Resolución 034 — Reference Tariff Methodology for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants

throughout the entire text - Full Text of Norm 034 Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants Full Text of Record: 17D5F5 PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY Resolution RJD-034-2015.-San José, at fifteen hundred hours on the sixteenth of March, two thousand fifteen.

Methodology for the Determination of Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants. File OT-296-2014.

I.-That the Public Services Regulatory Authority is currently engaged in a process of formalizing and designing methodologies across all regulated sectors. In the electricity sector, and specifically in private generation, a series of tariff models have been approved in recent years, applicable to the purchase and sale of electrical energy produced by private generators using various sources such as hydroelectric, wind, and biomass. These energy transactions have been framed within the provisions of Chapter I of Law 7200.

II.-That with the objective of initiating the methodological formulation and having information for its application, as well as gaining a better understanding of the market, a technical report titled "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica" was prepared within the framework of a technical cooperation project between the German Cooperation Agency (GIZ) and the Public Services Regulatory Authority. This report was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America.

III.-That it is important to note that since 2011, there has been a notable reduction in the prices of photovoltaic energy in the international market. Consequently, the photovoltaic generation industry has become more competitive relative to the electricity generation industry using other renewable sources. Among others, this is one of the reasons why, in recent years, interest has grown in incorporating this type of energy into the National Electric System by ICE and other electricity distribution companies in the country.

IV.-That on September 12, 2014, via official letter 116-CDR-2014, the Center for Regulatory Development (CDR) submitted a proposal for the "Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants".

V.-That on September 22, 2014, via Agreement 03-55-2014 of the extraordinary session 55-2014, and ratified on October 22, 2014, it was indicated: "To continue, in a subsequent session, with the analysis of the methodological proposal for determining reference tariffs for new private solar photovoltaic generation plants, with the purpose that the Center for Regulatory Development submit an adjusted version in accordance with the observations and suggestions made at this time." VI.-That on November 18, 2014, via official letter 820-RG-2014/152-CDR-2014, the Regulator's Office and the Center for Regulatory Development, in compliance with Agreement 03-55-2014, sent to the Secretary of the Board of Directors the "Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants".

VII.-That on November 24, 2014, via Agreement 05-68-2014 of the ordinary session 68-2014, the Board of Directors of Aresep agreed "To submit to the public hearing process the Proposal for the 'Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants' (...)." (folios 01 to 208).

VIII.-That on January 13, 2015, the call for the public hearing required by law was published in La Gaceta No. 8, and on January 16, 2015, in the newspapers La Nación and La Extra (folios 212 and 213).

IX.-That on February 10, 2015, the public hearing was held in the Aresep Auditorium, interconnected via videoconference system with the Court Buildings of the centers of: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón, and Puntarenas. Additionally, this hearing was held in person at the parish hall of Bribrí, Limón, Talamanca; during which 3 position statements were received and admitted from: Instituto Costarricense de Electricidad, PV Huacas Sociedad Anónima, and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima and Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).

X.-That on February 24, 2015, the General Directorate of the Center for Regulatory Development and the Office of the Regulator General, via official letter 015-CDR-2015/222-RG-2015, submitted to the Secretariat of the Board of Directors the final report of the "Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants" (It does not appear in the record of File OT-296-2014).

XI.-That on March 3, 2015, the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory, through opinion 176-DGAJR-2015, recommended to the Board of Directors: "To submit for the knowledge and discussion of the Board of Directors the proposal for the 'Methodology for Determining Reference Tariffs for New Private Solar Photovoltaic Generation Plants', submitted by the Office of the Regulator General and the General Directorate of the Center for Regulatory Development via official letter 222-RG-2015/015-CDR-2015". (It does not appear in the record of File OT-296-2014).

I.-That in the absence of Mr. Regulator General Dennis Meléndez Howell, due to being on vacation on March 16, 2015, Mrs. Grettel López Castro appears in this act, in her capacity as Deputy Regulator General, according to the agreement recorded in article two of the minutes of the ordinary session number one hundred sixty-one, held by the Government Council on August 20, two thousand thirteen, published in La Gaceta 211 of November 1, 2013, an appointment that was ratified by the Legislative Assembly in ordinary session number 69, held on September 19, 2013, pursuant to the provisions of article 47 of Law 7593, Law of the Public Services Regulatory Authority, an appointment that is currently in force. In accordance with article 57 of the same law, the Deputy Regulator General substitutes for the Regulator General during his temporary absences.

II.-That regarding the oppositions and concurrences presented at the public hearing, it is appropriate to extract the following from official letter 015-CDR-2015/222-RG-2015 of February 24, 2015, which serves as the basis for this resolution:

"(...)

1. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mrs. María Gabriela Sánchez Rodríguez, identification number 107960417, in her capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 222 to 263).

1.1 Said methodology must specify that the approved tariff band system will be used by ICE for the purchase of energy in accordance with the provisions of Law 7200, the Regulation to Chapter I, and the Project Selection Procedure that is in force for this purpose.

The scope of the methodology establishes on folio 14 the following: "The model presented is applicable to tariff-setting for energy sales to ICE by private generators producing with new solar photovoltaic plants, within the framework established by Chapter 1 of Law 7200, and for those purchases and sales of electrical energy from new private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP". That is, it is already contemplated that energy sales to ICE are made under the framework of Law 7200.

Regarding the project selection procedures used by ICE, these fall outside the scope of this methodology because it is the competence of the company and not of Aresep.

1.2 In compliance with the principle of legality and legal certainty, it urges the Regulatory Entity, at the time of resolving and approving the tariff band setting derived from the application of this methodology, not to modify the variable data submitted for discussion in this public hearing by updating them to the day of the hearing or the resolution, without providing due process to the Interested Parties so they can address the new data.

This is a matter of applying the methodologies. It is worth noting that regarding the updating of variables at the time of the hearing, since 2004 there has been an agreement of the Board of Directors of this Regulatory Authority (Agreement 004-015-2004) instructing the technical directorates of that time, now Intendencies, to "Update to the date of the public hearing the following variables: Minimum wages, Selling exchange rate of the United States dollar against the colón, and fuel prices." In order to guarantee compliance with the cost-of-service principle, this provision has been generalized and has become an administrative practice applied to update variables in the ordinary or extraordinary tariff studies processed by this Authority.

It is not omitted to indicate that the citizen participation mechanism defined by Law is for interested parties to express their positions regarding any proposal for tariff adjustment, methodology, regulations, and requests for electrical energy generation concessions. Through this mechanism, the Regulatory Authority gathers criteria from citizens and companies on the matter submitted for public knowledge. On this point, article 36 of Law 7593 provides, as relevant:

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

It should be clarified that a proposal refers to a technical report addressed to all interested parties justifying the need for the approval of a tariff methodology to be submitted to a public hearing. Thus, the proposal —the minimum essential requirement that Aresep needs in order to send the proposal to a public hearing— should not be confused with the information required to support the tariff request.

This latter information —necessary to support the approval of the methodology— must be analyzed once the public hearing procedure has concluded, since it is only at this point that the Regulatory Entity has all the information to resolve the tariff setting. Hence the importance that at the time of performing the calculations and drafting the tariff report on the ex officio setting, the latest available information be used.

1.3 The Regulatory Entity does not justify the exclusion of the low range of the investment cost, eliminating it arbitrarily, which affects the average investment cost and therefore the standard deviation, which results in an increase of both the floor and the ceiling of the band in favor of the private generator. On the price trend of solar photovoltaic energy. Modify the text to include the low range, since these changes are necessary so that private generators can bid within the competitive bidding process at tariffs lower than the reference tariffs and that this benefit is transferred to the final consumer through the tariff.

On page 35 of the document "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the relevant elements of the investment cost of a photovoltaic installation can be found (Annex 1, folio 59). This study proposes that photovoltaic modules and inverters are distinguished by their qualities and prices. The lower segment of investment costs involves low-quality photovoltaic modules and inverters. For the purposes of electrical energy generation via solar photovoltaic source, this range is excluded.

1.4 Although the methodology proposed by ARESEP is consistent with the other methodologies for new plants, it is necessary for ARESEP to include the low range contained in the ECLAREON/BSW (2014) study for the calculation of the investment cost, and to evaluate a modification of the ceiling of the band in accordance with the latest international developments regarding this technology.

On the other hand, applying the average plus one standard deviation as the upper limit is consistent with the Methodologies for new hydroelectric and wind private generation plants approved by Aresep. On this topic, the methodology indicates on folio 05 the following: "... the upper limit of the tariff band should not significantly deviate from expected costs and should reflect the trend shown in them. In this sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that meets the cost-of-service principle for investors, without having to excessively widen the band or incur very expensive investments that could be inefficient." A decrease in technology costs has been observed over recent years, as indicated in the proposal on folio 05 "... over recent years, the rapid technological improvements experienced by this energy source and the reduction in the cost of the equipment used for its installation have been observed. This trend has been mentioned in various literature such as the 'Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040' U.S. Energy Information Administration (2014) where a decrease in costs is projected, as well as in the study by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014)". The way in which these improvements and innovations that have the effect of reducing prices are captured is through the manner in which the lower limit of the band was established.

2. PV Huacas Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-665647, and Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima, legal entity identification number 3-101-120506, represented by Mr. José Antonio Benavides Sancho, identity card number 104780037, in his capacity as alternate President with powers of generalissimo attorney-in-fact and in his capacity as President with powers of generalissimo attorney-in-fact, respectively.

2.1 It is requested that Aresep include the environmental factor in the methodology proposal.

The main objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants, which includes all necessary elements to establish the tariff and complies with the provisions of Law 7593 regarding the criteria and elements to be recognized.

Among the costs currently contemplated, the criterion of environmental sustainability, defined in Law 7593, article 31 as an element for setting tariffs, is included. Indeed, from the analyzed legislation it is observed that:

▪ Law 7200: Law that Authorizes Autonomous or Parallel Electrical Generation "Article 8 - In addition to the declaration of eligibility referred to in article 6, for limited capacity plants greater than or equal to two thousand kilowatts (2,000 KW), the interested party must provide to the National Electricity Service a certification regarding the approval of an environmental impact study (estudio de impacto ambiental), prepared by a professional in the field. This study must be previously submitted to the Minister of Natural Resources, Energy, and Mines, for approval or rejection, within a period of sixty calendar days from its submission.

(...)

Whereas:

Considering:

a)Indication of the possible impact of the activity on the natural and human environment.
b)The unavoidable adverse effects, if the activity is carried out.
c)The sustained effects on flora and fauna, indicating the impact on vegetation, soils, animal species, and water and air quality.
d)Indication of specific areas to be deforested, if applicable.
e)Possible amount of waste.
f)Effects on human populations and settlements.
g)Reforestation programs, soil erosion control, and water and air pollution control; and waste management plans.
h)Contingency plans to prevent, detect, and control harmful effects on the ecosystem.

(...)

The guarantee shall be reduced to an amount equivalent to one percent (1%) of the project value and shall remain in force throughout the entire concession period.

These percentages may be adjusted by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, in accordance with the quantification of potential damages determined in the environmental impact study.

The guarantee referred to in this article may be issued by any of the banks of the National Banking System, or by the National Insurance Institute, to the satisfaction of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, and may be executed, partially or totally, by said ministry, as soon as it is demonstrated that damage has occurred and that it has not been mitigated by the autonomous producer.

The Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines may make corrections, directly and ex officio, or through a contract, to any environmental deterioration or damage arising from the granted electrical concession.

If at the end of the concession the guarantee has not been executed, it shall be returned partially or totally, as appropriate.

In the event that the concessionaires fail to comply with the conditions set by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, the National Electricity Service, at the request of this Ministry, shall declare the expiration of the concession." In environmental impact studies (evaluaciones de impacto ambiental), the National Environmental Technical Secretariat (SETENA) stipulates that, by regulation, what proceeds to grant environmental feasibility (viabilidad ambiental) is to request the developer to submit Control and Monitoring instruments, which may include several items such as payment of the guarantee, compliance with environmental commitments, appointment of an environmental manager, among others.

For these reasons, it is considered that incorporating the environmental factor as an additional parameter added to or subtracted from costs is not necessary because it would result in a duplication of environmental costs.

2.2 The plant factor value to be used in this methodology must be the result of a representative sample of solar projects in various areas of Costa Rica. It is suggested to use the data from the technical report titled "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica".

The methodology seeks for solar projects to be installed in areas with better plant factors, so using this plant factor achieves this objective. Furthermore, as established in the methodology on folio 05, it is intended to: "... use the plant factors defined in the document 'Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia' prepared by the National Center for Electrical Planning of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Annex 2). The information from this study used to define the plant factor values was selected for considering actual site measurements in sectors of high solar radiation. It must be considered that the higher the plant factor, the greater the electricity production." 2.3 It is requested to include greater detail of the information sources referenced in the ECLAREON document.

On page 35 (Annex 1, folio 59) of the study "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing the investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and the operation costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, lawn mowing and vegetation control, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.

Furthermore, on page 33 (folio 57) of the same document, it is mentioned that interviews were conducted with 10 companies active in the PV sector of Latin American countries, and on page 55 (folio 79) the interview conducted with each of these companies is found; that is, the information contained in the documents attached as an annex to this methodology incorporates all the information obtained by the consultants from the questions asked to the companies.

2.4 It is considered that the sample of investment and operation costs is not sufficiently broad. It is required to use a representative sample of installation and operation costs of photovoltaic projects at the local, regional, or global level. It is suggested to take into account the consolidated data from Bloomberg New Energy Finance to strengthen the analysis. Likewise, the information can be complemented with the installation and operation costs of the ICE photovoltaic plant in Miravalles, currently the largest in the country.

On the other hand, Aresep currently does not have access to Bloomberg New Energy Finance, which is why such information cannot be used or made available to the public by the Regulatory Entity.

Regarding incorporating the Miravalles Solar Plant, the costs incurred at the time of its construction are not representative of the present day due to the downward trend in technology prices. Furthermore, as this project was a donation, the costs are not necessarily efficient.

2.5 It is requested to use the unlevered beta corresponding to the "Power" sector, as this corresponds only to electricity generation activities. This also provides congruency with the Methodology for Existing Plants, where this category is also used.

Contrary to what the opposing party argued, the "Power" sector is composed of a series of activities very different from electricity generation, such as natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration, financial services, among others, while the "Utility General" sample is primarily related to electricity. Additionally, Aresep has proposed in the Ordinary Tariff Methodologies for Electricity (Generation, Transmission, and Distribution) the use of the "Utility General" beta and has been using it in tariff studies since the information ceased to be presented in the previous manner, where it was an average of the betas of the U.S. electricity sector.

Therefore, and because one of the important elements for Aresep at present is the homogenization of criteria and variables, it is considered that the beta to be used should be the "Utility General".

