº 10 de La Gaceta Nº 65 del 02 de abril de 2014.

IV.Que el 09 de diciembre del 2014, mediante el oficio 1700-IE-2014, la Intendencia de Energía emitió el informe sobre el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" (folios 03 al 28). Ese mismo día, mediante el oficio 1701-IE-2014, sobre la base del informe técnico 1700-IE-2014, el Intendente de Energía solicitó la apertura del

V.Que el 13 de enero de 2015 se publicó en La Gaceta N° 08 la convocatoria a consulta pública (folio 29) y en 2 periódicos de circulación nacional; La Nación y La Extra (folio 34).

VI.Que el 12 de febrero de 2015, mediante el oficio 0535- DGAU-2015/ 004461, la Dirección General de Atención al Usuario aportó el informe de oposiciones y coadyuvancias, en el cual se indica que se recibieron 3 posiciones (folios del 66 al 597):

. Instituto Costarricense de Electricidad.

. Molinos de Viento del Arenal S. A., y Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101-120506.

. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA).

VII.Que el 13 de marzo de 2015, mediante el oficio 472-IE- 2015, la Intendencia de Energía, emitió el respectivo estudio técnico sobre la presente gestión tarifaria.

I.Que del estudio técnico 472-IE-2015, citado, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

"II. ANÁLISIS DEL ASUNTO 1. Aplicación de la metodología.

En este apartado se presenta el detalle de la aplicación del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" según la resolución RJD-163-2011 publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre del 2011 y la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y los criterios que se utilizan en cada caso.

A continuación se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.

a. Expectativas de venta (E) Para estimar la cantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se considera la siguiente ecuación:

E=8760*fp Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía).

8760 = Cantidad de horas de un año (24*365).

Fp = Factor de planta aplicable según fuente.

b. Factor de planta El valor del factor de planta utilizado en este modelo se obtiene de la información de las plantas nacionales que generan con fuente eólica para las cuales la Autoridad Reguladora tiene información disponible. Se utiliza la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año, para estas plantas se considera el promedio ponderado por capacidad instalada para cada uno de los años.

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

i. Para los últimos cinco años con información disponible, es decir, para el 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013, se estima el promedio de los valores de cada planta individual que cuente con 10 o más meses de producción en cada uno de esos años.

ii. La información disponible se refiere a la generación de las siguientes plantas: Molinos de Viento S. A., Plantas Eólicas S. A., Aeroenergía S. A., Tejona, Planta Eólica Guanacaste S. A., el Proyecto Eólico Los Santos y el Proyecto Eólico Valle Central.

iii.Una vez que se obtiene el promedio para cada planta particular, se calcula el promedio anual ponderado por capacidad instalada para los años mencionados anteriormente, es decir, se tienen luego de esto cinco datos, uno para cada año, los resultados se detallan en el cuadro Nº 1.

iv. El promedio ponderado por la capacidad instalada total de estos cinco valores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. El valor actualizado es de 0,41.

El anexo 1 muestra la información requerida para obtener el factor de planta, es decir, la cantidad de energía producida por planta y la capacidad instalada, así como el resultado para cada una de las plantas eólicas utilizadas. El cuadro siguiente muestra el resumen de los resultados para cada año y el promedio del periodo 2008-2012.

Cuadro Nº 1 Cálculo del Factor de planta.

Periodo 2009-2013

Fuente: Elaboración Intendencia de Energía, Anexo Nº 1 c. Costos de Entre los costos de planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

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

Para la presente aplicación, no se cuenta con información de costos de explotación de plantas individuales, razón por la cual se utiliza bibliografía para la obtención de los costos de explotación.

Se analizó bibliografía de fuentes confiables de Latinoamérica, Europa y Estados Unidos de América. Además se tomó información de la página de internet www.wordenergy.org, específicamente el documento denominado: World Energy Perspective Cost of Energy Technologies, los datos se tomaron de la tabla Nº2, página 15, para los países: Estados Unidos y Brasil. Además se amplió la cantidad de fuentes información, con datos aportados por las empresas durante el proceso de audiencia pública, información que se indica a continuación:

. Según IRENA (2012). "Renewable Energy Techonologies: Cost Analysis Series. Wind Power", esta publicación se encuentra disponible enla página web: http://www.irena. org/documentdownloads/publications/re_technologies_ cost_analysis-wind_power.pdf y además se encuentra en el CD con los cálculos que se adjunta a este informe.

. Office of integrated Analysis & Forecasting: US Energy Information Administration: The cost and performance of distributed Wind Turbines, 2010,-2035, que se encuentra en la página web: http://www.eia.gov/analysis/studies/ distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf y se adjunta al CD del informe.

. National Renewable Energy laboratory: The Cost of Wind Energy 2010, disponible en http://www.nrel.gov/docs/ fy12osti/5920.pdf y se adjunta al CD del informe.

. European Wind Energy Association (EWEA): The Economics of Wind Energy, disponible en: http://www. ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/ Economics_of_Wind_Energy.pdf y se adjunta al CD de este informe.

. US Department of Energy: 2012 Wind Technologies market report, disponible en http://www.eere.energy.gov/ wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf El costo de i. Según la bibliografía consultada1, los costos de explotación se encuentran entre 1 y 1,5 centavos de ?/ kWh durante la vida útil de las turbinas, en euros del 2008. Para el estudio, se utilizó el monto promedio que es de 1,25 centavos de ?/kWh. Se calcula cuántos dólares del 2008 equivale a 1,25 centavos de ?/kWh, para lo cual se utilizó el tipo de cambio de dólares por euro del año 2008, el cual según información de la Reserva Federal (http://www.federalreserve.gov/datadownload/Review. aspx?rel=H10) fue de 1,47 dólares por euro. Lo que resulta en 1,84 centavos de US$ por kWh. El costo de explotación por kW en el año 2008 es de $65,5 por kW. Este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 7,79%.

1Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Departamento de Economía de la Universidad de Alcalá, España. 2009. Elsevier Journal ii. De la segunda fuente de información2, se obtiene que el costo de operación y mantenimiento para plantas con factores de planta entre 20 y 45% que oscilan entre $24 000/MW y $24 400/MW, y dado que el factor de planta para las plantas que se requiere tarifar es de 41%, se toma un valor de $24 400/ MW. Al ser la información de octubre de 2013, este valor se actualiza a diciembre del 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of labor Statistics, que da como resultado una variación de 2,17%.

2h t t p : / / w w w. w o r l d e n e rg y. o rg / w p - c o n t e n t / u p l o a d s / 2 0 1 3 / 0 9 / W E C _ J 11 4 3 _ CostofTECHNOLOGIES_021013_WEB_Final.pdf text-align:justify'>iii. De IRENA (2012)3, se obtiene un costo de explotación promedio de US$104,79 por kW para el 2011, que proviene de costos de explotación de diferentes países, asumiendo una planta con un factor de planta del 41%, el valor obtenido se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 0,21%. Se obtiene un valor de US$106,84 por kW.

3http://www.irena.org/documentdownloads/publications/re_technologies_cost_analysis-wind_power.pdf iv. De Office of integrated Analysis & Forecasting4, se tiene un desglose de los costos de operación de una planta eólica, que da un valor de US$ 77,69 para el 2012 (tomando en cuenta una planta con un factor de planta del 41%), este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 1,86%. Se obtiene un valor de US$76,24 por kW.

4http://www.eia.gov/analysis/studies/distribgen/systema/pdf/appendix-b.pdf v. Del Natinal Renewable Energy Laboratory5, se obtienen costos de explotación de entre US$10/MWh y US$30/ MW, los cuales se promedian y se obtiene un costo para una planta con un 41% de factor de planta de US$71,56 por kWh para el 2012. Este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 1,86%. Se obtiene un valor de US$70,23 por kW.