On the other hand, the beta used must be analyzed to consider the existence of atypical or extreme values, as indicated in the methodology on folio 19: "To do this, first the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 available months prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all companies is calculated. Subsequently, extreme values are excluded from the previously obtained data; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated." 2.6 The debt term used in the methodology is excessively long, especially for solar energy projects. Aresep is requested to request information from local and multilateral commercial banks to correct this term to one lasting between eight and twelve years.

Regarding the financial conditions included in the proposed model, in the private generation files for new hydroelectric and wind plants (OT-029-2011 and OT-028-2011, respectively), information was requested from financial entities, and information is currently available from different banking sources on financing terms for solar projects. In this way, the financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage will be estimated based on available data on private electricity generation projects held by ARESEP.

2.7 It is requested not to refer to the twelve available values of investment cost information, because the methodology could not be used if the number of values increases or decreases.

The information to be used is that indicated in the methodology, which references the study "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America. To prevent this information from becoming outdated, the following was stated on folio 23 of the methodology: "Variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies." Note that it has been indicated "at least every 5 years," which means the update period can be less than 5 years.

2.8 There are no technical or statistical justifications for establishing a different number of standard deviations above the average for the upper limit and below the average for the lower limit. It is requested to establish a symmetric tariff band with two standard deviations upward for the upper limit and two standard deviations downward for the lower limit.

The technical justification for using three standard deviations to calculate the lower limit and one standard deviation to define the upper limit is found on folio 05 of the methodological proposal, as follows: "On the other hand, the upper limit of the tariff band must not diverge significantly from expected costs and must reflect the trend shown in them. In that sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that complies with the principle of service at cost for investors, without having to widen the band excessively or incur very expensive and potentially inefficient investments.

The objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows capturing over time the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that the investment costs fall within that range are covered. The purpose of covering the greatest possible amount of data regarding the "left side of the tail," given the available information, is desirable so that private generators can offer tariffs lower than the reference tariffs, so that ultimately final prices to the consumer can be reduced. That is, to take advantage of technological improvement and innovation. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost." 2.9 Establish a tariff structure with seasonal differentiation.

As established by the methodology on folios 22 and 23: "The purpose of the structure is to achieve that the generator aims to maximize its generation in periods when the value of energy is highest for the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional)." The foregoing is not possible as indicated by the methodology: ".does not allow regulating its production so as to transfer energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, the setting of a tariff structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value." Due to the foregoing, the objective of the producer maximizing its generation in periods when energy is most valuable for the SEN cannot be achieved in a controlled manner.

2.10 It is requested to include the final values that will be considered for the application of the methodology.

The methodology consists of the detailed statement of the model's formulas, the technical description of the general revenue and cost structure, its components, equations, and detail of each element, as well as criteria and procedures for its application. The foregoing, expressed in mathematical, technical, and reasoned form, means the statement of the model is complete, without omitting components, is descriptive, sufficient, and reproducible from the specific information that may later be used when setting a tariff.

What is submitted for public hearing is the model in its entirety, and the elements of the methodological proposal in question refer not to its application for a particular tariff setting, but to the actual formulation of the tariff model. In this sense, the theoretical formulation of the methodology is presented, since its practical application will only occur once it is approved and when in the process of setting a particular tariff.

3 Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identification number 3-002-115819, represented by Mario Alvarado Mora, holder of identity card number 401290640, in his capacity as generalísimo legal representative.

3.1 The current proposal does not include the definition of the environmental factor as part of it, even though its law so demands. It is requested that the inclusion of the environmental factor be resolved.

The main objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants, which includes all the elements necessary to establish the tariff and complies with the provisions of Ley 7593 regarding the criteria and elements to be recognized.

Within the costs currently contemplated, the environmental sustainability criterion defined in Ley 7593, article 31, is included as an element for setting tariffs. In effect, from the analyzed legislation it is observed that:

▪ Ley 7200: Law Authorizing Autonomous or Parallel Electrical Generation "Article 8 - In addition to the declaration of eligibility referred to in article 6, for limited-capacity plants greater than or equal to two thousand kilowatts (2,000 KW), the interested party must provide the National Electricity Service (Servicio Nacional de Electricidad) with certification of the approval of an environmental impact study (estudio de impacto ambiental), prepared by a professional in the field. This study must be previously submitted to the Minister of Natural Resources, Energy, and Mines for approval or rejection, within a period of sixty calendar days from its submission.

(.)

a)Indication of the possible impact of the activity on the natural and human environment.
b)The unavoidable adverse effects if the activity is carried out.
c)The sustained effects on flora and fauna, indicating the impact on vegetation, soils, animal species, and water and air quality.

ch) Indication of specific areas to be deforested, if applicable.

d)Possible amount of waste.
e)Effects on human populations and settlements.
f)Reforestation, soil erosion control, and water and air pollution control programs; and waste management plans.
g)Contingency plans to prevent, detect, and control harmful effects on the ecosystem.

(.)

The guarantee will be reduced to an amount equivalent to one percent (1%) of the project value and will remain valid throughout the concession period.

These percentages may be adjusted by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, in accordance with the quantification of potential damages determined in the environmental impact study.

The guarantee referred to in this article may be issued by any of the banks of the National Banking System (Sistema Bancario Nacional), or by the National Insurance Institute (Instituto Nacional de Seguros), to the satisfaction of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, and may be executed, partially or totally, by said ministry, as soon as it is demonstrated that damage has occurred and that it has not been mitigated by the autonomous producer.

The Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines may make corrections, directly and ex officio, or by contract, to any environmental deterioration or damage caused by the granted electrical concession.

If at the end of the concession the guarantee has not been executed, it will be returned partially or totally, as appropriate.

In the event that the concessionaires fail to comply with the conditions set by the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines, the National Electricity Service, at the request of this Ministry, shall declare the expiration of the concession." In environmental impact studies (estudios de impacto ambiental, EIA), the National Environmental Technical Secretariat (Secretaría Técnica Nacional Ambiental, SETENA) stipulates that by regulation, what is required to grant environmental feasibility (viabilidad ambiental) is to ask the developer to submit Control and Monitoring instruments, which may be several, such as the payment of the guarantee, compliance with environmental commitments, appointment of an environmental manager, among others.

For these reasons, it is considered that incorporating the environmental factor as an additional parameter to be added or subtracted from the costs is not necessary because it would result in a duplication of environmental costs.

3.2 The value of the plant factor to be used in this methodology must be the result of a representative sample of solar projects in various areas of Costa Rica. It is suggested to use data from the technical report entitled "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica." The methodology seeks for solar projects to be installed in areas with better plant factors, so using this plant factor achieves this objective. Also, as established by the methodology on folio 05, it is desired: ". the plant factors defined in the document 'Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia' prepared by the National Electric Planning Center (Centro Nacional de Planificación Eléctrica) of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Anexo 2) are used. The information from this study used to define the plant factor values was selected for including real on-site measurements in sectors of high solar radiation. It must be considered that the higher the plant factor, the higher the electricity production." 3.3 It is requested to include greater detail on the information sources referenced in the ECLAREON document.

On page 35 (Anexo 1, folio 59) of the study "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica," which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), carried out under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America, the elements included when analyzing investment costs (PV modules, inverter, structure, installation and civil works, electrical equipment, and installer margin) and operating costs (inverter maintenance, quarterly inspection and annual cleaning, corrective maintenance, cutting grass and vegetation, security, monitoring, insurance, and other costs) of a photovoltaic installation can be found.

Furthermore, on page 33 (folio 57) of the same document, it is mentioned that interviews were conducted with 10 active companies in the PV sector in Latin American countries, and on page 55 (folio 79), the interview conducted with each of these companies is found; that is, the information contained in the documents attached as an appendix to this methodology incorporates all the information obtained by the consultants from the questions asked to the companies.

3.4 It is considered that the sample of investment and operating costs is not sufficiently broad. It is required to use a representative sample of installation and operating costs of photovoltaic projects locally, regionally, or globally. It is suggested to take into account data consolidated by Bloomberg New Energy Finance to strengthen the analysis. Likewise, the information can be complemented with the installation and operation costs of the ICE's photovoltaic plant in Miravalles, to date the country's largest plant.

On the other hand, Aresep does not currently have access to Bloomberg New Energy Finance, which is why such information cannot be used or made available to the public by the Regulatory Authority.

Regarding incorporating the Miravalles Solar Plant, the costs incurred at the time of its construction are not representative of the present time due to the downward trend in technology prices, and furthermore, this project being a donation, the costs are not necessarily efficient.

3.5 It is requested to use the unlevered beta corresponding to the "Power" sector since it corresponds solely to electricity generation activities. Likewise, this would give it consistency with the Existing Plants Methodology (Metodología de Plantas Existentes) where this item is also used.

Contrary to what the opposing party argued, the "Power" sector is composed of a series of activities very different from electricity generation, such as natural gas, coal, nuclear, refining, construction, exploration, financial services, among others, while the "Utility General" sample is mostly related to electricity. Additionally, Aresep has proposed in the Ordinary Electricity Tariff Methodologies (Generation, Transmission, and Distribution), the use of the "Utility General" beta, and this is what has been used in tariff studies since the information ceased to be presented in the previous form, where it was an average of the betas of the United States electricity sector.

Due to the foregoing, and because one of the important elements for Aresep at present is the homogenization of criteria and variables, it is considered that the beta to be used must be "Utility General." On the other hand, the beta used must be analyzed to consider the existence of atypical or extreme values, as indicated by the methodology on folio 19: "To do this, first the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 months available prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all companies is calculated. Subsequently, from the previously obtained data, extreme values are excluded; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated." 3.6 The debt term used in the methodology is excessively long, especially for solar energy projects. Aresep can corroborate the information on terms directly with banks.

Regarding the financial conditions included in the proposed model, in the private generation files for new hydroelectric and wind plants (OT-029-2011 and OT-028-2011, respectively), information was requested from financial entities, just as information is currently available from different banking sources on financing terms for solar projects. In this way, the financing conditions were defined as follows: i) the amortization period was set at 20 years to match it with the maximum contract term allowed by law; ii) the interest rate will be taken from the periodic publications of the Banco Central de Costa Rica; and iii) the financial leverage (apalancamiento financiero) will be estimated based on the available data on private electricity generation projects held by ARESEP.

3.7 It is requested not to refer to the twelve available values of investment cost information, because the methodology could not be used if the number of values increases or decreases.

The information to be used is that indicated in the methodology, which refers to the study "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica," which was prepared by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), carried out under contract with the German Cooperation Agency (GIZ), within the framework of the 4E Program in Central America. To prevent the above information from becoming outdated, the following was stated on folio 23 of the methodology: "The variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies." Note that it has been indicated at least every 5 years, which indicates that the update period may be less than 5 years.

3.8 There are no technical and statistical justifications for establishing a different number of standard deviations above the average for the upper limit and below the average for the lower limit. It is requested to establish a symmetrical tariff band with two standard deviations upward for the upper limit and two standard deviations downward for the lower limit.

The objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows capturing over time the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that the investment costs fall within that range are covered. The purpose of covering the greatest possible amount of data regarding the "left side of the tail," given the available information, is desirable so that private generators can offer tariffs lower than the reference tariffs, so that ultimately final prices to the consumer can be reduced. That is, to take advantage of technological improvement and innovation. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost." 3.9 Establish a tariff structure with seasonal differential.

As established by the methodology on folios 22 and 23: "The purpose of the structure is to achieve that the generator aims to maximize its generation in periods when the value of energy is highest for the National Electric System." The foregoing is not possible as indicated by the methodology: ".does not allow regulating its production so as to transfer energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, the setting of a tariff structure has little impact, since the design and operation of the plant is not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value." Due to the foregoing, the objective of the producer maximizing its generation in periods when energy is most valuable for the SEN cannot be achieved in a controlled manner.

(...)" III.-That in accordance with the operative parts (resultandos) and recitals (considerandos) that precede and according to the merit of the proceedings, the appropriate course is: 1- To approve the "Methodology for the Determination of Reference Tariffs for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants" (Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas), 2- To consider as a response to the opponents who participated in the public hearing held on February 10, 2015, what is indicated in Considerando I of this resolution, and to thank the valuable participation of everyone in this process.

IV.-That in extraordinary session 11-2015 of March 16, 2015, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on the proposal of the Dirección General of the Centro de Desarrollo de la Regulación and the Despacho of the Regulador General, dated February 24, 2015, via official communication 015-CDR-2015/222- RG-2015, as well as official communication 176-DGAJR-2015 of March 03, 2015, agreed among other things, and with the character of firm: Por tanto, Based on the powers conferred in Ley N° 7593 and its reforms, in the Ley General de la Administración Pública N° 6227, in Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, which is the Reglamento to Ley N° 7593, and in the Reglamento Interno de Organización y Funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Órgano Desconcentrado, THE BOARD OF DIRECTORS OF THE AUTHORITY REGULATORY OF PUBLIC SERVICES

I.-To approve the "Methodology for the Determination of Reference Tariffs for New Solar Photovoltaic Private Generation Plants" (Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas), presented according to the official communication issued by the Despacho of the Regulador General and the Dirección General of the Centro de Desarrollo de la Regulación, on February 24, 2015, via official communication 015-CDR-2015/222-RG-2015, as detailed below:

"(...)

III JUSTIFICATION The National Electric Sector (SEN) is at a stage where it requires the incorporation of the greatest possible amount of energy from electricity generation plants that use non-conventional energy sources and have costs lower than those of thermal plants.

Among the state efforts for generation with non-traditional sources is the determination of tariff schemes with electricity generation plants using such sources. These tariff schemes must comply with the principle of service at cost established by Ley 7593 and the other principles and criteria established by ARESEP.

Ley 7200 of September 13, 1990, provides the opportunity to promote the contribution of private investors and increase the supply of electricity generation based on non-traditional energy sources. This Law authorizes autonomous or parallel electrical generation and allows the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) to purchase electricity from rural electrification cooperatives and from those private companies that establish power plants whose installed capacity does not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 KW) and that use non-conventional energy sources. The same Law establishes that the aforementioned energy purchases may not exceed 15% of the power of the set of power plants that make up the National Electric System.

Additionally, Ley 8345 on the Participation of Rural Electrification Cooperatives and Municipal Public Service Companies in National Development, in its Article 9, states that "The cooperative associations and municipal public service companies covered by this Law may arrange the sale of surplus electric energy to the ICE or among themselves." To achieve the aforementioned purpose, it is necessary for Aresep to establish reference tariffs for the transactions to be carried out under Ley 7200, and for those purchases and sales of electric energy from private photovoltaic plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep.

The tariffs resulting from the application of this methodology would be those used for the purchase of electric energy by the ICE from all new private generators who, under Ley 7200, sign a contract with the ICE and whose energy source is solar photovoltaic. The resulting tariff will also serve for the sale of solar photovoltaic electricity by private generators to other agents in the National Electric Market (Mercado Eléctrico Nacional), provided that the current legal framework allows it and that these transactions must be regulated by Aresep.