5http://www.nrel.gov/docs/fy12osti/5920.pdf vi. De la European Wind Energy Association (EWEA)6, se obtiene que los costos se encuentran entre 1,2 y 1,5 centavos de euros por MWh, de los cuales se obtiene un promedio de 1,35 centavos de euros MWh. Este dato se convierte a dólares, según información de la Reserva Federal (http://www.federalreserve.gov/datadownload/ Review.aspx?rel=H10) fue de 1,3935 dólares por euro, lo que resulta en 1,88 US$ por MWh del 2012. Este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 13,41%. Se obtiene un valor de US$76,34 por kW.

6http://www.ewea.org/fileadmin/files/library/publications/reports/Economics_of_Wind_Energy.pdf vii. Por último, del US Department of Energy7, se obtienen costos de explotación para plantas eólicas de entre 23,2 y 23,9 US$ por MWh, los cuales se promedian y se obtiene un costo para una planta con un factor de planta del 41% de US$84,27 por kW para el 2012. Este valor se actualiza a diciembre 2014 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 1,86%. Se obtiene un valor de US$82,70 por kW.

7http://www.eere.energy.gov/wind/pdfs/2012_wind_technologies_market_report.pdf viii. Al promediar todos los anteriores costos de explotación para plantas eólicas, se obtiene un valor de US$72,14 por kW.

ix. Es importante mencionar que toda la literatura relacionada con los costos de explotación de plantas eólicas indica que de 1980 a la fecha, estos costos se han venido reduciendo considerablemente, al contar con tecnologías más eficientes. Se menciona el inconveniente de obtener datos puntuales de costos de explotación de plantas de este tipo, por lo novedoso que es esta industrial y por lo general, lo que se hace es extrapolar los datos y así obtener el dato de costos de explotación razonables.

x. La literatura actual demuestra que los costos de explotación para plantas como las que se pretende tarifar vienen en descenso, llegando a valores incluso de $20 000/MW, en el presente estudio se decidió promediar el valor del costo utilizado en la fijación anterior, con la nueva información sobre costos de explotación, para que las empresas generadoras eólicas nuevas se encaminen a la eficiencia.

El costo de Nº 2).

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

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

i. Apalancamiento (ψ) El apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiado con deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calcula el promedio de financiamiento con deuda de los proyectos de generación eléctrica para los que contenga información.

En este caso, la información disponible es la aportada en las siguientes fuentes:

. Los oferentes de la licitación pública Nº 2006LI- 000043-PROV promovida por el ICE: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).

. Las últimas fijaciones a generadores privados que contienen información sobre el apalancamiento, para la P.H. El Ángel es de un 65% según datos del ET- 169-2010 en el folio 855 y para P.H. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010.

. Se incluyen las condiciones financieras presentadas por los participantes en la licitación pública 2010LI- 000020-PROV, las cuales son: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S. A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A (P.E. Los Ángeles) y Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).

. Se incluyen todos los proyectos eólicos participantes en la convocatoria Nº 01-2012 del ICE: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), para los cuales se maneja información de financiamiento en un rango, por lo que se promedian los valores del rango y el resultado es el que se utiliza, y TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Segeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo (Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte S. A.) y Vientos del Este (Aeroenergía S. A.). En este caso sólo se dispone de un dato para todos los proyectos, el cual fue utilizado.

El valor promedio del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 72,4%.

El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:

Cuadro Nº 2 Cálculo del Porcentaje de apalancamiento

Fuente: Elaboración Intendencia de Energía.

ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-027-2014, siendo estas:

. La 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 Por lo tanto, la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años, es de enero 2009 a diciembre 2013, el promedio de estos valores es de 2,68%. En el anexo Nº 3 se detalla cada uno de los valores mensuales.

. 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 información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación son del año 2009 al año 2013, con los cuales el promedio aritmético es de 5,26% (ver anexo Nº 4).

. Según lo indica la RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas anteriormente, 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).

. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 72,4%.

. Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (ßd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección: http://www. stern.nyu.edu/~adamodar.

No es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad en los Estados Unidos de América disponibl Se decide utilizar esta categoría del beta debido a que, las empresas de la muestra de Utility General están referidas mayormente a electricidad; mientras que Power tiene una combinación muy amplia de empresas (gas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración). Aunque la muestra del índice Power es mayor en cuanto a número de empresas, estas corresponden, en mucho, a actividades diferentes a la electricidad. En Costa Rica el sector eléctrico es un servicio público en todas sus etapas, de tal forma que el índice Utility General es más representativo de este sector. En pasados estudios tarifarios se utilizó la categoría correspondiente a "Electric Utility", sin embargo esta categoría ya no existe, siendo el más parecido el Utility General.

El valor obtenido es de 0,38 (ver anexo Nº 5).

. 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 se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar El valor del riesgo país utilizado es de 3,45%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años del riego específico para Costa Rica (ver anexo Nº 6).

. Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley Nº 7092.

El nivel de rentabilidad es:

Cuadro Nº 3 Cálculo del nivel de rentabilidad

Fuente: Intendencia de Energía iii. Tasa de interés 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.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de enero 2010 a diciembre 2014, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 8,966% (ver anexo Nº 7).

iv. Vida económica del proyecto (v) Según lo establecido en la RJD-163-2011, para los efectos del modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida económica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.

v. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo establece la resolución RJD-163-2011, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.

vi. Edad de la planta.

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

e. Monto de la inversión unitaria (M) El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.

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

El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:

i. De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en la fijación actual se incluyen los proyectos eólicos participantes de la convocatoria del ICE Nº 02-2014, a saber Vientos del Este (Aeroenergía S. A.), Mandela I (Desarrollos Ecológicos Escazú S. A.), Mandela II (Devial AS S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.), Guayabo (Venfor S.R.L.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Laguna de Mogote (Eólico Laguna de Mogote S. A.), Alto de los Leones (Eólico Alto de los Leones S. A.), Segeléctrica (Segeléctrica de Costa Rica S. A.), Invenio (Desprosa S. A.), San Jorge (Eólico San Jorge S.R.L.), La Montosa (Vientos de la Montosa S.R.L.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte), Ventus (Eaton Power S. A.) y Arenal (Proyecto Eólico Pedregal S. A.), de la convocatoria del ICE Nº 01-2012, a saber Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S. A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), todas con capacidad de igual o menor a 20 MW.

Luego, se obtiene el costo de inversión de Los Santos8, planta de menos de 20 MW9 y de Valle Central con una capacidad de 15 MW. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile10 se obtienen costos de inversión para 6 plantas eólicas con capacidades igual o menor a 20 MW, con la información de Mecanismos de Desarrollo Limpio de las Naciones Unidas11 se actualiza la información de tres proyectos de la muestra (Canela, Cabo Negro y Chome) y de la Corporación Interamericana de Inversiones12 se obtiene el costo de inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW. Con la información anterior se tiene una muestra de 34 plantas eólicas de capacidades iguales o menores a 20 MW.

8La información se encuentra disponible en: http://www.coopesantos.com.

9 Información obtenida del oficio 2001-0043-2013 de la CNFL en respuesta a los oficios 113- IE-2012 y 097-IE-2013.

10 La información se encuentra disponible en: http://www.sea.gob.cl/ 11 La información se encuentra disponible en: http://cdm.unfccc.int/ 12 La información se encuentra disponible en: http://www.iic.org/es/projects ii. Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los valores se indexan al mes de diciembre del 2014. Para esta aplicación se utiliza el Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión (PCU33361-33361)13, debido a la posición que presentaron las empresas en el proceso de audiencia pública, de la conveniencia del uso de este índice, ya que representa en mejor forma los posibles cambios en precios de los insumos necesarios para construir una planta eólica.

iii. Para las plantas que no se conoce si incluyen el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico, se estima un año de intereses, los cuales se incluyen posteriormente al monto de inversión.

13Esta información se obtiene del Bureau of Labor Statistics en: http://www.bls.gov/ iv. Posteriormente, para los datos de costos de inversión total a octubre 2014 se calcula el promedio ponderado por capacidad para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra. El cual es de $2 101 por kW con la muestra obtenida.

v. Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se obtiene un valor de $559 por KW. Con la información anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de tarifas, según se detalla más adelante.