To initiate the formulation of the methodology and to ensure its application, a project was carried out within the framework of technical cooperation between the German Cooperation Agency (GIZ) and the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, through which the previously mentioned technical report was obtained. For Aresep, it was necessary to manage the contracting of this study, due to the existence of incomplete information on investment and operation costs for photovoltaic generation in public information sources.

The methodology used for solar photovoltaic is compatible with the formulation of the latest methodologies approved by Aresep for private generation from new plants. The information obtained will be used for the application of the methodology to determine the reference tariffs, regarding investment amount, operating costs (costos de explotación), and plant factor.

It is desirable that the lower limit of the tariff band allows the entry of the most efficient companies and enables transferring these efficiencies to end users of the service in the form of lower prices. Various auctions carried out in Latin America have shown a downward trend in the prices offered for the solar photovoltaic source; for example, this year in El Salvador the prices offered by the companies awarded for this type of source are 10.19 U.S. cents/KWh for a 60 MW project and 12.34 U.S. cents/KWh for three projects of different capacities (20 MW, 8 MW, and 6 MW); in Uruguay, in 2013, prices between 16.01 and 9.35 U.S. cents/KWh (7 offers) were offered for capacities equal to or less than 1 MW and between 12.65 and 9.8 U.S. cents/KWh (4 offers) for 5 MW capacities; in Guatemala in 2012, a 5 MW plant was awarded at a price of 13.8 U.S. cents/KWh; and in Peru, the drop in prices for this technology can be observed, since in the 2010 auction the awarded prices were around 22.0 U.S. cents/KWh for plants with a capacity of 20 MW, and in 2011, just one year later, a 16 MW plant was awarded at a price of 11.99 U.S. cents/KWh. In October of this year, Brazil awarded 890 MW at prices ranging between 8.13 and 8.94 U.S. cents/KWh, with a ceiling price of 10.7 U.S. cents/KWh. Recently, Guatemala held a tender for energy blocks in which a solar project was awarded, and at the end of this year, an auction will be held in Panama for solar projects. 1 1 Taken from the website: http://www.pv-magazine-latam.com on November 7, 2014.

Additionally, over the past few years, the rapid technological improvements that this energy source has undergone and the reduction in the cost of equipment used for its installation have been observed. This trend has been mentioned in various literature, such as the "Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040" U.S. Energy Information Administration (2014), where a cost decrease is projected, as well as in the study by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014).

On the other hand, the upper limit of the tariff band must not diverge significantly from expected costs and must reflect the trend shown in them. In that sense, and for consistency with the other methodologies for new plants approved by Aresep, it is proposed that said upper band be calculated as the average investment costs plus one standard deviation. In this way, it is expected to establish a price that complies with the principle of service at cost for investors, without having to widen the band excessively or incur very expensive and potentially inefficient investments.

The objective of creating a price band for private electricity generation using new solar photovoltaic plants allows for capturing, over time, the effects of the best technological innovations, competition, and market contestability, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring the continuity and quality of the public service. By considering one standard deviation above the average and three below the average, 84% of the possibilities that investment costs fall within that range are covered. The goal of covering the greatest possible amount of data regarding the "left side of the tail," given the available information, is desirable so that private generators can offer rates lower than the reference rates, so that ultimately final consumer prices can be reduced. That is, so that the improvement of technology and innovation is harnessed. The reference prices applied for new plants take into account the relative technical efficiency of the set of plants used for the calculation, so said prices comply with the principle of service at cost.

Finally, the plant factors defined in the document "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia" prepared by the Centro Nacional de Planificación Eléctrica of the Instituto Costarricense de Electricidad (2013, attached in Anexo 2) are used. The information from this study used to define the plant factor values was selected because it includes real measurements taken on-site in sectors with high solar radiation. It must be considered that a higher plant factor means higher electricity production.

IV LEGAL FRAMEWORK The establishment of a model that allows the setting of private generation rates for new solar photovoltaic generation plants finds legal support in the laws, resolutions, and documents of the Autoridad Reguladora de Servicios Públicos cited below.

1. Powers of the Regulatory Authority to establish tariff methodologies Ley N° 7593 transformed the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) into an autonomous institution called the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), with its own legal personality and assets, as well as technical and administrative autonomy, whose primary objective is to exercise regulation of the public services established in Article 5 of said Law.

Regarding this regulatory function of the Aresep, the Procuraduría General de la República has ruled, establishing the following:

" (.)

1 Rate setting and the position of the Procuraduría General de la República The regulatory function is a technique of intervention by public powers in the market, which entails continuous control over an activity, in order to make the public interest prevail over the private interest (opinion N. C-250-99 of December 21, 1999).

Rate setting falls within the regulatory technique. Indeed, regulation translates into control of rates and services, which is justified by the public interest present in public services. The rate must cover the costs of the service and allow a normal benefit or profit for the service provider. Allow us the following quote:

"One of those laws, unanimously accepted today, can be formulated as follows: the rates of public services must correspond to the real costs thereof, which means that the total income from it must cover the total reasonable costs necessary to produce it. This affirms, on the one hand, that prices should not deviate from the average costs per unit of product, including in these, as is logical, a normal profit for investors; on the other hand, it means that the costs must be borne by the users, not by the shareholders, nor by the taxpayers, nor by the economy as a whole by resorting to inflationary loans from the central bank; thirdly, it also means that the rate must cover the costs and nothing more than the costs: it is an economic error and a legal nonsense for the rate to become a catch-all drawer where anything fits: a disguised fiscal levy, a subsidy to third parties, tariff protection or any other purpose unrelated to the service...

Thus, the essential principle that must govern all rate policy is the principle of the real and total cost of the service...". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid, 1993, p.334. Italics are from the original.

The regulatory function is entrusted to the ARESEP by Article 5 of Ley N° 7593 of August 9, 1996. The Regulatory Authority holds, then, the power to impose on public service concessionaires the rules that must be followed for setting the rate or the rate adjustment. Specifically, the rates they may charge users for the provision of the service.

(.)" Opinion C-329 of December 4, 2002.

Likewise, the Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, which in the relevant part, has stated:

"[.] V.-Rate settings. Regulatory principles. In public service concession contracts (within these, that of remunerated transportation of persons), in accordance with the provisions of Articles 5, 30 and 31 of Law No. 7593, it is the responsibility of the ARESEP to set the rates that users must pay for its provision. That calculation must be carried out in accordance with the principle of service at cost, by virtue of which, as indicated by numeral 3 subsection b) of Law No. 7593, only the costs necessary to provide the service must be considered, which allow a competitive remuneration and guarantee the adequate development of the activity. For such purposes, ordinal 32 ibidem establishes an indicative list of costs that are not considered in the economic quantification. In turn, numeral 31 of that same legal body establishes guidelines that also specify the setting, such as the promotion of small and medium-sized enterprises, consideration and favoring of the user, criteria of social equity, environmental sustainability, economic efficiency, among others. The final paragraph of that norm states that settings that threaten the financial balance of the providing entities will not be permitted, a postulate that fulfills a double purpose. On the one hand, it is reiterated, to provide the operator with a means of remuneration for the service provided that allows the amortization of the investment made to provide the service and to obtain the profitability that by contract has been pre-set for it. On the other, to assure the user that the rate paid for the transportation obtained is the product of a mathematical calculation in which the necessary and authorized costs are considered, in such a way that a fair price is paid for the conditions under which the public service is provided. This aspect leads to the tariff process constituting a harmony between both positions, to the point that the rights of the users are satisfied, but also the right derived from the concession contract, of the recovery of capital and a fair profit. Therefore, although a principle that permeates rate setting is that of the greatest benefit to the user, this does not constitute a rule that allows validating the denial of an increase when technically appropriate, being that in this dynamic a fair balance of interests must prevail, which is achieved with an objective, reasonable, and due price. In its correct dimension, it implies quality service at a fair price. Nevertheless, the tariff increase is far from being an automatic phenomenon. It is subject to a procedure and its viability depends on deducing an economic insufficiency after the technical analysis. In this sense, the ARESEP constitutes the public authority that, through its actions, allows the realization of those postulates that permeate the public transportation relationship. Its exclusive and excluding powers allow it to establish the economic parameters that will regulate (sic) the contract, balancing the interest of the operator and the users." (See judgment No. 577 of 10:20 a.m. on August 10, 2007). (The highlighting is ours). See in the same sense, judgment 005-2008 of 9:15 a.m. on April 15, 2008, issued by the Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.

In this way, the Aresep is the competent entity to set rates and prices in accordance with the methodologies that it itself determines and to ensure compliance with the standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services listed in Article 5 of Ley N° 7593.

The procedure for this purpose is that of the public hearing, established in Article 36 of Ley N° 7593, which provides:

RESOLVES:

For the matters indicated in this article, the Regulatory Authority shall convene a hearing, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. To that end, the Regulatory Authority shall order publication in the official gazette La Gaceta and in two nationally circulated newspapers, of the matters listed below:

a)Applications for authorization of electric power generation in accordance with Ley N.° 7200, of September 28, 1990, amended by Ley N.° 7508, of May 9, 1995.

(.)

d)The formulation or revision of price and rate setting models, in accordance with Article 31 of this Law.

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

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

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

(...) ." In the exercise of these regulatory powers, the provisions of Ley N° 7593 and its regulations must be considered; from said Law, it is necessary to specifically observe Articles 1, 3, 4, 5, 9, 24, 31, and 32, as well as Article 16 of the Ley General de la Administración Pública, which are transcribed below:

▪ Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establishes:

"Article 1. Transformation.

(.) The Regulatory Authority shall not be subject to the guidelines of the Poder Ejecutivo in fulfilling the powers granted to it in this Law; however, it shall be subject to the Plan nacional de desarrollo, the corresponding sectoral plans, and the sectoral policies issued by the Poder Ejecutivo" .

"Article 3. Definitions.

For the purposes of this law, the following concepts are defined:

a)Public Service. That which, due to its importance for the sustainable development of the country, is classified as such by the Asamblea Legislativa, in order to subject it to the regulations of this law.
b)Service at cost: principle that determines the way of setting the rates and prices of public services, so that only the costs necessary to provide the service are considered, which allow a competitive remuneration and guarantee the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of Article 31.

(.)" "Article 4. Objectives.

(.)

e)To cooperate with state entities competent in environmental protection, when dealing with the provision of regulated services or the granting of concessions.

(.)" "Article 5. "Functions.

In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and rates (.). The aforementioned public services are:

a)Supply of electrical energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.

(.)" "Article 9. Concession or permit.

(.) The Regulatory Authority shall continue to exercise the competence that Ley No. 7200 and its amendments, of September 28, 1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad.

(.)" "Article 24. Supply of information.

At the request of the Regulatory Authority, the regulated entities shall supply reports, data, file copies, and any other electronic or written means where financial, accounting, economic, statistical, and technical information related to the provision of the public service they provide is stored. For the exclusive fulfillment of its functions, the Regulatory Authority shall have the power to inspect and record the legal and accounting books, vouchers, reports, equipment, and facilities of the providers." "Article 31. Setting of rates and prices.

To set the rates and prices of public services, the Regulatory Authority shall take into account the model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the providing companies.

(...)

The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan nacional de desarrollo, must be central elements for setting the rates and prices of public services. Settings that threaten the financial balance of the public service providing entities shall not be permitted.

The Regulatory Authority must apply annual rate adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Poder Ejecutivo, and any other variable that the Regulatory Authority deems pertinent.

Likewise, when setting the rates of public services, the following aspects and criteria must be considered, when applicable:

a)Guarantee financial balance.
b)The 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 scheme types B: (build and operate, or build, operate and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases and any others that are regulated.
c)The protection of water resources, environmental costs and services." "Article 32. Costs not to be considered.

Costs of regulated companies shall not be accepted:

a)Fines imposed on them for non-compliance with the obligations established by this law.
b)Unnecessary expenditures or those unrelated to the provision of the public service.
c)Contributions, expenses, investments, and debts incurred for activities unrelated to the administration, operation, or maintenance of the regulated activity.
d)Disproportionate operating expenses in relation to the normal expenses of equivalent activities.
e)Investments rejected by the Regulatory Authority because they are considered excessive for the provision of the public service.
f)The value of billings not collected by the regulated companies, with the exception of the percentages technically set by the Regulatory Authority." ▪ Ley General de la Administración Pública establishes:

"Article 16.- 1. In no case may acts be issued contrary to univocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience.

2. The Judge may control the conformity with these non-legal rules of the discretionary elements of the act, as if exercising legality control." 2. Power of the Board of Directors to issue the methodologies The Junta Directiva of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, according 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 the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation in force was published in La Gaceta No. 105, of June 3, 2013, and establishes the following:

"Article 6. Junta Directiva.

It is responsible for defining the strategic orientation and internal policies that allow the Aresep to exercise the powers and competencies established in the legal system. It is the hierarchical superior of the Consejo de la Sutel and of the Auditor Interno and Subauditor.

When required, the Junta Directiva shall have specialized advisors and the support of the other dependencies of the Institution, in accordance with the functions assigned to them by this regulation.

It has the following functions:

(.)

16. Approve the regulatory methodologies to be applied in the various regulated sectors under its competence.

(.)" In Ley Nº 7593:

"Article 45. Organs of the Regulatory Authority.

The Regulatory Authority shall have the following organs:

a)Junta Directiva.
b)A Regulador General and a Regulador General Adjunto.
c)Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
d)The Auditoría Interna.

The Junta Directiva, the Regulador General, the Regulador General Adjunto, and the members of the SUTEL shall exercise their functions and fulfill their duties in a manner consistent with the provisions of the Plan nacional de desarrollo, the development plans of each sector, as well as the corresponding sectoral policies.

(.)" In accordance with the foregoing, it is clear that the Junta Directiva of the Regulatory Authority is the competent body to issue the tariff methodologies for regulated public services, including the supply of electrical energy in its stages of generation, transmission, distribution, and commercialization; for which it must follow the public hearing procedure that guarantees citizen participation, and for their issuance, it must observe the principle of service at cost, the rules of science and technique, and the general provisions issued in the Plan Nacional de Desarrollo, related to the electricity sector.

Once the legal framework supporting the exercise of the regulatory function by the Aresep and its power to issue methodologies allowing it to set rates has been determined, it is necessary to examine the public service whose methodology concerns us.

3. Regulation of the electrical energy supply service in Costa Rica Regarding the electricity sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans for this sector, which guide the actions of agents, corresponds to the Dirección Sectorial de Energía (DSE), belonging to the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), which prepares the Plan Nacional de Energía -PNE- (currently, the VI Plan Nacional de Energía 2012-2030 is in force), and the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, with the Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*). Likewise, the task of regulation (including rate setting) of the electrical energy supply service in all its stages is in charge of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), according to Article 5 subsection a) of Ley N° 7593.