En el anexo Nº 8 se observa la muestra y los valores de inversión utilizados.

f. Factor ambiental Actualmente el factor ambiental es igual a cero. Según la resolución RJD-163-2011, este factor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la metodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto. La aprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (entre otros, la convocatoria y realización de audiencia pública).

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

i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado $559.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $2 101 + $559 = $2 660 por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en otras palabras, $2 101 - $559 = $1 541 por KW.

h. Cálculo de la tarifa Una vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa y el resultado es el siguiente:

Cuadro Nº 4 Cálculo de la tarifa

Fuente: Intendencia de Energía i. Estructura tarifaria:

La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad eólica según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163- 2011, es:

Cuadro Nº 5 Estructura tarifaria para plantas eólicas (dólares / kWh)

Fuente: Intendencia de Energía j. Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

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

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

(.)

IV. Conclusiones

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados eólicos, se obtiene que el factor de planta es de 0,41; el costo de financiero es de 72,4%; la rentabilidad es del 11,80% y el costo de inversión promedio ponderado es de $2 101 por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada nuevas eólicas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de $0,0753 por kWh, una tarifa promedio en $0,0953 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1153 por kWh.

3. La estructura tarifaria para la generación eólica es:

Fuente: Intendencia de Energía (.)

II.Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la consulta pública, del oficio 472-IE-2015 del 13 de marzo de 2015, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

(.)

A continuación se procede a resumir las oposiciones presentadas y a su respectivo análisis:

1. Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada por la señora María Gabriela Sánchez Rodríguez, cédula número 107960417, en su condición de apoderada especial administrativa (folios del 66 al 69).

(.)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Tal y como lo indica el ICE, la Aresep para esta fijación se basó en información pública y reconocida para obtener el monto de costos de explotación y de costos de inversión.

b. Como reiteradamente lo ha indicado esta Intendencia en anteriores resoluciones, el mecanismo de participación ciudadana definido por Ley, es para que los interesados manifiesten sus posiciones con respecto a alguna propuesta de ajuste tarifario, metodología, normas y solicitudes para generación de fuerza eléctrica. Mediante este mecanismo la Autoridad Reguladora reúne criterios de los ciudadanos y empresas sobre el aspecto sometido a conocimiento público.

Cabe aclararle al ICE que, de conformidad con lo indicado en el artículo 36 de la Ley 7593, lo que se envía a la audiencia pública es una propuesta. La propuesta se refiere al informe técnico dirigido a todas las partes interesadas donde se justifica la necesidad de una nueva fijación tarifaria. Así pues, no se debe confundir la propuesta de fijación tarifaria, con la fijación tarifaria, que está basado en un informe técnicamente justificado y que toma en cuenta lo expresado por los participantes de la audiencia pública.

Además de lo anterior, la Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia, se ha referido al tema. Al respecto, en la resolución 17238-2011 se indicó en lo conducente que:

[.] El hecho de que cualquiera de las partes presente documentos en la audiencia, como se discute en este caso con relación a los empresarios, no vulnera el debido proceso ni el derecho de participación ciudadana pues esa es, precisamente, la oportunidad procesal para conocer todas las pretensiones, objeciones y pruebas aportadas; una vez celebrada, nada obsta para que los interesados en objetar los documentos aportados en la audiencia así lo hagan. Lo contrario, es decir, el impedir a los empresarios que aportaran documentos durante la audiencia, violaría su derecho al debido proceso pues, entre otros motivos, la audiencia es la ocasión para referirse a las objeciones de los ciudadanos. [.]

(.)

2. Molinos de Viento del Arenal S. A., cédula de persona jurídica 3-101-147592 y Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101- 120506 (folios del 70 al 94).