(*)(Note from Sinalevi: Its denomination thus modified by subsection a) of Article 43 of the Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 of March 13, 2024 and the Functioning of the Sistema Nacional de Inversión Pública, approved by decreto ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously it stated "Plan Nacional de Desarrollo (PND)") The provision of this public service, like any other, warrants the setting of rates by the Aresep, in accordance with the applicable regulations and the methodologies established for this purpose.

Regarding the electrical energy supply service, the Aresep must also carry out its work in view of the Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº 29847-MP-MINAE-MEIC of November 19, 2001), which provides the following:

"Article 1. Scope of application. This Regulation defines and describes the main conditions under which the electrical service must be supplied, under normal operating conditions.

Its application is mandatory for electrical companies that are established in the country or that may become established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.

The conditions stipulated herein may be expanded and detailed partially or totally by the terms of the service provision contract, signed between the subscriber and the company or between companies, with prior authorization from the Regulatory Authority, provided that the service conditions for third parties are not affected." "Article 2. Purpose. This Regulation defines and provides the general conditions under which the regulation of the electrical service provided by companies to subscribers and users shall be exercised, in the technical and economic areas." The electrical supply system comprises the set of means and useful elements for the generation, transmission (transport), distribution, and commercialization of electrical energy.

The stage of electrical energy generation consists of transforming some type of primary energy (chemical, kinetic, thermal, or light, among others) into electrical energy, by means of installations called power plants.

There are various sources that can be used to generate electrical energy, among which we find:

▪ From energy released in the form of heat, usually the combustion of fossil fuels such as oil, natural gas, or coal, thermoelectric energy is produced.

▪ Through solar radiation, solar photovoltaic energy is generated.

▪ Through the kinetic energy generated by the effect of air currents or vibrations from the wind, wind energy is produced.

▪ Through the use of heat from the interior of the earth, geothermal energy is generated.

▪ With the use of the kinetic and potential energy of water currents, waterfalls, or tides, hydroelectric energy is produced.

▪ From nuclear energy, electrical energy is produced.

Depending on the stage in which the electrical energy supply service is found, such will be the intervention of the various participants in the sector, and accordingly, the Aresep will set the rates.

4. Participants and legal support enabling them as service providers Analyzing the electrical generation stage, it is possible to observe that there are various agents participating in the electrical energy supply service. The participation of each of them, in some of the said stages (or even in all), is duly supported by a specific law or, failing that, the concession that enables them to provide the public service, regulated by the Aresep and subject to the rates established by it.

In the generation stage, the participants are both from the public sector and the private sector, namely:

▪ The Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), which is the largest generator in the country (in accordance with Leyes 449 and 8660).

▪ Private companies (in accordance with Ley N° 7200 and 7508).

▪ Municipal public service companies (according to Ley N° 8345). To date, only the Empresa de Servicios Públicos de Heredia -ESPH- (in accordance with Leyes N° 5889 and 7789) and the Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (according to leyes N° 7799 and 8345) have this condition.

▪ The Compañía Nacional de Fuerza y Luz -CNFL, S.A.- (in accordance with the Contrato Eléctrico of April 8, 1941 -Contrato- ley 2, modified by Ley 4197 and 4977).

▪ Rural electrification cooperatives, under the figure of associations or consortia formed by said cooperatives (according to leyes N° 7200 and 8345), namely: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R. L.), constituted by the cooperative associations listed above.

Specifically, the norm supporting private generation is:

▪ Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200:

"Article 1.- Definition.

For the purposes of this Law, autonomous or parallel generation is defined as the energy produced by power plants of limited capacity, belonging to private companies or cooperatives that can be integrated into the national electrical system.

The electrical energy generated from the processing of municipal solid waste shall be exempt from the provisions of this Law and may be purchased by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or the Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), in accordance with the rates approved by the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) (*)." (.)"

The purchase of electricity, by the ICE, from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the share capital belongs to Costa Ricans, that establish power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared to be of public interest. (Thus amended by Article 2 of law No.7508 of May 9, 1995 and modified by Resolution of the Sala Constitucional Nº 6556-95 of 5:24 p.m. on November 28, 1995, which annulled its last phrase).

The Instituto Costarricense de Electricidad shall submit applications for rate changes on each occasion, which must be the most favorable for the consuming public, within the principle of avoided cost of investment and operation of the interconnected national system, with a national economic criterion.

In the periodic adjustments of the rates included in the purchase-sale contract, the usual factors of cost variation shall be taken into account, such as monetary devaluation, local inflation, and other unforeseen ones, which shall be made effective through an automatic formula established by the Servicio Nacional de Electricidad. These adjustments, as well as the prices, shall not require the approval of the Poder Ejecutivo. The supply characteristics of the energy from power plants of limited capacity shall be considered in the price structure." ▪ Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N° 8345:

In accordance with the cited regulations, Ley N° 7593 and its regulations, the Reglamento Sectorial de Servicios, the technical standards issued by the Aresep, and the methodologies issued in this regard, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos regulates the provision of the electrical energy supply service in Costa Rica, by the subjects authorized to do so. Therefore, there is support to develop a methodology that reflects the cost structure, financing, returns required in accordance with the principle of service at cost, and technical aspects, in such a way that reference rates are obtained that allow the competitive development of private solar photovoltaic generation.

V. DEFINITION OF THE TARIFF METHODOLOGY

1. Objective The objective of the methodology is to establish a tariff band for solar photovoltaic generation plants.

For this purpose, a tariff model has been defined for solar photovoltaic generation plants with capacities equal to or less than 20 MW, capable of operating within a regulatorily acceptable range of costs and operational efficiency. To this end, a tariff band is offered that allows the buyer to offer a range of electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover its operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return for the level of risk associated with the electricity generation activity.

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

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

The determination of small-scale generation tariffs for self-consumption with solar photovoltaic source falls outside the scope of this methodology, tariffs that would be determined within the framework of the technical regulation "Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN", through a specific methodology.

3. General Model In general, the economic equation for the supply of electric energy can be expressed from the perspective of the private generator, as follows:

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

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed capital cost (Costo fijo por capital) p = Sale tariff E = Sales expectations (energy quantity) It can be observed that in equation 1, costs equal revenues.

Solving for the sale tariff (p), we obtain:

p=(CE+CFC with E different from 0, (Equation 2) E From the above, it follows that for the purposes of this model, the tariff depends on both electricity sales expectations and operating costs and the cost of capital. Consequently, the model for determining the electric energy sale tariff by new private generators requires the definition of sales expectations and costs, both operating and investment costs and their profitability.

3.1 Sales expectations (E) Plant production depends on the availability of installed generation capacity, which in turn depends on the physical characteristics of the utilization, the technology used, the age of the installations, as well as the company's maintenance practices. Meanwhile, the distance between the plant and the delivery point influences the efficiency of the transmission process.

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

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

E=C*8760*fp (Equation 3) Where:

E = Annual sales (energy quantity) C = Installed capacity of the plant 8,760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = Plant factor applicable according to the source Although there is an economy-of-scale effect in electricity generation plants, especially regarding installation costs and operating costs, it is possible to simplify the model and conduct the analysis for a unit-sized plant (unit installed capacity), whereby the previous formula is reduced to:

E=8,760*fp (Equation 4) Where:

E= Annual sales (energy quantity) 8,760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = Plant factor applicable according to the source For determining the plant factor (fp), the following criteria will be applied:

a. The plant factor obtained from the report "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia", Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013) is used. The value used is the one corresponding to Liberia Policristalino from table 7, referred to on page 26 of the aforementioned study.

b. The average value of the plant factor is calculated over the twenty years of the contract, taking into account a solar panel degradation of 0.5% annually (this negatively affects photovoltaic production), as established on page 28 of the ECLAREON/BSW (2014) study.

c. The result obtained in point b. is the one used as the plant factor.

The criteria mentioned above for determining the plant factor values will remain in effect as long as the sources of information associated with those criteria are not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report.

3.2 Operating Costs (CE) (Costos de Explotación) Among the operating costs, both variable operating costs (those expenses that occur exclusively when the production process is carried out, such as taxes associated with production, spare parts, and other consumable materials during the production process) and fixed costs (those unavoidable expenses independent of whether the plant operates or not, such as insurance policies, permits, permanent personnel, technical advisory services, administrative costs, etc.) are contemplated. These effective expenses must not include depreciation, financial expenses, or taxes associated with profits or earnings.

The unit value of the operating cost to be used in the methodology is obtained as follows:

a. The standard facility operating cost data denominated in United States of America dollars per kilowatt per year (US$/kW/year) are used, obtained from the study: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", carried out by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) under contract with the Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), within the framework of Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00, on page 54, anexo 7, illustration 26. Hereinafter, this study will be referred to as ECLAREON/BSW (2014). These values are the result of the analysis of operating cost data obtained from interviews with photovoltaic plant installation companies, as part of the study presented in ECLAREON/ BSW (2014).

b. From the above information, the simple average of the data from the interviews answered regarding this item is calculated.

The criteria mentioned above for determining operating cost values will remain in effect as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.

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

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

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

CFC=M*FC (Equation 5) Where:

CFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por capital) M = Total amount of the unit investment FC = Factor reflecting the investment conditions The FC factor depends on the conditions under which the financing is established and the age of the plant. It is determined by the following equation, which allows determining the amount of the uniform fee, applicable throughout the entire economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain the expected profitability:

Where:

Ψ = Leverage (debt ratio) (%) p = Profitability on capital contributions (%) t = Income tax rate (%) i = Interest rate (%) e = Age of the plant (years) d = Debt term (years) v = Economic life of the plant (years) The factor resulting from this formula reflects an average value applicable during the entire economic life. Within this context, during the first years, the net profit received by the investor is low (and less than the loss of value of the plant), since they are allocating a portion of the corresponding profit to "buy" the participation of financial entities in the plant's ownership. In this way, once the debt is amortized, the investor becomes the sole owner.

Regarding the calculation of profitability on contributions "ρ", it shall be carried out according to the Capital Assets Pricing Model, or CAPM methodology established by ARESEP, and the sources and database established by the Regulatory Body shall be used.

The components of the FC factor formula are defined below.

3.3.1 Leverage (Ψ) (Apalancamiento) The financial leverage value is used to estimate the relationship between debt and equity.

The calculation of this value shall be done by determining a sample of leverage (financing) of electric plants, as much as possible similar to the plants intended to be tariffed.

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

This value shall be updated in each tariff setting.

3.3.2 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 method estimates the cost of equity. It 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).

Aresep shall use, for obtaining the CAPM, sources of information acquired by the institution for regulatory purposes, based on information for financial analysis, as long as they are reliable and rigorous market sources regarding the calculation of the cost of capital.

If several specialized financial information sources for CAPM calculation are available, priority shall be given to those through which, using the software that manages their data, it is possible to directly estimate CAPM values for sectors and companies linked to the electric segment considered within the scope of this methodology, proceeding as follows:

a)Specialized financial information sources The criteria for selecting the financial information source to be used for obtaining the Cost of Capital (CAPM) are as follows:

▪ It must be based on a software or virtual platform for financial analysis, preferably providing information regarding direct values of the cost of capital for the regulated sector, in this case for the electricity generation segment with renewable sources.

▪ The available information must be grounded on public information from different companies listed on stock exchanges worldwide.

▪ It must allow searches in two or more of the following industrial classifications:

▪ Standard Industrial Classification (SIC) Code, ▪ North American Industry Classification System (NAICS) Code ▪ Global Industry Classification Standard (GICS) Code ▪ Industry Classification Benchmark (ICB) Code ▪ It must provide and allow identification of information for companies located in the electricity generation segment with renewable sources.

▪ It must offer CAPM values for different time periods (daily, monthly, quarterly, annually).

b)Obtaining the cost of equity (CAPM) Step 1: Definition of the industrial classification to be used. For this purpose, the classification that allows obtaining the grouping of companies whose composition is as close as possible to the set of companies that are part of the industry considered in the scope of the tariff methodology will be chosen, in this case, the solar electricity generation sector. Likewise, it should allow locating the largest number of companies that meet the previous criterion.

Step 2: Selection of the reference group of companies. Within the selected industrial classification, the group of companies whose composition and description fits the solar electricity generation sector will be chosen. Electricity generation companies that, at this level of disaggregation, are specific to solar generation will be selected.

Step 3: Selection of the sample of solar electricity generation companies. The sample of companies for the CAPM estimation will be selected, considering those companies for which all or part of their activity is solar electric energy generation.

Step 4: Calculation of the CAPM value. To do this, first, the CAPM is obtained for each individual company for the last 12 months available prior to the day of the public hearing; then the simple arithmetic mean of the information from all the companies is calculated.

Subsequently, extreme values are excluded from the data obtained previously; this procedure must be carried out by a statistics professional, and finally, a simple arithmetic mean of the resulting values is calculated.

For its approval, the technical report justifying the industrial classification and the companies selected for the CAPM calculation must be included, in addition to including the values obtained for each company and the respective calculations to obtain the final value of the cost of equity. For the purposes of this methodology, the primary source of information is Bloomberg L.P., from which the CAPM values of solar-source electricity generation companies are obtained directly. If this source becomes unavailable, another private and reliable source that complies with subsection a of section 3.3.2 will be used.

In the event that Aresep does not have access to specialized financial information sources (private) acquired by the institution for regulatory purposes that have the breakdown required in point a) above, the information published by Dr. Aswath Damodaran, of the University of New York, shall be used for the CAPM calculation. The CAPM determines the average cost of equity for each industry, according to the following formula:

ρ= k_l+βa*PR+RP (Equation 7) Where:

Ρ = Profitability on equity contributions (Cost of equity, *Costo de capital propio*).

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

βa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a specific asset and the market profitability. It is called "levered" since it has been adjusted to consider that part of the investment is financed with debt.

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.

The levered beta is called "levered" when part of the investment is financed with debt and is obtained from the following formula:

β_a= β_d*(1+(1-t)*D) (Equation 8) Kp Where:

βa = Levered beta βd = Unlevered beta t = Income tax rate D/Kp = Debt-to-equity ratio (estimated through financial leverage) The parameters required to estimate the profitability 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:

▪ 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 used for calculating the risk premium 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.

▪ Unlevered beta (βd): The unlevered beta values of the sector called "Utility (General)" are used. This variable will be used for the calculation of the investment's levered beta.

▪ Risk premium (PR): The variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used.

▪ Country risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk premium.

The values for the indicated variables for which no source is indicated in this alternative will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the Internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.

These variables 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 annual average), and the calculation of the average (simple 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 that is the same for all variables will be used.

▪ 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 3.3.1 will be used. The leverage data may be updated by the Regulatory Authority.

▪ 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.

This value shall be updated in each tariff setting.

3.3.3 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 (On its website: http://www.bccr.fi.cr/index.html) for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, will be used.

This value shall be updated in each tariff setting.

3.3.4 Economic life of the project (v) (vida económica) 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 less than the useful life of the project, estimated at 25 years.

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

The duration of the energy purchase-sale contract used in the model for calculating tariffs is 20 years, which is the maximum allowed by Ley 7200. However, the contract term will be defined between the parties.

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

3.4 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 case, it involves information that fits, as much as possible, the reality of the plants intended to be tariffed.

The investment costs shall be estimated as follows:

a. The turnkey investment cost data obtained from the ECLAREON/BSW (2014) study, on page 54, anexo 7, illustration 26, are used. The information to be used is for the maximum range and medium range.

b. From the data obtained for the maximum range and medium range by capacity, all sources of information are maintained.

c. To calculate the investment cost, the values of the maximum and medium range are used, and an average of the investment cost by source (interview) is obtained for capacities less than or equal to 20 MW, that is, an average of the range of capacities available in the table.

d. Once the simple average of each of the sources is calculated, the average of the twelve available values is obtained.

e. The investment cost obtained will be used as the average price to calculate the tariff band.

f. The standard deviation of the set of average unit investment cost values from the values used in the sample is calculated.

(*) g. The number of standard deviations of the set of average unit investment cost values to incorporate into the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, fulfilling the following criterion.

𝑋 = 𝑌 − 1 Subject to the constraint:

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

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

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

(*) (Thus added subsection g) above through resolution N° RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023) The criteria mentioned above for determining investment cost values will remain in effect as long as the source of information associated with those criteria is not replaced by other, more updated sources that meet adequate requirements of reliability, quality, and possibility of disclosing their data. The adoption of new sources of information for this purpose must be justified through a technical report, which is proposed to be prepared within a period not exceeding five years, counted from the effectiveness of this methodology.

3.5 Definition of the tariff band It is proposed to regulate the energy sale price by private generators to ICE, within the framework of Ley 7200, through a tariff band. This sale price will also serve to regulate those purchases and sales of electric energy from private solar photovoltaic plants with conditions similar to those established by Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

The tariff bands are estimated as follows:

▪ Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.

▪ Lower limit: calculated as the value of the average unit cost of the unit investment minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).

(Thus amended the previous paragraph through resolution N° RE-0110-JD-2023 of November 15, 2023) 3.6 Tariff structure In general, the tariff structure is the relative valuation of the energy price across different hourly ranges and seasonal periods. It is expressed as a set of coefficients for each combination of hourly ranges and seasonal periods. These coefficients are multiplied by the average energy price in effect, to obtain the tariff corresponding to each of those combinations.

The purpose of the structure is to ensure that the generator aims to maximize its generation during periods when the value of energy is higher for the Sistema Eléctrico Nacional. However, in solar generation, the solar pattern is similar throughout the country (different zones produce different amounts of energy, but following the same pattern); moreover, it does not allow regulating its production to shift energy between periods, and unavailability due to maintenance is insignificant. In this case, setting a tariff structure has little impact, since the plant's design and operation are not very sensitive to the structure, and it is uncertain whether the benefits of applying the structure outweigh the advantages of having a simpler tariff with a single value.

For the above reasons, a tariff structure is not included for solar photovoltaic generation.

3.7 Currency in which the tariff will be expressed The tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in the currency of 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 applicable regulations.

3.8 Price adjustment The values of the tariff band shall be reviewed at least once a year, through an ordinary tariff-setting procedure, in accordance with the provisions of Ley 7593. To this end, all parameters defined in the calculation of the tariff band shall be reviewed—and, where applicable, updated—using the procedures described in this report. The procedure shall commence on the first business day of February of each year, meaning the tariff file must be opened on this day.

The variables determined in this methodology through technical reports must be reviewed at least every 5 years through one or more specific studies.

At no time may the prices paid for the purchase of electric energy from private generators for the solar photovoltaic source be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band.

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

As long as the information detailed in the previous paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority shall calculate the model with the information that is available.

Companies that do not comply with the submission of information as detailed in the previous paragraph will be subject to the sanctions established by articles 24, 38 subsection g, and 41 of the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.

(...)

VII. ANNEXES (ANEXOS)

Anexo 1. Technical report: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", carried out by ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) under contract with the Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), within the framework of Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00. (Attached in electronic format).

Anexo 2. Report "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia". Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). (Attached in electronic format).

Anexo 3. Mathematical development of the CFC for contracts equal to the useful life of the plant. Taken from the Report "Resultados de la investigación sobre costos, estructura de financiamiento típicos y otros datos de plantas hidroeléctricas y eólicas". Instituto Costarricense de Electricidad (2011). (Attached in electronic format).

(.)" Regarding the aforementioned annexes, they are available to the public on the page of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos: www.aresep.go.cr, or at its facilities at the Dirección General de Atención al Usuario in file OT-296-2014. For more information, you can call the toll-free line: 8000-ARESEP.

II To take as a response to the opponents who participated in the public hearing held on February 10, 2015, what is indicated in Considerando I of the resolution agreed upon herein, and to thank everyone for their valuable participation in this process.

In compliance with the provisions of Article 245 of the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública), the present resolution may be challenged through the ordinary motion for reversal or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración), which must be filed within a period of three days counted from the day following notification, and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión), which must be filed within the time limits set forth in Article 354 of the aforementioned law. Both motions must be filed before the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos), which is responsible for resolving them.

It takes effect upon its publication in the Official Gazette La Gaceta.

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 034 Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas Texto Completo acta: 17D5F5 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS Resolución RJD-034-2015.-San José, a las quince horas del dieciséis de marzo de dos mil quince.

Metodología para la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas. Expediente OT-296-2014.

I.-Que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos se encuentra en la actualidad en un proceso de formalización y diseño de metodologías en todos los sectores regulados. En el sector eléctrico y específicamente en generación privada, en los últimos años se han aprobado una serie de modelos tarifarios aplicables a la compra y venta de energía eléctrica producida por generadores privados, mediante distintas fuentes como son la hidroeléctrica, la eólica y la biomasa. Esas transacciones de energía han estado enmarcadas dentro de lo que establece el Capítulo I de la Ley 7200.

II.-Que con el objetivo de iniciar la formulación metodológica y de contar con la información para la aplicación de la misma, así como conocer mejor el mercado, se realizó dentro del marco de un proyecto de cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos un informe técnico titulado "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica.

III.-Que es importante señalar que desde el año 2011, se ha presentado una notable reducción de los precios de la energía fotovoltaica en el mercado internacional. En consecuencia, la industria de generación fotovoltaica se ha vuelto más competitiva en relación con la industria de generación de electricidad mediante otras fuentes renovables. Entre otras, esta es una de las razones por las cuales, en los últimos años ha crecido el interés de incorporar este tipo de energía en el Sistema Eléctrico Nacional por parte del ICE y de otras empresas distribuidoras de electricidad del país.

IV.-Que el 12 de setiembre de 2014, mediante oficio 116- CDR-2014, el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), envía una propuesta de "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas".

V.-Que el 22 de setiembre de 2014, mediante acuerdo 03- 55-2014 de la sesión extraordinaria 55-2014 y ratificada el 22 de octubre de 2014 se indica: "Continuar en una próxima sesión, con el análisis de la propuesta metodológica para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privadas solares fotovoltaicas nuevas, con el propósito de que el Centro de Desarrollo de la Regulación someta una versión ajustada conforme las observaciones y sugerencias formuladas en esta oportunidad" VI.-Que el 18 de noviembre de 2014, mediante oficio 820-RG-2014/152-CDR-2014 el Despacho del Regulador y el Centro de Desarrollo de la Regulación en cumplimiento del acuerdo 03-55-2014, envían al Secretario de Junta Directiva la "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas".

VII.-Que el 24 de noviembre de 2014, mediante acuerdo 05-68-2014 de la sesión ordinario 68-2014, la Junta Directiva de Aresep acordó "Someter al trámite de audiencia pública la Propuesta "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas" (.)." (folios 01 al 208).

VIII.-Que el 13 de enero de 2015, se publicó la convocatoria a la audiencia pública de Ley, en La Gaceta N° 8 y el 16 de enero de 2015 en los diarios La Nación y La Extra (folios 212 y 213).

IX.-Que el 10 de febrero de 2015, se llevó a cabo la audiencia pública en el Auditorio de la Aresep interconectados por el sistema de videoconferencia con los Tribunales de Justicia de los centros de: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas, además dicha audiencia se desarrolló en forma presencial en el salón parroquial de Bribrí, Limón, Talamanca; en la cual se recibieron y se admitieron 3 posiciones por parte de: Instituto Costarricense de Electricidad, PV Huacas Sociedad Anónima y Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima y Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).

X.-Que el 24 febrero de 2015, la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y el Despacho del Regulador General, mediante oficio 015-CDR-2015/222-RG-2015, remitió a la Secretaría de Junta Directiva el informe final de la "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas" (No consta en los autos del Exp. OT-296-2014).

XI.-Que el 3 de marzo de 2015, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria mediante el criterio 176-DGAJR-2015, le recomendó a la Junta Directiva: "Someter al conocimiento y discusión de la Junta Directiva la propuesta de "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas", remitida por el Despacho del Regulador General y la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación mediante el oficio 222-RG-2015/015-CDR-2015". (No consta en los autos del Exp. OT-296-2014).

I.-Que en ausencia del señor Regulador General Dennis Meléndez Howell, por encontrarse de vacaciones el 16 de marzo de 2015, comparece en este acto la señora Grettel López Castro, en su condición de Reguladora General Adjunta, según el acuerdo que consta en el artículo segundo del acta de la sesión ordinaria número ciento sesenta y uno, celebrada por el Consejo de Gobierno el 20 de agosto del dos mil trece, publicado en La Gaceta 211 del 1 de noviembre del 2013, nombramiento que quedó ratificado por la Asamblea Legislativa en la sesión ordinaria número 69, celebrada el 19 de setiembre de 2013, de conformidad con lo estipulado en el artículo 47 de la Ley 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, nombramiento que a la fecha se encuentra vigente. De conformidad con el artículo 57 de la misma ley, la Reguladora General Adjunta sustituye al Regulador General durante sus ausencias temporales.

II.-Que en cuanto a las oposiciones y coadyuvancias presentadas en la audiencia pública, del oficio 015-CDR-2015/222- RG-2015 del 24 de febrero de 2015, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

"(...)

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 222 al 263).

1.1 Dicha metodología debe precisar que el sistema de bandas tarifarias que se aprueba será utilizado por el ICE para la compra de energía de acuerdo a lo establecido en la Ley 7200, el Reglamento al Capítulo I y el Procedimiento de Selección de Proyectos que al efecto se mantenga vigente.

En el alcance de la metodología se establece en el folio 14 lo siguiente: "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 solares fotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas solares fotovoltaicas 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". Es decir, ya se encuentra contemplado que las ventas de energía al ICE son mediante el marco de la Ley 7200.

En cuanto a los procedimientos de selección de proyectos que utilice el ICE, éstos quedan fuera del alcance de esta metodología debido a que es competencia de la empresa y no de Aresep.

1.2 En atención al principio de legalidad y seguridad jurídica insta al Ente Regulador para que al momento de resolver y aprobar la fijación de la banda tarifaria derivada de la aplicación de esta metodología, no modifique los datos de las variables sometidos a discusión en la presente audiencia pública actualizándolos al día de la audiencia o de la resolución, sin brindar el debido proceso a las Partes interesadas para que se puedan referir a los nuevos datos.

Este es un tema de aplicación de las metodologías. Vale la pena indicar que en relación con la actualización de las variables al momento de la audiencia, desde el año 2004 existe un acuerdo de la Junta Directiva de esta Autoridad Reguladora (Acuerdo 004-015-2004) en el cual se instruye a las direcciones técnicas de ese momento, ahora Intendencias, a "Actualizar a la fecha de celebración de la audiencia pública las siguientes variables: Salarios mínimos, Tipo de cambio de venta del dólar de los Estados Unidos de América con respecto al colón y precio de los combustibles." Con el fin de garantizar el cumplimiento del principio del servicio al costo, dicha disposición se ha generalizado, y se ha convertido en una práctica administrativa que se aplica para actualizar variables de los estudios tarifarios ordinarios o extraordinarios que se tramitan en esta Autoridad.

No se omite indicar que 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 de concesión de generación de energía eléctrica. Mediante este mecanismo la Autoridad Reguladora reúne criterios de los ciudadanos y empresas sobre el aspecto sometido a conocimiento público. Sobre éste punto el artículo 36 de la Ley 7593, dispone en lo conducente:

"(.) La audiencia se convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos formales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la audiencia. (.)" Cabe aclarar que una propuesta, se refiere a un informe técnico dirigido a todas las partes interesadas donde se justifica la necesidad de la aprobación de una metodología tarifaria a fin de ser sometida a audiencia pública. Así pues, no se debe confundir la propuesta -requisito mínimo indispensable que la Aresep necesita a fin de enviar la propuesta a audiencia pública- con la información que se requiere para sustentar la solicitud tarifaria.

Esta última información -necesaria para sustentar la aprobación de metodología- deberá ser analizada una vez que haya concluido el procedimiento de audiencia pública, ya que es hasta este momento que el Ente Regulador cuenta con toda la información para poder resolver la fijación tarifaria. De ahí la importancia que al momento de realizarse los cálculos y de redactar el informe tarifario sobre la fijación de oficio, se utilice la última información disponible.

1.3 El Ente Regulador no justifica la exclusión del rango bajo del costo de inversión, eliminándolo en forma arbitraria, lo que afecta el promedio del costo de inversión y por lo tanto la desviación estándar lo cual incide en un aumento tanto del piso de la banda como del techo en favor del generador privado. Sobre la tendencia de precios de la energía solar fotovoltaica. Modificar el texto para incluir el rango bajo, ya que estos cambios son necesarios para que los generadores privados puedan ofertar dentro del proceso de concurso a tarifas menores a las de referencia y que ese beneficio se vea trasladado al consumidor final a través de la tarifa.

En la página 35, del documento "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se pueden encontrar los elementos relevantes del costo de inversión de una instalación fotovoltaica (Anexo 1, folio 59). Dicho estudio propone que los módulos fotovoltaicos y los inversores se distinguen debido a sus calidades y precios. El segmento inferior de costos de inversión, involucra módulos fotovoltaicos e inversores de baja calidad. Para los efectos de la generación de energía eléctrica mediante fuente solar fotovoltaica, se excluye este rango.

1.4 Si bien la metodología propuesta por la ARESEP es consistente con las otras metodologías para plantas nuevas, es necesario que la ARESEP incluya para el cálculo del costo de inversión el rango bajo contenido en el estudio ECLAREON/BSW (2014) y que valore una modificación del techo de la banda de acuerdo con los últimos acontecimientos a nivel internacional respecto de esta tecnología.

Por otra parte, la aplicación del promedio más una desviación estándar como límite superior es consistente con las Metodologías de plantas de generación privada hidroeléctricas y eólicas nuevas aprobadas por Aresep. Sobre este tema la metodología indica en el folio 05 lo siguiente: ".el límite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De esta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de servicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes".

Se ha observado una disminución en los costos de la tecnología a lo largo de los últimos años, tal y como se indicó en la propuesta en el folio 05 ".a lo largo de los últimos años se ha podido observar las rápidas mejoras tecnológicas que ha sufrido esta fuente de energía y el abaratamiento en los equipos utilizados para su instalación. Esta tendencia ha sido mencionada en diferente literatura como lo es el "Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040" U.S. Energy Information Administration (2014) donde se proyecta una disminución de costos, así como en el estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014)". La manera en la que se capturan estas mejoras e innovaciones que tienen efecto en la disminución de los precios, es en la forma en que se estableció el límite inferior de la banda.

2 PV Huacas Sociedad Anónima, cédula de persona jurídica 3-101-665647 y Enel Green Power Costa Rica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101-120506, representadas por el señor José Antonio Benavides Sancho, cédula de identidad número 104780037, en su condición de Presidente suplente con facultades de apoderado generalísimo y en su condición de Presidente de apoderado generalísmo respectivamente.

2.1 Se solicita que Aresep incluya el factor ambiental en la propuesta de metodología.

El objetivo principal de la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas de generación solar fotovoltaica, la cual incluye todos los elementos necesarios para establecer la tarifa y cumple con lo establecido en la Ley 7593 en cuanto a los criterios y elementos a reconocer.

Dentro de los costos contemplados actualmente se incluye el criterio de sostenibilidad ambiental definido en la Ley 7593, artículo 31 como elemento para fijar las tarifas. En efecto de la legislación analizada se observa que:

▪ Ley 7200: Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela "Artículo 8 - Además de la declaratoria de elegibilidad a que se refiere el artículo 6º, para centrales de limitada capacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000 KW), el interesado deberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una certificación sobre la aprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada por un profesional del ramo. Este estudio deberá ser presentado previamente al Ministro de Recursos Naturales, Energía y Minas, para su aprobación o rechazo, dentro de un plazo de sesenta días naturales, a partir de su presentación.

(.)

Resultando:

Considerando:

a)Indicación del posible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.
b)Los efectos adversos inevitables, si se llevará a cabo la actividad.
c)Los efectos sostenidos sobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la vegetación, los suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.

ch) Señalamiento de áreas específicas por deforestar, si fuere del caso.

d)Cantidad posible de desechos.
e)Efectos sobre las poblaciones y asentamientos humanos.
f)Programas de reforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua y del aire; y los planes de manejo de los desechos.
g)Planes de contingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el ecosistema.

(.)

La garantía se reducirá a un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se mantendrá vigente durante todo el período de la concesión.

Estos porcentajes podrán ser ajustados por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, de acuerdo con la cuantificación de daños potenciales que se determinen en el estudio de impacto ambiental.

La garantía a que se refiere este artículo podrá ser emitida por cualquiera de los bancos del Sistema Bancario Nacional, o por el Instituto Nacional de Seguros, a satisfacción del Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, y podrá ser ejecutada, parcial o totalmente, por el citado ministerio, tan pronto se demuestre que se ha producido un daño y que este no ha sido mitigado por el producto autónomo.

El Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas podrá efectuar correcciones, en forma directa y de oficio, o mediante contrato, en cualquier deterioro o daño ambiental que se origine con motivo de la concesión eléctrica otorgada.

Si al término de la concesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente, según corresponda.

En caso de que los concesionarios incumplan las condiciones fijadas por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, el Servicio Nacional de Electricidad, a solicitud de este Ministerio, declarará la caducidad de la concesión." En los estudios de impacto ambiental, la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) estipula que por reglamento lo que procede para otorgar la viabilidad ambiental, es solicitarle al desarrollador la presentación de los instrumentos de Control y Seguimiento, los cuales pueden ser varios como el pago de la garantía, cumplimiento de compromisos ambientales, nombramiento de responsable ambiental, entre otros.

Por estas razones, se considera que la incorporación del factor ambiental como un parámetro adicional de suma o resta a los costos no es necesario debido a que se estaría dando una duplicación de costos ambientales.

2.2 El valor del factor de planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una muestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se sugiere utilizar los datos del informe técnico titulado "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica" La metodología busca que los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de planta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además como lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: ".se utilizan los factores de planta definidos en el documento "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia" elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de planta, mayor producción de electricidad." 2.3 Se solicita incluir mayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento ECLAREON.

En la página 35 (Anexo 1, folio 59) del estudio "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar los costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra civil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de operación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual, mantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad, monitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.

Además, en la página 33 (folio 57) del mismo documento, se menciona que se realizaron entrevistas a 10 empresas activas en el sector FV de países latinoamericanos y en la página 55 (folio 79) se encuentra la entrevista realizada a cada una de estas empresas, es decir, la información contenida en el documentos que se adjuntó como anexo a la presente metodología incorpora toda la información obtenida por parte de los consultores a las preguntas realizadas a las empresas.

2.4 Se considera que la muestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente amplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de instalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o global. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New Energy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la información con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica del ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.

Por otra parte, actualmente la Aresep no tiene acceso a Bloomberg New Energy Finance, razón por la cual tal información no puede ser utilizada ni puesta a disposición del público por parte del Ente Regulador.

Con respecto a incorporar la Planta Solar Miravalles, los costos incurridos al momento de su construcción no son representativos de la actualidad debido a la tendencia en la baja de los precios de la tecnología, además siendo este proyecto una donación los costos no necesariamente son los eficientes.

2.5 Se solicita utilizar el beta desapalancada correspondiente al sector "Power" ya que este corresponde únicamente a las actividades de generación de electricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas Existentes en donde se utiliza también este rubro.

Contrario a lo que argumento el opositor, el sector "Power" está compuesto por una serie de actividades muy diferentes a las de generación de electricidad como lo son gas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración, servicios financieros, entre otras, mientras que la muestra de "Utility General" están referidas mayormente a electricidad. Adicionalmente, Aresep ha propuesto en las Metodologías Tarifarias Ordinarias de Electricidad (Generación, Transmisión y distribución), el uso del beta "Utility General" y es lo que ha venido utilizando en los estudios tarifarios una vez que la información dejo de ser presentada de la forma anterior, en la que era un promedio de los betas del sector eléctrico de Estados Unidos.

Por lo anterior y debido a que uno de los elementos importantes para Aresep en la actualidad es la homogenización de criterios y variables, es que se considera que el beta a utilizar debe ser el "Utility General".

Por otra parte, el beta que se utilice deberá ser analizado para contemplar que existen valores atípicos o extremo, tal y como lo indica la metodología en el folio 19: "Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública; luego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las empresas. Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los valores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en estadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores resultantes".

2.6 El plazo de deuda utilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para proyectos de energía solar. Se solicita a la Aresep solicitar información de bancos comerciales locales y multilaterales para corregir este plazo a uno de duración entre ocho y doce años.

Respecto a las condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, en los expedientes de generación privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas (OT-029-2011 y OT-028-2011, respectivamente) se solicitó información a los entes financieros, así como, actualmente se tiene información de diferentes fuentes bancarias de plazos de financiamiento de proyectos solares. De esta manera, las condiciones del financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de amortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del contrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las publicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; y iii) el apalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre proyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.

2.7 Se solicita no referirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión, porque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de valores aumente o disminuya.

La información que se va a utilizar es la indicada en la metodología, la cual hace referencia al estudio de Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica. Para evitar una desactualización de la anterior información, se indicó lo siguiente en el folio 23 de la metodología: "Las variables determinadas en esta metodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una periodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos". Nótese que se ha indicado al menos con una periodicidad de 5 años, lo cual indica que el periodo de actualización puede ser menor a los 5 años.

2.8 No hay justificaciones técnicas y estadísticas para establecer un número diferente de desviaciones estándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del promedio para el límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria simétrica con dos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y dos desviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.

La justificación técnica de la utilización de tres desviaciones estándar para calcular el límite inferior y de utilizar una desviación estándar para definir el límite superior se encuentra el folio 05 de la propuesta metodológica, tal y como sigue: "Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De esta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de servicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.

El objetivo de crear una banda de precios para la generación privada de electricidad mediante plantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos de las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad del mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del equilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la continuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación estándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el 84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese rango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al "lado izquierdo de la cola", dada la información disponible, es deseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las de referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios finales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y la innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en cuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan para el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio al costo." 2.9 Establecer una estructura tarifaria con diferencia estacional.

Como lo establece la metodología en el folio 22 y 23: "El propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en que el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional.". Lo anterior no es posible tal y como lo indica la metodología: ".no permite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla y con un solo valor." Por lo anterior, el objetivo de que el productor maximice su generación en los periodos en que la energía es más valiosa para el SEN no se puede lograr de manera controlada.

2.10 Se solicita incluir los valores finales que serán considerados para la aplicación de la metodología.

La metodología consta de la enunciación detallada de las fórmulas del modelo, la descripción técnica de la estructura general de ingresos y costos, sus componentes, ecuaciones y detalle de cada elemento, así como criterios y procedimientos para su aplicación. Lo anterior, expuesto en forma matemática, técnica y razonada por lo que la enunciación del modelo es completa, sin obviar componentes, es descriptiva, suficiente y reproducible a partir de la información concreta que luego pueda emplearse al fijar una tarifa.

Lo que se somete a audiencia resulta ser el modelo en toda su integridad, y los elementos de propuesta metodológica en cuestión aluden no a la aplicación de la misma para una fijación tarifaria en particular, sino a la formulación propiamente del modelo tarifario. En este sentido, se presenta la formulación teórica de la metodología, pues su aplicación práctica se dará hasta una vez aprobada y cuando se esté en proceso de fijar una tarifa particular.

3 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.

3.1 La actual propuesta no incluye la definición del factor ambiental como parte de ella, a pesar de que su ley así lo demanda. Que se resuelva incluir el factor ambiental.

(.)

a)Indicación del posible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.
b)Los efectos adversos inevitables, si se llevará a cabo la actividad.
c)Los efectos sostenidos sobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la vegetación, los suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.

ch) Señalamiento de áreas específicas por deforestar, si fuere del caso.

d)Cantidad posible de desechos.
e)Efectos sobre las poblaciones y asentamientos humanos.
f)Programas de reforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua y del aire; y los planes de manejo de los desechos.
g)Planes de contingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el ecosistema.

(.)

La garantía se reducirá a un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se mantendrá vigente durante todo el período de la concesión.

Si al término de la concesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente, según corresponda.

3.2 El valor del factor de planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una muestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se sugiere utilizar los datos del informe técnico titulado "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica" La metodología busca que los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de planta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además como lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: ". se utilizan los factores de planta definidos en el documento "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia" elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de planta, mayor producción de electricidad." 3.3 Se solicita incluir mayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento ECLAREON.

3.4 Se considera que la muestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente amplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de instalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o global. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New Energy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la información con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica del ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.

3.5 Se solicita utilizar el beta desapalancada correspondiente al sector "Power" ya que este corresponde únicamente a las actividades de generación de electricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas Existentes en donde se utiliza también este rubro.

3.6 El plazo de deuda utilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para proyectos de energía solar. La Aresep puede corroborar la información de los plazos directamente con los bancos.

3.7 Se solicita no referirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión, porque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de valores aumente o disminuya.

3.8 No hay justificaciones técnicas y estadísticas para establecer un número diferente de desviaciones estándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del promedio para el límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria simétrica con dos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y dos desviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.

El objetivo de crear una banda de precios para la generación privada de electricidad mediante plantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos de las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad del mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del equilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la continuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación estándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el 84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese rango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al "lado izquierdo de la cola", dada la información disponible, es deseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las de referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios finales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y la innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en cuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan para el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio al costo." 3.9 Establecer una estructura tarifaria con diferencial estacional.

(...)" III.-Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas", 2- Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 10 de febrero de 2015, lo señalado en el Considerando I de la presente resolución y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.

IV.-Que en sesión extraordinaria 11-2015 del 16 de marzo de 2015, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta de la Dirección General DEL Centro de Desarrollo de la Regulación y el Despacho del Regulador General, del 24 de febrero de 2015 mediante oficio 015-CDR-2015/222- RG-2015, así como del oficio 176-DGAJR-2015 del 03 de marzo de 2015, acordó entre otras cosas y con carácter de firme: Por tanto, Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado, LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.-Aprobar la "Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas", presentada según el oficio dictado por el Despacho del Regulador General y la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, el 24 de febrero de 2015 mediante oficio 015-CDR-2015/222-RG-2015, tal y como se detalla a continuación:

"(...)

III JUSTIFICACIÓN El Sector Eléctrico Nacional (SEN) se encuentra en una etapa en la que se requiere de la incorporación de la mayor cantidad posible de energía proveniente de plantas de generación de electricidad, que utilicen fuentes de energía no convencionales y tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas.

Entre los esfuerzos estatales para la generación con fuentes no tradicionales, se encuentra la determinación de esquemas tarifarios con plantas de generación de electricidad con tales fuentes. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el principio de servicio al costo que establece la Ley 7593 y los otros principios y criterios establecidos por la ARESEP.

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

Adicionalmente, la Ley 8345 sobre Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el desarrollo nacional, en su artículo 9 señala que "Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía eléctrica al ICE o entre sí mismas." Para lograr el propósito mencionado, es necesario que la Aresep establezca tarifas de referencia para las transacciones a efectuar en el marco de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep.

Las tarifas resultantes de la aplicación de esta metodología serían las que se utilicen para la compra de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados nuevos que al amparo de la Ley 7200 que firmen un contrato con el ICE y cuya fuente energética sea solar fotovoltaica. La tarifa resultante también servirá para la venta de electricidad solar fotovoltaica por parte de los generadores privados a otros agentes en el Mercado Eléctrico Nacional, siempre que el marco legal vigente lo permita y que esas transacciones deban ser reguladas por Aresep.

Para iniciar la formulación de la metodología y poder asegurar la aplicación de ésta se realizó un proyecto dentro del marco de cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos con el cual se obtuvo el informe técnico mencionado anteriormente. Para la Aresep, fue necesario gestionar la contratación de este estudio, debido a la existencia de información incompleta sobre costos de inversión y operación de generación fotovoltaica en fuentes de información públicas.

La metodología utilizada para solar fotovoltaica es compatible con la formulación de las últimas metodologías aprobadas por la Aresep para la generación privada de plantas nuevas. La información obtenida será utilizada para la aplicación de la metodología para determinar las tarifas de referencia, en cuanto a monto de inversión, costos de explotación y factor de planta.

Es deseable que el límite inferior de la banda tarifaria permita la entrada de las empresas más eficiente y poder trasladar estas eficiencias a los usuarios finales del servicio en forma de menores precios. Diversas subastas realizadas en Latinoamérica han mostrado una tendencia a la baja en cuanto a los precios ofertados para la fuente solar fotovoltaica, por ejemplo, este año en El Salvador los precios ofertados por las empresas adjudicadas para este tipo de fuente son de 10,19 centavos de US$/KWh para un proyecto de 60 MW y 12,34 centavos de US$/KWh para tres proyectos de diferentes capacidades (20 MW, 8 MW y 6 MW); en Uruguay, en el año 2013 se ofertaron precios de entre 16,01 y 9,35 centavos de US$/KWh (7 ofertas) para capacidades iguales o menores de 1 MW y entre 12,65 y 9,8 centavos de US$/KWh (4 ofertas) para capacidades de 5 MW; en Guatemala en el 2012 se adjudicó una planta de 5 MW con un precio de 13,8 centavos de US$/KWh; y en Perú se puede observar la caída que han sufrido los precios de esta tecnología ya que en la subasta del 2010 los precios adjudicados rondaron los 22,0 centavos de US$/KWh para plantas con capacidad de 20 MW y en el 2011, tan solo un año después se adjudicó una planta de 16 MW con un precio de 11,99 centavos de US$/KWh. En el mes de octubre del presente año, Brasil adjudicó 890 MW en precios que oscilan entre 8,13 y 8,94 centavos de US$/KWh, siendo el precio techo de 10,7 centavos de US$/KWh. Recientemente, Guatemala realizó una licitación de bloques de energía en el cual se adjudicó un proyecto solar y a finales del presente año, se realizará una subasta en Panamá para proyectos solares. 1 1 Tomado del sitio web: http://www.pv-magazine-latam.com el día 07 de noviembre de 2014.

Adicionalmente, a lo largo de los últimos años se ha podido observar las rápidas mejoras tecnológicas que ha sufrido esta fuente de energía y el abaratamiento en los equipos utilizados para su instalación. Esta tendencia ha sido mencionada en diferente literatura como lo es el "Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040" U.S. Energy Information Administration (2014) donde se proyecta una disminución de costos, así como en el estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014).

Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De esta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de servicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.

Finalmente se utilizan los factores de planta definidos en el documento "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia" elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de planta, mayor producción de electricidad.

IV MARCO LEGAL El establecimiento de un modelo que permita la fijación de tarifas de generación privada para plantas nuevas de generación solar fotovoltaica, encuentra sustento legal en las leyes, resoluciones y documentos de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos que se citan a continuación.

1. Competencias de la Autoridad Reguladora para establecer metodologías tarifarias La Ley N° 7593 transformó al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en una institución autónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como, autonomía técnica y administrativa, cuyo objetivo primordial es ejercer la regulación de los servicios públicos establecidos en el artículo 5 de dicha Ley.

Respecto a dicha función regulatoria de la Aresep, la Procuraduría General de la República se ha pronunciado estableciendo lo siguiente:

" (.)

1 La fijación de las tarifas y la posición de la Procuraduría General de la República La función reguladora es una técnica de intervención de los poderes públicos en el mercado, que entraña un control continuo sobre una actividad, a fin de hacer prevalecer el interés público sobre el interés privado (dictamen N. C-250-99 de 21 de diciembre de 1999).

La fijación tarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En efecto, la regulación se traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual se justifica por el interés público presente en los servicios públicos. La tarifa debe cubrir los costos del servicio y permitir un normal beneficio o utilidad para el prestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:

"Una de esas leyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse así: las tarifas de los servicios públicos deben corresponder a los costes reales del mismo, lo que significa que el conjunto de los ingresos procedentes del mismo debe cubrir el conjunto de los costes razonables que sean necesarios para producirlo. Con ello se afirma, de una parte, que los precios no deben alejarse de los costes medios por unidad de producto, incluyendo en estos, como es lógico, un normal beneficio para los inversores; de otra parte, se quiere decir que los costes deben ser sufragados por los usuarios, no por los accionistas, ni por los contribuyentes, ni por la economía en su conjunto recurriendo a préstamos inflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se quiere decir también que la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los costes: es un error económico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta en un cajón de sastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal encubierta, una subvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier otra finalidad ajena al servicio...

Así pues, el principio esencial que debe presidir toda política de tarifas es el principio del coste real y total del servicio...". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid, 1993, p.334. La cursiva es del original.

La función de regulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la Ley N° 7593 de 9 de agosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta, entonces, el poder de imponer a los concesionarios del servicio público las reglas que deben seguirse para la fijación de la tarifa o del ajuste tarifario. En concreto, las tarifas que podrán cobrar a los usuarios por la prestación del servicio.

(.)" Dictamen C-329 del 4 de diciembre de 2002.

Asimismo, la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, que en lo que interesa, ha manifestado:

"[.] V.-Fijaciones tarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de concesión de servicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de personas), de conformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la Ley no. 7593, corresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los usuarios por su prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio del servicio al costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3 inciso b) de la Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el ordinal 32 ibidem establece una lista enunciativa de costos que no son considerados en la cuantificación económica. A su vez, el numeral 31 de ese mismo cuerpo legal establece pautas que también precisan la fijación, como es el fomento de la pequeña y mediana empresa, ponderación y favorecimiento del usuario, criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, eficiencia económica, entre otros. El párrafo final de esa norma expresa que no se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestatarias, postulado que cumple un doble cometido. Por un lado, se insiste, dotar al operador de un medio de retribución por el servicio prestado que permita la amortización de la inversión realizada para prestar el servicio y obtener la rentabilidad que por contrato le ha sido prefijada. Por otro, asegurar al usuario que la tarifa que paga por el transporte obtenido sea el producto de un cálculo matemático en el cual se consideren los costos necesarios y autorizados, de manera tal que se pague el precio justo por las condiciones en que se brinda el servicio público. Este aspecto lleva a que el proceso tarifario constituya una armonía entre ambas posiciones, al punto que se satisfagan los derechos de los usuarios, pero además el derecho que se deriva del contrato de concesión, de la recuperación del capital y una ganancia justa. Por ende, si bien un principio que impregna la fijación tarifaria es el de mayor beneficio al usuario, ello no constituye una regla que permita validar la negación del aumento cuando técnicamente proceda, siendo que en esta dinámica debe imperar un equilibrio justo de intereses, lo que logra con un precio objetivo, razonable y debido. En su correcta dimensión implica un servicio de calidad a un precio justo. Con todo, el incremento tarifario dista de ser un fenómeno automático. Está sujeto a un procedimiento y su viabilidad pende de que luego del análisis técnico, se deduzca una insuficiencia económica. En este sentido, la ARESEP se constituye en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados que impregnan la relación de transporte público. Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que regularan (sic) el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios." (Véase sentencia No. 577 de las 10 horas 20 minutos del 10 de agosto de 2007). (Lo resaltado es nuestro). Ver en igual sentido, la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15 de abril de 2008, dictada por el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.

De esa forma, la Aresep es el ente competente para fijar las tarifas y precios de conformidad con las metodologías que ella misma determine y velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que enumera el artículo 5 de la Ley N° 7593.

El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la Ley N° 7593, que dispone:

RESUELVE:

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

a)Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley N.° 7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.° 7508, de 9 de mayo de 1995.

(.)

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

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

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

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

(...) ." En el ejercicio de esas competencias regulatorias, se debe considerar lo dispuesto en la Ley N° 7593 y su reglamento, de dicha Ley es preciso observar específicamente los artículos 1, 3, 4, 5, 9, 24, 31 y 32, así como el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública, que a continuación se transcriben:

▪ La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece:

"Artículo 1. Transformación.

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

"Artículo 3. Definiciones.

Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:

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

(.)" "Artículo 4. Objetivos.

(.)

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

(.)" "Artículo 5. "Funciones.

En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas (.). Los servicios públicos antes mencionados son:

a)Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización.

(.)" "Artículo 9. Concesión o permiso.

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

(.)" "Artículo 24. Suministro de información.

A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes, reportes, datos, copias de archivo y cualquier otro medio electrónico o escrito donde se almacene información financiera, contable, económica, estadística y técnica relacionada con la prestación del servicio público que brindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros legales y contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los prestadores." "Artículo 31. Fijación de tarifas y precios.

Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.

(...)

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

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

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

a)Garantizar el equilibrio financiero.
b)El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean reglamentados.
c)La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales." "Artículo 32. Costos sin considerar.

No se aceptarán costos de las empresas reguladas:

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

"Artículo 16.- 1. En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia.

2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos discrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad." 2. Competencia de la Junta Directiva para emitir las metodologías La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento vigente, fue publicado en La Gaceta No. 105, del 3 de junio de 2013 y establece lo siguiente:

"Artículo 6. Junta Directiva.

Le corresponde definir la orientación estratégica y las políticas internas que permitan a la Aresep ejercer las potestades y competencias establecidas en el ordenamiento jurídico. Es el superior jerárquico del Consejo de la Sutel y del Auditor Interno y Subauditor.

Cuando así lo requiera, la Junta Directiva contará con asesores especializados y con el apoyo de las demás dependencias de la Institución, de conformidad con las funciones que les asigna este reglamento.

Tiene las siguientes funciones:

(.)

16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo su competencia.

(.)" En la Ley Nº 7593:

"Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.

La Autoridad Reguladora tendrá los siguientes órganos:

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

La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes.

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

Una vez que se ha determinado el marco jurídico que respalda el ejercicio de la función regulatoria por parte de la Aresep y de su facultad para emitir metodologías que le permitan la fijación de tarifas, es preciso observar el servicio público cuya metodología nos ocupa.

3. Regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde a la Dirección Sectorial de Energía (DSE), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE- (actualmente, rige el VI Plan Nacional de Energía 2012-2030), y el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*). Asimismo, la labor de regulación (incluida la fijación de tarifas) del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), según el artículo 5 inciso a) la Ley N° 7593.

(*)(Nota de Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de Inversión Pública, aprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)") La prestación de este servicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la Aresep, la fijación de tarifas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las metodologías que se establezcan al efecto.

En cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, la Aresep debe realizar su labor también con vista en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº 29847-MP-MINAE-MEIC del 19 de noviembre de 2001), que dispone lo siguiente:

"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.

Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.

Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros." "Artículo 2º. Objeto. El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas." El sistema de suministro eléctrico, comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión (transporte), la distribución y la comercialización de la energía eléctrica.

La etapa de generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía primaria (química, cinética, térmica o lumínica, entre otras), en energía eléctrica, mediante instalaciones denominadas centrales eléctricas.

Son diversas las fuentes que se pueden emplear para generar energía eléctrica, entre las que encontramos:

▪ A partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente la combustión de combustibles fósiles, como petróleo, gas natural o carbón se produce energía termoeléctrica.

▪ Mediante la radiación solar, se genera energía solar fotovoltaica.

▪ A través de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire o vibraciones que el viento, se produce la energía eólica.

▪ Mediante el aprovechamiento del calor del interior de la tierra, se genera energía geotérmica.

▪ Con el aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente del agua, saltos de agua o mareas, se produce energía hidroeléctrica.

▪ A partir de energía nuclear, se produce energía eléctrica.

Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector, y conforme a ello, la Aresep fijará las tarifas.

4. Participantes y sustento legal que los habilita como prestadores del servicio Analizando la etapa de generación eléctrica, es posible observar que son diversos los agentes participantes en el servicio de suministro de energía eléctrica. La participación de cada uno de ellos, en alguna de las etapas dichas (o incluso en todas), se encuentra debidamente sustentada en una ley específica o en su efecto la concesión que les habilita para prestar el servicio público, regulado por la Aresep y sujeto a las tarifas establecidas por ésta.

En la etapa de generación, se tiene que los participantes son tanto del sector público, como del sector privado, a saber:

▪ El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que es el mayor generador del país (de conformidad con las Leyes 449 y 8660).

▪ Las empresas privadas (de conformidad con las Ley N° 7200 y 7508).

▪ Las empresas de servicios públicos municipales (según la Ley N° 8345). Hasta el momento tienen dicha condición, solamente la Empresa de Servicios Públicos de Heredia -ESPH- (de conformidad con las Leyes N° 5889 y 7789) y la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (según las leyes N° 7799 y 8345).

▪ La Compañía Nacional de Fuerza y Luz -CNFL, S.A.- (de conformidad con el Contrato Eléctrico del 8 de abril de 1941 -Contrato- ley 2, modificado por la Ley 4197 y 4977).

▪ Las cooperativas de electrificación rural, bajo la figura de asociaciones o consorcios formados por dichas cooperativas (según las leyes N° 7200 y 8345), a saber: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R. L.), constituido por las asociaciones cooperativas listadas anteriormente.

De forma específica, la norma que sustenta la generación privada es:

▪ Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200:

"Artículo 1.- Definición.

Para los efectos de esta Ley, se define la generación autónoma o paralela como la energía producida por centrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional.

La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE) (*)." (.)"

Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para no sean convencionales. (Así reformado por el artículo 2º de la ley No.7508 del 9 de mayo de 1995 y modificado por Resolución de la Sala Constitucional Nº 6556-95 de las 17:24 horas del 28 de noviembre de 1995, que anuló su última frase).

El Instituto Costarricense de Electricidad presentará solicitudes de cambio de tarifas en cada ocasión, que deberán ser las más favorables para el público consumidor, dentro del principio de costo evitado de inversión y operación del sistema nacional interconectado, con un criterio económico nacional.

En los ajustes periódicos de las tarifas que se incluyan en el contrato de compraventa, se tomarán en cuenta los factores usuales de variación de costos, tales como la devaluación monetaria, la inflación local y otros no previstos, que se harán efectivos por medio de una fórmula automática establecida por el Servicio Nacional de Electricidad. Estos ajustes, lo mismo que los precios, no requerirán la venia del Poder Ejecutivo. En la estructura de precios se considerarán las características de suministro de energía de las centrales eléctricas de limitada capacidad." ▪ Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N° 8345:

De acuerdo con la normativa citada, la Ley N° 7593 y su reglamento, con el Reglamento Sectorial de Servicios, con las normas técnicas dictadas por la Aresep, y con las metodologías que se emitan al respecto, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, regula la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica, por parte de los sujetos autorizados para ello. Por lo anterior, se encuentra sustento para elaborar una metodología que refleje la estructura de costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo con el principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se obtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la generación solar fotovoltaica privada.

V. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA

1. Objetivo El objetivo de la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas de generación solar fotovoltaica.

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

2. 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 solares fotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas solares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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

Queda fuera del alcance de esta metodología la determinación de tarifas de generación a pequeña escala para autoconsumo con fuente solar fotovoltaica, tarifas que se estarían determinando en el marco de la normativa técnica "Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN", mediante una metodología particular.

3. Modelo General En general, se puede perspectiva del generador privado, de la siguiente manera:

CE+CFC=p*E (Ecuación 1) Donde:

CE = Costos de CFC = Costo fijo por capital p = Tarifa de venta E = Expectativas de venta (cantidad de energía) Se puede observar que en la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.

Despejando la tarifa de venta (p), se obtiene:

p=(CE+CFC con E diferente de 0, (Ecuación 2) E De lo anterior se desprende que para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las costo del capital. En consecuencia, el modelo para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos, requiere de la definición de las expectativas de venta y los costos tanto de 3.1 Expectativas de venta (E) La producción de la planta depende de la disponibilidad de la capacidad instalada para generación, lo que a su vez depende de las características físicas del aprovechamiento, de la tecnología utilizada, de la edad de las instalaciones así como las prácticas de mantenimiento de la empresa. Por su parte, la distancia entre la planta y el punto de entrega influye en la eficiencia del proceso de transmisión.

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

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

E=C*8760*fp (Ecuación 3) Donde:

E = Ventas anuales (cantidad de energía) C = Capacidad instalada de la planta 8 760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días) fp =Factor de planta aplicable según la fuente Si bien existe un efecto de escala en las plantas de generación de electricidad, especialmente en cuanto a los costos de instalación y los costos de explotación, es posible simplificar el modelo y realizar el análisis para una planta de tamaño unitario (capacidad instalada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:

E=8 760*fp (Ecuación 4) Donde:

E= Ventas anuales (cantidad de energía) 8 760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días) fp =Factor de planta aplicable según la fuente Para la determinación del factor de planta (fp) se aplicarán los siguientes criterios:

a. Se utiliza el factor de planta obtenido del informe "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia", Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). El valor utilizado es el correspondiente a Liberia Policristalino de la tabla 7, referido en la página 26 del estudio antes mencionado.

b. Se calcula el valor promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en cuenta una degradación de los paneles solares de 0,5% anual (esto afecta la producción fotovoltaica negativamente), según se estableció en la página 28 del estudio ECLAREON/BSW (2014).

c. El resultado obtenido en el punto b. es el que se utiliza como factor de planta.

Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de factor de planta se mantendrán vigentes mientras no sean sustituidas las fuentes de información asociadas con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de sus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante un informe técnico.

3.2 Costos de Entre los costos de gastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso productivo tales como impuestos asociados a la producción, repuestos y otros materiales consumibles durante el proceso productivo), como los costos fijos (aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no tales como pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas, administrativos, etcétera). Estos gastos efectivos no deben incluirse la depreciación, ni los gastos financieros ni los impuestos asociados a utilidades o ganancias.

El valor unitario de costo de explotación a emplear en la metodología, se obtiene de la siguiente manera:

a. Se utilizan los datos de costos operativos de instalaciones estándar denominados en dólares de los Estados Unidos de América por kilovatio por año (US$/kW/año) obtenidos del estudio: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00, en la página 54, anexo 7, ilustración 26. En adelante, se referirá a este estudio como ECLAREON/BSW (2014). Estos valores son el resultado del análisis de los datos de costo de fotovoltaicas, como parte del estudio expuesto en ECLAREON/ BSW (2014).

b. De la información anterior, se calcula el promedio simple de los datos de las entrevistas contestadas sobre este rubro.

Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación se mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información asociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de sus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la eficacia de la presente metodología.

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

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

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

CFC=M*FC (Ecuación 5) Donde:

CFC = Costo Fijo por capital M =Monto total de la inversión unitaria FC = Factor que refleja las condiciones de la inversión El factor FC depende de las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la planta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener la rentabilidad esperada:

Donde:

Ψ = Apalancamiento (relación de deuda) (%) p = Rentabilidad sobre aportes de capital (%) t =Tasa de impuesto sobre la renta (%) i =Tasa de interés (%) e = Edad de la planta (años) d = Plazo de la deuda (años) v = Vida económica de la planta (años) El factor que resulta de esta fórmula refleja un valor medio aplicable durante toda la vida económica. Dentro de este contexto, durante los primeros años la utilidad neta que recibe el inversionista es baja (y menor a la pérdida de valor de la planta), puesto que está destinando una porción de la utilidad que le corresponde a "comprar" la participación de los entes financieros en la propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada la deuda, el inversionista se convierte en el único propietario.

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

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

3.3.1 Apalancamiento () El valor de apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio.

El cálculo de este valor se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento (financiamiento) de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.

Para realizar el cálculo se utilizará el promedio simple de la información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

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

El método CAPM estima el costo del capital propio. 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).

Aresep empleará para la obtención del CAPM fuentes de información adquiridas por la institución para fines regulatorios, basadas en información para el análisis financiero, siempre y cuando sean fuentes confiables y rigurosas del mercado respecto al cálculo del costo de capital.

Si se contara con varias fuentes de información financiera especializada en el cálculo del CAPM, se dará prioridad a aquellas que mediante el software con que se administran sus datos, sea posible estimar directamente los valores del CAPM para sectores y empresas vinculadas al segmento eléctrico que se considera en el alcance de la presente metodología, procediendo de la siguiente forma:

a)Fuentes de información financiera especializadas Los criterios para la selección de la fuente de información financiera a utilizar para la obtención del Costo de Capital (CAPM) son los siguientes:

▪ Debe estar basada en un software o plataforma virtual para el análisis financiero, que proporcione preferentemente información referente a valores directos del costo de capital del sector que se regula, en este caso para el segmento de generación eléctrica con fuentes renovables.

▪ La información disponible debe estar fundamentada en información pública de las diferentes compañías listadas en las bolsas de valores a nivel mundial.

▪ Debe permitir búsquedas en dos o más de las siguientes clasificaciones industriales:

▪ Código Standard Industrial Classification (SIC), ▪ Código North American Industry Classification System (NAICS) ▪ Código Global Industry Classification Standard (GICS) ▪ Código Industry Classification Benchmark (ICB) ▪ Debe proveer y permitir identificar información para empresas ubicadas en el segmento de generación eléctrica con fuentes renovables.

▪ Debe ofrecer valores para el CAPM en distintos periodos de tiempo (diaria, mensual, trimestral, anual).

b)Obtención del costo de capital propio (CAPM) Paso 1: Definición de la clasificación industrial a utilizar. Para ello, se escogerá aquella clasificación que permita obtener la agrupación de empresas cuya conformación sea lo más cercana posible al conjunto de empresas que forman parte de la industria considerada en el alcance de la metodología tarifaria, en este caso, el sector de generación eléctrica solar. Así mismo, que permita ubicar el mayor número de empresas que cumplan con el criterio anterior.

Paso 2: Selección del grupo de empresas de referencia. Dentro de la clasificación industrial seleccionada, se escogerá el grupo de empresas cuya conformación y descripción se ajuste al sector de generación eléctrica solar. Se seleccionarán las empresas de generación eléctrica que ha este nivel de desagregación sean específicas de la generación solar.

Paso 3: Selección de la muestra de empresas de generación eléctrica solar. Se seleccionará la muestra de empresas para la estimación del CAPM, considerando aquellas empresas para las cuales toda o parte de su actividad sea la generación de energía eléctrica solar.

Paso 4: Cálculo del valor del CAPM. Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública; luego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las empresas.

Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los valores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en estadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores resultantes.

Para su aprobación, se deberá incluir el informe técnico que justifique la clasificación industrial y las empresas seleccionadas para el cálculo del CAPM, además de incluir los valores obtenidos para cada empresa y los cálculos respectivos para obtener el valor final del costo de capital propio. Para efectos de la presente metodología la fuente primaria de información es Bloomberg L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las empresas de generación eléctrica con fuente solar de manera directa. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea privada y confiable y que cumpla con el inciso a de la sección 3.3.2.

En el caso que la Aresep no cuente con acceso a fuentes de información financiera (privadas) especializas y adquiridas por la institución con fines regulatorios que tengan el desglose requerido en el punto a) anterior, se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de New York. El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

ρ= k_l+βa*PR+RP (Ecuación 7) Donde:

Ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio (Costo de capital propio).

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

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" ya que se ha ajustado para considerar que parte de la inversión se financia con deuda.

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 denomina "apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda y se obtiene de la siguiente fórmula:

β_a= β_d*(1+(1-t)*D) (Ecuación 8) Kp Donde:

βa = Beta apalancada βd = Beta desapalancada t = Tasa de impuesto sobre la renta D/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) 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.

▪ Beta desapalancada (βd): se utilizan los valores del beta desapalancado del sector denominado "Utility (General)". Esta variable se empleará para el cálculo del beta apalancado de la inversión.

▪ 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, donde el riesgo país se denomina Country Risk premium.

Los valores para las variables indicadas para las cuales no se indica fuente en esta alternativa se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.

Estas variables serán utilizadas 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 anual publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético simple 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 3.3.1. El dato de apalancamiento podrá ser actualizado 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 actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

3.3.3 Tasa de interés (i) Se utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica (En su sitio web: http://www.bccr.fi.cr/index.html) para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria.

3.3.4 Vida económica del proyecto (v) Para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica es menor a la vida útil del proyecto, estimada en 25 años.

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

La duración del contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la Ley 7200. Sin embargo, el plazo del contrato será definido entre las partes.

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

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

Los costos de inversión se estimarán de la siguiente manera:

a. Se utilizan los datos sobre costos de inversión llave en mano obtenidos del estudio ECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26. La información a utilizar es para el rango máximo y rango medio.

b. De los datos obtenidos para el rango máximo y rango medio por capacidad, se mantienen todas las fuentes de información.

c. Para realizar el cálculo del costo de inversión, se utilizan los valores del rango máximo y medio, y se obtiene un promedio del costo de inversión por fuente (entrevista) para capacidades menores o iguales a 20 MW, es decir, un promedio del rango de capacidades disponibles en la tabla.

d. Una vez calculado el promedio simple de cada una de las fuentes, se obtiene el promedio de los doce valores disponibles.

e. El costo de inversión obtenido será el utilizado como precio promedio para calcular la banda tarifaria.

f. Se calcula la desviación estándar del conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario de los valores utilizados de la muestra.

(*) g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar del conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.

𝑋 = 𝑌 − 1 Sujeto a la restricción:

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

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

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

(*) (Así adicionado el inciso g) anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023) Los criterios mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de inversión se mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información asociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de sus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la eficacia de la presente metodología.

3.5 Definición de la banda tarifaria Se propone regular el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco de la ley 7200, mediante una banda tarifaria. Ese precio de venta también servirá para regular aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

Las bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:

▪ Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una desviación estándar.

▪ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar (inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f de la sección 3.4).

(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023) 3.6 Estructura tarifaria En general, la estructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en los distintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un conjunto de coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos estacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la energía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de esas combinaciones.

El propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en que el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional. Sin embargo, en la generación solar, el patrón solar es similar en todo el país (las diferentes zonas producen diferentes cantidades de energía, pero siguiendo el mismo patrón), además no permite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla y con un solo valor.

Por las razones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura tarifaria.

3.7 Moneda en que se Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en la moneda dólares de los Estados Unidos de América (US$ ó $). Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.

3.8 Ajuste de precio Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe. El procedimiento dará inicio el primer día hábil del mes de febrero de cada año, es decir, este día debe ser abierto el expediente tarifario.

Las variables determinadas en esta metodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una periodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos.

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

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

Mientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga.

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

(...)

VII. ANEXOS

Anexo 1. Informe técnico: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014) bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00. (Adjunto en formato electrónico).

Anexo 2. Informe "Energía solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia". Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). (Adjunto en formato electrónico).

Anexo 3. Desarrollo matemático del CFC para contratos iguales a la vida útil de la planta. Tomado del Informe "Resultados de la investigación sobre costos, estructura de financiamiento típicos y otros datos de plantas hidroeléctricas y eólicas". Instituto Costarricense de Electricidad (2011). (Adjunto en formato electrónico).

(.)" En cuanto a los anexos supra citados, los mismos están a disposición del público en la página de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos: www.aresep.go.cr, o bien, en sus instalaciones en la Dirección General de Atención al Usuario en el 8000-ARESEP.

II Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 10 de febrero del 2015, lo señalado en el Considerando I de la resolución que aquí se acuerda y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.

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 corresponde resolverlos.

Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.

Reference Tariff Methodology for New Solar Photovoltaic Private Generation PlantsMetodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas Solares Fotovoltaicas Nuevas

Artículo 10 — The environmental impact study referred to in article 8 of this law shall include, at a minimum, the following aspects:

Artículo 12 — It corresponds to the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines to set the guidelines and conditions of any nature, aimed at safeguarding compliance with environmental control and recovery programs of limited capacity plants.

Artículo 10 — The environmental impact study referred to in article 8 of this law shall include, at a minimum, the following aspects:

Artículo 12 — It is the responsibility of the Ministry of Natural Resources, Energy, and Mines to establish the guidelines and conditions of any nature, aimed at ensuring compliance with the environmental control and recovery programs of limited-capacity plants.

Artículo 36 — Matters to be submitted to public hearing.

Artículo 2 — "Plants of limited capacity are hydroelectric plants and those non-conventional ones that do not exceed twenty thousand kilowatts (20,000 kW)".

Artículo 3 — "Public interest.

Artículo 14 — "The rates for the purchase of electrical energy, by the Instituto Costarricense de Electricidad, require the express and prior setting by the Servicio Nacional de Electricidad, which, before issuing the final resolution, shall request the opinion of the affected concessionaires.

Artículo 9 — (.) "The cooperative associations and municipal public service companies protected under this Law may arrange the sale of the surplus of electrical energy to the ICE or among themselves" (.)

V. DEFINITION OF THE TARIFF METHODOLOGY

VII. ANNEXES (ANEXOS)

Artículo 10 — En el estudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se incluirán, como mínimo los siguientes aspectos:

Artículo 12 — Corresponde al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las pautas y las condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el cumplimiento de los programas de control y recuperación ambiental de las centrales de limitada capacidad.

Artículo 10 — En el estudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se incluirán, como mínimo los siguientes aspectos:

Artículo 12 — Corresponde al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las pautas y las condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el cumplimiento de los programas de control y recuperación ambiental de las centrales de limitada capacidad.

Artículo 36 — Asuntos que se someterán a audiencia pública.

Artículo 2 — "Son centrales de limitada capacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas no convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios (20 000 kW)".

Artículo 3 — "Interés público.

Artículo 9 — (.) "Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía eléctrica al ICE o entre sí mismas" (.)

V. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA

VII. ANEXOS

Stay Informed Mantente Informado

Email Updates Actualizaciones por Correo

WhatsApp Channel Canal de WhatsApp