(.)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Con respecto al índice utilizado para indexar los costos de inversión, se le indica a las empresas que cada una de las metodologías tiene sus propias características, tratándose de plantas de generación por medio de diferentes fuentes, es por ello que el índice para Nuevas Construcciones es el adecuado en el "Modelo de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE", sin embargo no aplica para el caso de las plantas eólicas nuevas. Sin embargo se indica que se toma en cuenta la propuesta de otra posición de la audiencia, de utilizar el índice de la industria de Turbinas y equipo de transmisión (código PCU33361-33361), ya que éste representa en mejor forma los posibles cambios en precios de los insumos necesarios para construir una planta eólica.

b. Con respecto al riesgo país, se indica que la resolución RJD- 027-2014 especifica que se usará 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 se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar, tal y como se utilizó en esta ocasión.

c. Se le indica a la empresa, que la Aresep debe contar con información tanto del mercado nacional como internacional, la información que se obtiene de los concursos que realiza el ICE es pública, no es declarada confidencial y proviene de las mismas empresas que están participando en la licitación, las cuales están revelando información con la cual están dispuestos a entrar al mercado nacional. Es por ello que no considera esta Intendencia que es erróneo utilizar este tipo de información. El que haya o no incentivos para subvalorar la información declarada en estos concursos, está fuera del ámbito de esta Intendencia.

d. De la información aportada por las empresas en cuanto a los costos de cual se puede observar ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca) de este informe. Obteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14 por kW.

e. Respecto a la inclusión del factor ambiental, considera esta Intendencia que la fijación tarifaria que se propone en esta ocasión está apegada a lo que establece la metodología vigente, la cual en este caso no incluye una variable de factor ambiental, toda vez que todavía no se cuenta con una metodología para su determinación.

(.)

3. Inversiones Eólicas Campos Azules S. A. (IECA), cédula de persona jurídica 3-101-644281, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069.

(.)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Se le indica que de la información aportada por las empresas en cuanto a los costos de ver ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca) de este informe. Obteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14 por kW.

Con respecto a la inclusión de la planta Tejona, es importante indicar que con esta metodología se están contemplando los costos de operación y mantenimiento para una planta nueva y Tejona es una planta con más de una década en operación, por lo cual presenta costos de explotación muy ineficientes, comprados con los costos que actualmente pueda tener una planta eólica nueva. Así las cosas, por un tema de comparabilidad no se incluye en el análisis.

b. Dados los argumentos para cambiar el índice de indexación de la inversión, se acepta la propuesta de cambio y se va a utilizar el Índice de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión (código de referencia PCU33361-33361).

c. Se le indica a la empresa, que la Aresep debe contar con información tanto del mercado nacional como internacional, la información que se obtiene de los concursos que realiza el ICE es pública, no es declarada confidencial y proviene de las mismas empresas que están participando en la licitación, las cuales están revelando información con la cual están dispuestos a entrar al mercado nacional. Es por ello que no considera esta Intendencia que es erróneo utilizar este tipo de información. El que haya o no incentivos para subvalorar la información declarada en estos concursos, está fuera del ámbito de esta Intendencia.

(.)

4. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica número 3-002-115819, representada por Mario Alvarado Mora, portador de la cédula de identidad número 401290640, en su condición de apoderado generalísimo.

(.)

Aunque la oposición presentada por ACOPE no fue admitida, se le dan respuesta a sus argumentos:

a. Se le indica al petente que de la información aportada por las empresas en cuanto a los costos de explotación para plantas eólicas nuevas, esta será utilizada, lo cual se puede ver ampliamente en el apartado c. Costos de explotación (Ca) de este informe. Obteniéndose un valor de costos de explotación de US$ 72,14 por kW.

b. Dados los argumentos para cambiar el índice de indexación de la inversión, se acepta la propuesta de cambio y se va a utilizar el Índice de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión (código de referencia PCU33361-33361).

(.)

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar las tarifas eléctricas, tal y como se dispone. Por tanto,

EL INTENDENTE DE ENERGÍA,

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0753 por kWh, la tarifa promedio en $0,0952 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1152 por kWh; con la siguiente estructura para la tarifa ($/kWh).

II.De conformidad con la resolución RJD-163-2011, los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual), así como su debida justificación. Para estos efectos se deberá presentar antes del 31 de marzo de cada año, los estados financieros auditados de la empresa del año inmediato anterior.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.

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

Publíquese y notifíquese.

Resultando:

Considerando:

RESUELVE: