Amendment to Tariff Methodologies for Private Renewable Energy GeneratorsModificación de Metodologías Tarifarias para Generadores Privados de Energía Renovable

in the entirety of the text - Complete Text of Regulation 17 Amendment of Rate-Setting Methodologies for Private Electricity Generators Using Renewable Resources Complete Text of Minutes: 10A6BD PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY RESOLUTION RJD-17-2016 SAN JOSÉ, AT THREE O'CLOCK IN THE AFTERNOON ON FEBRUARY 8, 2016 MODIFICATION OF THE RATE-SETTING METHODOLOGIES FOR PRIVATE ELECTRICITY GENERATORS USING RENEWABLE RESOURCES.

OT-082-2015

I.That on May 7, 2010, the Board of Directors, through resolution RJD-009-2010, published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010, approved the "Rate-Setting Methodology for Existing Private Generators (Law No. 7200) that Sign a New Electricity Purchase and Sale Contract with the Instituto Costarricense de Electricidad", which was amended by resolution RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014. (Not evident in the record).

II.That on August 10, 2011, the Board of Directors, through resolution RJD-152-2011, published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, approved the "Reference Rate Methodology for New Private Hydroelectric Generation Plants", which was amended by resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012 of February 29, 2012, and published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012, and RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014. (Not evident in the record).

III.That on November 30, 2011, the Board of Directors, through resolution RJD-163-2011, published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, approved the "Model for Determining Reference Rates for New Private Wind Generation Plants", which was amended by resolution RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014. (Not evident in the record).

IV.That on July 4, 2012, the Board of Directors, through agreement 15-53-2012 of session 53-2012, ordered: "Incorporate into the provisions of agreement 04-39-2012, from the minutes of session 39-2012, the recommendation of the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria contained in its official letter 441-DGJR-2012, of June 18, 2012, to the effect that 'there are inconsistencies between the general formulation of the model and the handling of the data used for calculating operating and maintenance costs (costos de explotación),' and therefore it must be taken into consideration by the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, as part of the review it carries out on the rate-setting methodology for existing private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)." (Not evident in the record).

V.That on September 25, 2014, the Board of Directors, through agreement 11-56-2014 of session 56-2014, resolved: "Request from the Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, a proposal for determining operating and maintenance costs for the 'Rate-Setting Methodology for Existing Private Generators (Law No. 7200) that Sign a New Electricity Purchase and Sale Contract with the Instituto Costarricense de Electricidad' established in resolution RJD-009-2010." (Not evident in the record).

VI.That on February 5, 2015, the Board of Directors, through agreement 11-04-2015 of session 04-2015, resolved: "1. Revoke point 2) of agreement 03-37-2014 from the minutes of extraordinary session 37-2014, held on June 30, 2014, which stated: 'Submit to the public hearing process the proposal for "Modification of the Rate-Setting Methodology for Private Electricity Generators Using Renewable Resources," submitted by the Ad Hoc Commission through official letter of June 16, 2014, the text of which is copied below: (.)', 2. Order the archiving of file OT-153-2014 in which the proposal for "Modification of the Rate-Setting Methodology for Private Electricity Generators Using Renewable Resources" is being processed, and 3. Request the Ad-Hoc Commission to submit a new proposal to this Board of Directors, within a maximum period of one month, counting from the respective notification of this agreement." (Not evident in the record).

VII.That on March 19, 2015, the Board of Directors, through agreement 05-12-2015 of ordinary session 12-2015, agreed, among other things, "To submit to the public hearing process the following proposal for 'Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources,' in accordance with the proposal submitted by the Ad-Hoc Commission through official letter 01-CAMMRR-2015 (.)." (Folios 01 to 24).

VIII.That on April 1, 2015, the call for the public hearing required by Law was published in Alcance Digital No. 23 to La Gaceta No. 64, and on April 9, 2015, in the newspapers La Nación and La Extra. (Folios 43, 45, and 46).

IX.That on May 5, 2015, the public hearing was held in the ARESEP auditorium, interconnected by videoconference system with the Courts of Justice in the centers of: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón, and Puntarenas; additionally, said hearing was held in person in the parish hall of Bribrí, Limón, Talamanca, according to minutes No. 028-2015. (Folios 351 to 358).

X.That on May 8, 2015, the Dirección General de Atención al Usuario, through official letter 1554-DGAU-2015, submitted to the Ad Hoc Commission the report of oppositions and coadjuvancies and indicated that 10 positions were received and admitted. (Folios 347 to 348).

XI.That on July 20, 2015, the Ad Hoc Commission, through official letter 02-CAMMRR-2015, submitted to the Secretariat of the Board of Directors the final proposal for the "Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources." (Folio 360 to 440).

XII.That on July 20, 2015, the Secretariat of the Board of Directors, through memorandum 561-SJD-2015, forwarded the proposal for "Modification of the Rate-Setting Methodologies for Private Electricity Generators Using Renewable Resources," contained in official letter 02-CAMMRR-2015, to the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria for analysis. (Folio 359).

XIII.That on August 6, 2015, the Dirección de Asesoría Jurídica y Regulatoria, through official letter 762-DGAJR-2015, issued an opinion on the proposal for "Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources." (Folios 4443 to 448).

XIV.That on September 10, 2015, the Board of Directors, through agreement 03-44-2015, resolved to grant the appeal for review filed by Mrs. Sonia Muñoz Tuk and consequently, to modify what was resolved in agreement 04-41-2015, in the following terms: Continue with the analysis of the proposal "Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources," until the Centro de Desarrollo de la Regulación evaluates the documentation held by the Intendencia de Energía, in relation to the Financial Statements and other aspects that may affect the rate, on the understanding that a joint report will be presented at an upcoming session.

XV.That on November 24, 2015, the Centro de Desarrollo de la Regulación, through official letter 179-CDR-2015, addressed agreement 03-44-2015, from the minutes of session 44-2015 of September 10, 2015. (Not evident in the record).

XVI.That on November 26, 2015, the Board of Directors, through agreement 04-59-2015 of the minutes of session 59-2015, requested the Intendencia de Energía to prepare a report on what type of information was requested from the generating companies; what data those companies submitted; and why it was determined that they did not comply with what was requested. (Not evident in the record).

XVII.That on December 16, 2015, the Intendencia de Energía, through official letter 2224-IE-2015, submitted information in response to agreement 04-59-2015 of November 26, 2015. (Not evident in the record).

XVIII.That on January 21, 2016, the Board of Directors, through agreement 05-02-2016, requested the Intendencia de Energía to expand the information contained in official letter 2224-IE-2015, to the effect that a summary of the information be submitted, within which the official letter through which the information was requested is attached, clearly indicating how said information was requested from the private generators and how they presented it. Likewise, to report on the procedure that has been initiated against those regulated entities that have not submitted the required information. (Not evident in the record).

XIX.That through official letter 0143-IE-2016/114183 of February 8, 2016, the Intendencia de Energía addresses agreement 05-02-2016 from the minutes of session 2-2016 of January 21, 2016.

XX. That the useful and necessary proceedings have been carried out for the issuance of this resolution

I.That regarding the oppositions presented at the public hearing, the response is official letter 02-CAMMRR-2015 of July 20, 2015, issued by the Ad Hoc Commission, which is recorded on folios (360 to 440) of file OT-082-2015.

II.That in accordance with the preceding recitals and considerations, and based on the merits of the record, the appropriate course of action is: 1- To have as a response to the oppositions presented at the public hearing, what is indicated in official letter 02-CAMMRR-2015 of July 20, 2015, issued by the Ad Hoc Commission, and to thank the opponents for their valuable participation in this process. 2. To instruct the Ad Hoc Commission to notify the official letter containing the responses to the oppositions presented at the public hearing. 3. To approve the "Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources" based on what is stated in official letter 02-CAMMRR-2015 and in opinion 762-DGAJR-2015. 4. To instruct the Secretary of the Board of Directors to proceed with the respective publication of the modification to the indicated methodologies in the official gazette La Gaceta. 5. To instruct the Secretariat of the Board of Directors to proceed with the notification of this resolution to the parties.

III.That in session 07-2016 held on February 8, 2016, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, in accordance with official letter 02-CAMMRR-2015, as well as official letter 762-DGAJR-2015 of August 6, 2015, agreed, among other things, and with the character of final, to issue this resolution.

Based on the powers conferred in Law No. 7593 and its amendments, in the Ley General de la Administración Pública No. 6227, in Decreto Ejecutivo No. 29732-MP, which is the Regulation to Law No. 7593, and in the Reglamento Interno de Organización y Funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Deconcentrated Body.

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.To have as a response to the oppositions presented at the public hearing, what is indicated in official letter 02-CAMMRR-2015 of July 20, 2015, issued by the Ad Hoc Commission, and to thank the opponents for their valuable participation in this process.

II.To instruct the Ad Hoc Commission to notify the official letter containing the responses to the oppositions presented at the public hearing.

III.To approve the "Modification of the rate-setting methodologies for private electricity generators using renewable resources" based on what is stated in official letter 02-CAMMRR-2015 and in opinion 762-DGAJR-2015, as detailed below:

"(...)

3. Justification 3.1. On Legality In accordance with current Law No. 7593 and its amendments, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) has as fundamental objectives the harmonization of the interests of consumers, users, and public service providers, as well as seeking a balance between the needs of users and the interests of public service providers. Also, to ensure that these services are provided at cost, seeking a competitive return and the adequate development of the activity. Its objective is for these services to meet the requirements of quality, quantity, timeliness, continuity, and reliability.

To set rates and establish methodologies, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos has exclusive and exclusionary powers, as has been noted by the Procuraduría General de la República in opinion C-329-2002 and ruling 005-2008 of 9:15 a.m. on April 15, 2008, from the Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.

In the particular case of the public electricity service, and specifically in the generation segment of this good, the Authority has established a set of regulatory methods that allow prices or rates to be set according to the source of generation of the good, among others: hydro, wind, thermal, biomass, and solar sources. In the market, the generation supply comes from private, public, and cooperative actors, seeking to ensure that different production processes related to the plant size at the resource source, the generation of economies of scale and scope, the efficient use of innovations and technological improvements, and the best management practices are used in the best possible way. For these reasons, there is a dynamic in the market supply that causes costs and prices to change intertemporally with these improvements. All these elements are subject to study, analysis, and periodic review of the rate methodologies carried out by the Regulatory Authority.

In this way, this proposal to modify the price bands for electricity generated by sources such as hydroelectric and wind allows these innovations and improvements to be captured over time, thereby seeking a benefit for the consumer, within the balance between the interests of producers and consumers and ensuring continuity with quality in service.

3.2. On the Calls for Bids to Acquire Energy Blocks The main motivation for these modifications has been the recent bidding processes established by the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) in accordance with Law No. 7200, in which there is proven evidence that prices converged to the floor of the band, thereby increasing the trend that technological improvements and best practices, as well as competition and market contestability, will have positive effects on consumer welfare.

The Instituto Costarricense de Electricidad published in La Gaceta No. 125 of June 28, 2012, the call for bids 1-2012, in which it would select up to 100 MW in projects to generate electricity from wind resources and up to 40 MW in projects to generate electricity from hydro resources. From this call, the projects that participated for the hydroelectric source (according to information provided by ICE) were the following:

| Project Name | Offered Capacity | Project Cost | Offered Price USD/kWh | Plant Factor | | --- | --- | --- | --- | --- | | P.H Parismina | 7500 | $24,301,606 | $0.1149 | 0.74 | | P.H. El Angel (expand.) | 5000 | $14,000,000 | $0.1169 | 0.48 | | P.H Monte Verde II | 4966 | $9,500,000 | $0.1020 | 0.55 | | P.H Isla | 2129 | $5,700,000 | $0.1149 | 0.75 | | P.H La Esperanza de Atirro | 3399 | $10,704,916 | $0.1085 | 0.82 | | P.H Consuelo | 13984 | $41,546,918 | $0.1190 | 0.56 | | P.H Piedras Negras | 770 | $4,478,518 | $0.1300 | 0.73 | | P.H. Torito | 9400 | $23,672,129 | $0.1348 | 0.45 | | P.H Chimurrria | 5200 | $20,897,302 | $0.1198 | 0.66 | | P.H. San Bernardo | 2642 | $8,800,000 | $0.1280 | 0.45 | | P.H Río Segundo II (Expand.) | 1890 | $5,500,000 | $0.1363 | 0.58 | | P.H Monte Verde I | 2800 | $10,050,072 | $0.1200 | 0.60 | | P.H Aguas Zarcas Superior | 8050 | $32,168,836 | $0.1344 | 0.62 | | P.H Los Corales | 3526 | $9,300,000 | $0.1260 | 0.45 | | P.H Higuera-Sardinal | 3008 | $12,650,000 | $0.1290 | 0.56 | In the case of participating wind projects, the information was as follows:

| Project Name | Offered Capacity | Project Cost | Offered Price USD/kWh | Plant Factor | | --- | --- | --- | --- | --- | | P.E Altamira | 20000 | $44,423,060 | $0.0830 | 0.50 | | P.E Campos Azules | 20000 | $43,974,636 | $0.0830 | 0.53 | | P.E Vientos de la Perla | 20000 | $55,259,003 | $0.0830 | 0.55 | | P.E Vientos de Miramar | 20000 | $55,625,424 | $0.0830 | 0.47 | | P.E TilaWind I | 19550 | $38,665,162 | $0.0865 | 0.42 | | P.E Montes de Oro | 20000 | $50,000,000 | $0.1150 | 0.37 | | P.E Segeléctrica de Costa Rica S.A | 20000 | $39,905,100 | $0.1033 | 0.44 | | P.E Guayabo | 20000 | $40,000,000 | $0.0940 | 0.50 | | P.E Mogote | 20000 | $40,000,000 | $0.0930 | 0.49 | | P.E Los Angeles | 20000 | $39,356,146 | $0.1110 | 0.38 | | P.E La Esperanza | 20000 | $38,079,512 | $0.1110 | 0.38 | | P.E Montezuma | 20000 | $41,500,000 | $0.1048 | 0.54 | | P.E Vientos del Este | 9000 | $23,500,000 | $0.0886 | 0.55 | The rate schedules in force for this first call for bids were:

New hydroelectric plants (Resolution 796-RCR-2012 of March 16, 2012, published in La Gaceta No. 92 of May 14, 2012):

New wind plants (Resolution 855-RCR-2012, of May 11, 2012. Published in Alcance Digital No. 81 to La Gaceta No. 120, of June 21, 2012):

With this first call for bids, several conclusions could be drawn, among them the high existing interest on the part of private generators represented by the total capacity (KW) offered versus the amount of energy required by ICE. For example, up to 40 MW was required from the hydroelectric source and 74 MW was offered, while for wind, up to 100 MW was sought and the offer was 249 MW. On the other hand, the prices offered also showed a signal of the market direction.

From the first call for bids, the projects selected in order of merit, according to what was published in La Gaceta No. 213 of November 5, 2012, were for hydro resources the following:

For wind resources, the following:

In the case of private generators using wind sources, it can be observed that the majority of the selected projects offered the price at the lower limit in force at that time. This was an indication that there was more room in the rate band, specifically in the lower band.

The second call for bids carried out by ICE was published in La Gaceta No. 24 of February 4, 2014. On this occasion, the company was interested in acquiring up to 40 MW in projects to generate electricity from wind sources and up to 30 MW in projects to generate electricity from hydro resources.

The rates for this second call for bids are as follows:

New hydroelectric plants (RIE-033-2013, of March 19, 2013, published in Alcance No. 57 to La Gaceta No. 59 of March 25, 2013):

New wind plants (RIE-080-2013, of September 19, 2013, published in La Gaceta No. 190 of October 3, 2013):

From this call for bids, the projects that participated for the hydroelectric source (according to information provided by ICE) were the following:

| Project Name | Offered Capacity (kW) | Cost of the | Offered Price (USD/kWh) | Plant Factor | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | project (USD) | Original Offer | With discount | | | | | P.H. Monte Verde I | 2800 | $7,739,863 | 0.1200 | 0.0948 | 0.54 | | P.H. San Joaquín Los Santos | 20000 | $59,897,173 | 0.1089 | 0.1089 | 0.51 | | P.H. Torito | 4934 | $18,989,977 | 0.1348 | 0.1348 | 0.61 | | P.H. Higuera | 2078 | $6,773,888 | 0.1229 | 0.1085 | 0.57 | | P.H. Chimurrria | 4960 | $17,105,548 | 0.1198 | 0.1036 | 0.69 | | P.H. Bonilla 510 | 6156 | $13,495,264 | 0.1200 | 0.0948 | 0.57 | | P.H. Río Bonilla 1320 | 5579 | $12,033,510 | 0.1200 | 0.0948 | 0.63 | | P.H. San Rafael | 7250 | $19,742,866 | 0.1220 | 0.0948 | 0.56 | | P.H. Peñas Blanquitas I | 8650 | $23,510,791 | 0.1225 | 0.0948 | 0.48 | | P.H. Sardinal I | 525 | $2,939,947 | 0.1229 | 0.1085 | 0.55 | | P.H. Hidro Sur de PZ | 20000 | $66,214,976 | 0.1125 | 0.1088 | 0.60 | | P.H. Turrialba | 3896 | $8,738,073 | 0.1200 | 0.1009 | 0.64 | | P.H. Angel Sur | 4314 | $14,717,463 | 0.1250 | 0.1144 | 0.56 | | Project Name | Offered Capacity (kW) | Cost of the | Offered Price (USD/kWh) | Plant Factor | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | project (USD) | Original Offer | With discount | | | | | P.H. San Pedro | 5750 | $16,915,550 | 0.1230 | 0.1018 | 0.48 | | P.H. Canasta | 7874 | $17,166,571 | 0.1200 | 0.1019 | 0.63 | | P.H. Peñas Blanquitas II | 3816 | $11,837,279 | 0.1240 | 0.0948 | 0.48 | The projects that participated for the wind source (according to information provided by ICE) were the following:

| Project Name | Offered Capacity (kW) | Project Cost (USD) | Offered Price (USD/kWh) | Plant Factor | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | Original Offer | With discount | | | | | | P.E. Vientos del Este | 9000 | $10,530,300 | 0.0840 | 0.0840 | 0.54 | | P.E. Mandela I | 20000 | $31,271,000 | 0.0840 | 0.0840 | 0.55 | | P.E. Mandela II | 20000 | $35,864,000 | 0.0840 | 0.0840 | 0.54 | | P.E. Mogote | 20000 | $33,043,249 | 0.0840 | 0.0840 | 0.46 | | P.E. Guayabo | 20000 | $33,043,249 | 0.0840 | 0.0840 | 0.45 | | P.E. Montes de Oro | 20000 | $27,669,200 | 0.0840 | 0.0840 | 0.37 | | P.E. Laguna de Mogote | 18400 | $31,663,404 | 0.0840 | 0.0840 | 0.35 | | P.E. Alto de los Leones | 18400 | $31,474,340 | 0.0840 | 0.0840 | 0.43 | | P.E. Segeléctrica | 20000 | $40,196,182 | 0.1000 | 0.0840 | 0.43 | | P.E. Invenio | 18700 | $29,827,500 | 0.0980 | 0.0840 | 0.33 | | P.E. San Jorge | 20000 | $41,911,896 | 0.0840 | 0.0840 | 0.50 | | P.E. La Montosa | 20000 | $42,767,835 | 0.0840 | 0.0840 | 0.42 | | P.E. Montezuma | 20000 | $41,500,656 | 0.1117 | 0.1117 | 0.54 | | P.E. Ventus | 20000 | $39,870,358 | 0.0865 | 0.0840 | 0.48 | | P.E. Arenal | 20000 | $40,348,024 | 0.1000 | 0.1000 | 0.41 | With the second call for bids and the possibility of offering discounts in a second bid, there is no doubt that bidders tend toward the lower limit and that possibly, had this limit not existed, the price would have been lower. However, it was impossible to offer a price lower than those in force according to the application of the methodology, since they are not prices set by ARESEP. In this case, the possibility of offering discounts was mainly beneficial to the process for the hydroelectric source, as several companies offered the floor of the band, whereas in the first bid none had chosen that price.

In accordance with Article 16.1 of the Ley General de la Administración Pública, the revealed price information is for convenience, in this case, as an element that allows proposing modifications to the methodology cited above, in order to comply with the mandate established in Law 7593 and particularly in Article 4. In that case, the information may provide elements indicating that the established rate bands should be modified in order to seek, among many things, efficiency and the entry of more participants in this segment of the electricity market, with the aim of ensuring the continuity of the public service with the required quality. Thus, more and better quality information incorporated into the rate methodologies reduces information asymmetries, which makes the regulation and the regulatory contract between the agent and the principal more transparent.

For example, a lower lower limit of the band makes the market (generation market segment) more contestable, i.e., it may allow greater entry of participants; thereby achieving that the service consumer benefits from improvements in technology and cost minimization that companies would be willing to provide with the same or superior quality as incumbents or with other potential bidders, with the understanding that these effects are incorporated into the method for setting rates and/or prices of the public service.

A band that incorporates new information revealed by actors and the market has the advantage that companies in the industry reveal convergence in costs, given price competition to the downside, achieving the exploitation of efficiency margins. That is, incumbent companies and marginal entrant companies should, at least, behave like their competitors in the industry, which is necessarily in accordance with the principle of service at cost that Law 7593 tacitly indicates.

In this way, the Regulatory Authority is proposing a dynamic process that takes into account the nature of the market and/or market segment, seeking to ensure that the benefits guaranteeing service at cost and the continuity and quality of service are passed on to consumers, maintaining the balance between both actors.

On the other hand, on various occasions a series of issues have been raised to the Regulatory Authority for its analysis and consideration, such as in the case of the Instituto Costarricense de Electricidad regarding operating and maintenance costs in the methodology for existing plants, and the private generators regarding the environmental factor (factor ambiental) issue, which is why it is convenient to incorporate these topics.

3.3. On Operating and Maintenance Costs in the Methodology for Existing Plants Regarding the issue of operating and maintenance costs in the methodology for existing plants, ICE has argued on various occasions that there is an error because the operating and maintenance cost is divided by the age factor (factor de antigüedad), causing this component to grow exponentially as the useful life of the plants decreases, overestimating operating and maintenance costs. In addition to the above, the included division is not logical due to the type of operating and maintenance costs used in the sample, which are plants that reflect their cost given their age without needing to be modified for age, as would be the case if the sample included operating and maintenance cost data from new plants. That is, it is clear that there is a direct relationship between the operating and maintenance cost of the plants and their age (as indicated by ICE on folio 134 of file OT-153-2014); however, the information available to the Regulatory Authority for making rate determinations presents the problem that almost the majority are plants with an average operating life higher than that of the existing plants.

The sample used in the rate determinations approved in resolutions 750-RCR-2012 of January 9, 2012 (file ET-153-2011), RIE-040-2013 of March 27, 2013 (file ET-157-2010), RIE-105-2013 of December 12, 2013 (ET-107-2013), and RIE-099-2014 of December 18, 2014 (file ET-139-2014), as mentioned above, is based on the operating and maintenance costs of ICE plants, which have an operating life greater than the average operating life of the existing plants and which implicitly accounts for the age of the plants. From which it can be concluded that there is a double consideration of plant age in the operating and maintenance cost.

The average age of the ICE plants used in the operating and maintenance cost sample is approximately 29 years (using the information from RIE-099-2014), while that of the private generators is 18 years; however, the sample additionally contains other private generation plants for which ARESEP has carried out rate studies and therefore has refined information on operating and maintenance costs, which are newer and cause the average operating life of the plants in the sample to decrease.

ICE has presented the argumentation for the correction of the operating cost (costo de explotación) in the following official letters:

· Through official letter No. 0510-144-2012, filed by ICE on February 9, 2012, regarding an appeal for revocation with a subsidiary appeal against resolution 750-RCR-2012, ICE requests that the parameter corresponding to the operating cost be calculated by correcting the error in the tariff calculation formula for existing plants.

· Through note No. 0510-1590-2012 of December 14, 2012. ICE presents, in section "II. Methodology for setting tariffs for existing private generators (Ley N.° 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) approved by resolution RJD-009-2010," a series of concerns regarding the application of the methodology.

· Through note No. 0510-1079-2013 of August 12, 2013, ICE submits to ARESEP its position regarding the Regulatory Entity's proposal to modify the tariff methodologies for private generation.

· Through official letter No. 0510-0242-2014 of February 19, 2014, ICE formally requests a modification to the tariff calculation formula established by the methodology for existing plants, which consists of eliminating the age factor (factor de antigüedad) that adjusts the average operating cost. This request for elimination is based on the study conducted by ICE attached to the referenced official letter. In response to note No. 0510-0242-2014 filed by ICE, the Regulatory Entity, through official letter No. 197-RGR-2014 of March 11, 2014, agrees with ICE.

· In an ordinary appeal for reconsideration against resolution RJD-027-2014 of April 2, 2014, and received at ARESEP on April 7, 2014, as part of the petition, ICE, attaching the study conducted and addressed to ARESEP via note No. 0510-0242-2014 of February 19, 2014, again insists on requesting the elimination of the age factor that adjusts the operating cost in the tariff calculation formula established by the methodology for existing plants.

· Through note No. 257-717-2014 of November 19, 2014, ICE, as part of its position regarding the tariff adjustment for existing private plants, insists on the need to eliminate the age factor that adjusts the operating cost in the tariff calculation formula for this type of plant.

· In the opposition filed by ICE to case file OT-153-2014, on August 12, 2014, the methodological error is reiterated, and note 0510-1590-2012 with the arguments is attached.

3.4. The environmental factor (factor ambiental) in the methodologies for new hydroelectric and wind private generation plants The issue of the environmental factor, which has been a recurring topic on the part of private generators, after analyzing the legislation, led to the conclusion that the criterion of environmental sustainability defined in Ley 7593, article 31, is already included as an element for setting tariffs within the currently contemplated costs. Indeed, from the analyzed legislation, it is observed that:

· Ley 7200: Law Authorizing Autonomous or Parallel Electric Generation "Article 8 - In addition to the declaration of eligibility referred to in Article 6º, for limited-capacity plants greater than or equal to two thousand kilowatts (2,000 KW), the interested party must provide the Servicio Nacional de Electricidad with 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 Ministro de Recursos Naturales, Energía y Minas, for its approval or rejection, within a period of sixty calendar days from its submission.

WHEREAS

WHEREAS

THEREFORE

RESOLVES

10

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

▾

• a)Indication of the possible impact of the activity on the natural and human environment.
• b)The unavoidable adverse effects, if the activity were to be carried out.
• c)The sustained effects on flora and fauna, with an indication of 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 programs, soil erosion control, and water and air pollution control; and waste management plans.
• g)Contingency plans to prevent, detect, and control harmful effects on the ecosystem.

(.)

11

Artículo 11 — To safeguard compliance with the environmental control and recovery programs, the concessionaire, upon signing the supply contract, must provide an unconditional performance guarantee in favor of the Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, equivalent to four percent (4%) of the project's value, during the construction period of the work, which shall remain in effect for one year from the start of the project's operation.

▾

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

These percentages may be adjusted by the Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, 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 Sistema Bancario Nacional, or by the Instituto Nacional de Seguros, to the satisfaction of the Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, and may be executed, partially or totally, by the aforementioned ministry, as soon as it is demonstrated that damage has occurred and that it has not been mitigated by the autonomous producer.

The Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas may carry out corrections, directly and ex officio, or through contract, for any environmental deterioration or damage arising from the granted electric concession.

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

12

Artículo 12 — It is the responsibility of the Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, to establish the guidelines and conditions of any nature, aimed at safeguarding compliance with the environmental control and recovery programs of limited-capacity plants.

▾

Should the concessionaires fail to comply with the conditions set by the Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, the Servicio Nacional de Electricidad, at the request of this Ministry, shall declare the expiration of the concession." · Ley 8723: Framework Law on Concession for the Use of Hydraulic Forces for Hydroelectric Generation "Article 4. Requirements for the application for concessions for the use of hydraulic forces for hydroelectric generation The interested party seeking to use the hydraulic force of public domain waters in the national territory to generate hydroelectric energy must submit the respective concession application to MINAE, accompanied by the approval of the environmental impact assessment (evaluación de impacto ambiental) by the Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) (.)" Additionally, in the terms of reference published by ICE for Call for Bids #2 for the purchase of energy blocks, environmental assessment was established as one of the main qualification factors, as indicated in the following paragraph:

"(.)

i. Environmental assessment (maximum 30 points). Electricity generation projects must be conceived with the environmental variable in mind, within an attitude of sustainability and rational management of natural resources and in compliance with the current legislation on the matter.

Obtaining the environmental viability (viabilidad ambiental) of the project is mandatory and constitutes a precondition for signing the contract, as established in Article 12 of the Regulation to Chapter I of Ley N° 7200 - Decreto Ejecutivo N° 37124-MINAET. For this purpose, an Environmental Impact Study (Estudio de Impacto Ambiental) must be submitted to the Secretaría Técnica Nacional del Ambiente (SETENA), in accordance with applicable rules and procedures." In environmental impact studies, the Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) stipulates that, by regulation, what is required to grant environmental viability is to request the developer to submit the Control and Monitoring Instruments (Instrumentos de Control y Seguimiento), which can be several, such as the payment of the guarantee, fulfillment of environmental commitments, appointment of an environmental manager, among others.

In the Environmental Viability resolutions, the following clauses are included:

· Article 6 of the Modification of Article 45 to the General Regulation on EIA Procedures, of Decreto Ejecutivo No. 31849-MINAE-S-MOPT-MAG-MEIC, states regarding the Fundamental Environmental Commitment Clause, the following: "This Environmental Viability (License) is granted on the understanding that the developer of the project, work, or activity will fully and completely comply with all regulations and technical, legal, and environmental standards in force in the country and to be executed before other authorities of the Costa Rican State. The developer's non-compliance with this clause will not only make them liable for the sanctions implied by non-compliance with said regulation, but also, as it constitutes a fundamental basis upon which the VLA is sustained, will automatically cause said VLA to be annulled with the technical, administrative, and legal consequences that this entails for the activity, work, or project and for its developer, particularly regarding the scope of the application of Article 99 of the Ley Orgánica del Ambiente".

· In accordance with the control and monitoring powers established in Article 20 of the Ley Orgánica del Ambiente, which states: "The Secretaría Técnica Nacional Ambiental shall establish instruments and means to monitor compliance with environmental impact assessment resolutions. In cases of violation of their content, it may order the stoppage of works. The interested party and the author of the study shall be directly and jointly responsible for the damages caused." · In accordance with Article 45, Resolution and Granting of Environmental Viability (or License) of the Environmental Impact Assessment regulation, Decreto Ejecutivo No. 31849-MINAE-MAG-MOPT, MEIC, S, states: "The environmental commitment guidelines or directives that frame the granting of environmental viability (license), and which will be based on the entire EIA process, as well as a series of conditions and environmental control and monitoring instruments, which include the following elements: Development and implementation of Environmental Control and Monitoring Instruments (ICOS), comprising 3 basic aspects, namely: Appointment of an environmental manager, an Environmental Logbook (Bitácora Ambiental), and the environmental guarantee in accordance with the provisions of the Ley Orgánica del Ambiente, the amount of which shall be set by SETENA".

From Decreto Ejecutivo Número 31849-MINAE-SALUD-MOPT-MAG-MEIC, General Regulation on Environmental Impact Assessment (EIA) Procedures, the following is indicated:

"Article 1°.- Objective and scope.

The purpose of this regulation is to define the general requirements and procedures by which environmental viability (license) will be determined for new activities, works, or projects, which, by law or regulation, have been determined to be able to alter or destroy elements of the environment or generate waste, toxic or hazardous materials; as well as the prevention, mitigation, and compensation measures that, depending on their impact on the environment, must be implemented by the developer." "Article 112. Costs of the EIA Process.

In accordance with Article 18 of the Ley Orgánica del Ambiente, the costs of the Environmental Impact Assessment process, which include: technical studies, the use of EIA instruments, application of environmental measures (preventive, corrective, mitigating, or compensatory), control and monitoring, environmental audits, implementation of environmental management plans, and other procedures related to the process, must be borne by the developer of the activity, work, or project." On the other hand, in the terms of reference published by ICE for Call for Bids #2 for the purchase of energy blocks, in Anexo 2, in forms 4 and 5, the detailed presentation of project budgets is a requirement, within which the line item for indirect costs was established, including expenses for environmental management such as "environmental mitigation (mitigación ambiental)" and "community aid (ayudas comunales)". It should be noted that this information was provided by the developer and the indicated items were included, ranging between 3% and 0.1% of the total investment amount, according to information from ICE. Furthermore, in the audited Financial Statements provided by Vara Blanca (visible in OT-051-2015, folios 14 and 19), as part of the operating costs, private generators include the environmental oversight (Regencia ambiental) component, which is a requirement of SETENA. The foregoing is an example that what is established in Article 31 of Ley 7593 is being fulfilled by the mere fact that environmental costs are included in the investment and operation amount.

For the foregoing reasons, it is considered that the duplication of the environmental criterion in the methodologies for new hydroelectric and wind private generation plants is not necessary; and that therefore the fa must be eliminated from the formula to prevent it from being accounted for twice.

This modification proposal focuses on changes to three methodologies:

• a)Reference tariff methodology for new hydroelectric private generation plants and Model for determining reference tariffs for new wind private generation plants · Expansion of the lower limit based on the information disclosed by the bidders in Calls for Bids 1-2012 and 2-2014 for energy blocks.

· Use of the plant factor (factor de planta) and investment cost information disclosed in Calls for Bids 1-2012 and 2-2014 for energy blocks and any future call for bids.

· Elimination of the environmental factor from the private generation methodologies for new hydroelectric and wind plants.

• b)Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad · Elimination of the age factor from the denominator of operating costs.

The foregoing, to achieve the cited objectives of having more flexibility when private generators bid, as well as correcting existing methodological problems, which will result in benefits for the consumers of this service.

The Regulatory Authority, aware of these events and with the aim of modifying the existing methodologies, undertakes to present the proposal for "Modification of tariff-setting methodologies for private electric energy generators with renewable resources." 4. Legal framework The approval of the proposed methodological changes finds legal support in the regulations cited below:

a. Ley Nº 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services, establishes, in its Article 5, that ". In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs." The cited public services include, in subsection a) of the same article, the "Supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization." b. The Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, in accordance with the provisions of Article 6, subsection 2), sub-subsection c) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Bodies, is empowered to issue and modify the regulatory methodologies to be applied in the various markets. Said regulation was published in Alcance 13 to La Gaceta No. 69, of April 8, 2009, and its amendments.

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

Specifically, the norms that support private generation are:

· Law Authorizing Autonomous or Parallel Electric Generation, Ley N° 7200:

"Article 1.- Definition.

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

Electric 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), according to the tariffs approved by the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) (*)." (.)"

2

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

▾

3

Artículo 3 — "Public interest.

▾

The purchase of electricity by ICE from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the social capital belongs to Costa Ricans, which establish limited-capacity electric plants to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared of public interest. (Thus amended by Article 2º of Law No.7508 of May 9, 1995, and modified by Resolution of the Sala Constitucional Nº 6556-95 at 17:24 hours on November 28, 1995, which annulled its last phrase)."

14

Artículo 14 — "The tariffs for the purchase of electric 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.

▾

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

In the periodic adjustments of the tariffs included in the purchase-sale contract, the usual cost variation factors shall be taken into account, such as monetary devaluation, local inflation, and other unforeseen factors, 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 Executive Branch. The energy supply characteristics of limited-capacity electric plants shall be considered in the price structure." · Law on the Participation of Rural Electrification Cooperatives and Municipal Public Service Companies in National Development, Ley N° 8345:

9

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

▾

Therefore, there is support for developing a methodology that reflects the cost structure, financing, required returns in accordance with the cost-of-service principle, and technical aspects, in such a way that reference tariffs are obtained.

5. Modification Taking into consideration the background and justifications expressed above, it is proposed to modify the following:

a. Of the "Tariff-setting methodology for existing private generators (Ley Nº 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad," approved by Resolution RJD-009-2010, of May 7, 2010, and published in La Gaceta Nº 109 of June 07, 2010", and modified by Resolution RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital Nº10 to La Gaceta Nº 65 of April 2, 2014:

| CURRENT VERSION | PROPOSED VERSION | | --- | --- | | "3.1. The Reference Tariff (TR) The reference tariff for an electricity generation plant using water as raw material is defined by the following formula: " | Modify in the formula as follows: "3.1. The Reference Tariffs (TR) The reference tariffs for an electricity generation plant using water as raw material are defined by the following formula: " | b. Of the "Reference tariff methodology for new hydroelectric private generation plants," approved by Resolution RJD-152-2011, of August 10, 2011, and published in La Gaceta Nº 168 of September 1, 2011, and modified by Resolutions RJD-161-2011, of October 26, 2011, published in La Gaceta Nº 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012, of February 29, 2012, published in La Gaceta No 74 of April 17, 2012, and RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital Nº10 to La Gaceta Nº 65 of April 2, 2014:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "Formulation of the model (.)

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

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

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital), which is the sum of the investment recovery (RI) and profitability (r).

Modify in the text and in the formulas as follows:

"Formulation of the model (.)

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

CE + CFC = IR (Equation 1) Where:

CE = Operating costs (Costos de explotación) CFC = Fixed cost for capital (Costo fijo por capital), which is the sum of the investment recovery CURRENT VERSION PROPOSED VERSION Thus, CFC = RI + r RI = Recovery of investment (depreciation) R = Profitability on investment fa = Total or unit environmental factor (Factor ambiental) IR = Required revenues, which are the result of multiplying the tariff "p" by the energy sales "E", i.e., IR = p x E p = Sale tariff E = Sales (quantity of energy) Solving for p:

From the above, it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on the electricity sales expectations, operating costs, capital recovery (depreciation), profitability, and the environmental factor.

The environmental cost would be incorporated into the price determined by the general formula, becoming an integral part of the final price. The approval of the mechanism and methodology corresponding to the environmental component, as well as its respective amount, must be processed according to the procedures established in the current legal framework (call for and holding of a public hearing)." (RI) and profitability (r). Thus, CFC = RI + r RI = Recovery of investment (depreciation) R = Profitability on investment IR = Required revenues, which are the result of multiplying the tariff "p" by the energy sales "E", i.e., IR = p x E p = Sale tariff E = Sales (quantity of energy) Solving for p:

From the above, it follows that, for the purposes of this model, the tariff depends on the electricity sales expectations, operating costs, capital recovery (depreciation), and profitability." "Sales expectations (E) (.)

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

Include and modify the following paragraph in the text of "Sales expectations (E)":

(.)

"The plant factor value used in this model shall be obtained from the data of Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities of less than 20 MW, for which ARESEP possesses such information. Only data from the plants of the aforementioned group that generated energy for 10 or more months of the respective year shall be used. This value shall be updated in each tariff setting. Information on plant factors from the tenders held to acquire energy shall be included as additional data to the actual information used.

For this purpose, data from the last five-year period for which ARESEP possesses actual information plus data from the calls for bids shall be used. The plant factor value shall be calculated as follows: for each of the years in the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated; then the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor data to be used in the tariff setting." (.)

"Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria) (M) (.)

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

• a)The most recent version of the Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, published by the Consejo de Electrificación de América Central- Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)The reports made by the Regulatory Authority on the setting of energy sale prices to ICE Include the text as follows:

"Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria) (M) (.)

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

• a)The most recent version of the Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)The reports made by the Regulatory Authority on the setting of energy sale prices to ICE or other companies from private hydroelectric plants, within the framework of Ley Nº 7200.
• c)Audited information on investment costs of new CURRENT VERSION PROPOSED VERSION from private hydroelectric plants, within the framework of Ley Nº 7200.
• c)Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to ICE, within the framework of Ley Nº 7200.

(.)" hydroelectric plants that in the future sell energy to ICE or other companies, within the framework of Ley Nº 7200 and Ley Nº 8345.

• d)The tenders held to acquire energy from private generators.

(.)" "Definition of the tariff band The energy sale price by private generators to ICE shall be regulated, within the framework of Chapter I of Ley Nº 7200, by means of a tariff band.

The main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are the following:

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

. The upper limit is set as the average production cost plus the standard deviation.

(.)" Modify and include the following in the text:

" "Definition of the tariff band The sale price of energy by private generators to ICE, within the framework of Chapter I of Ley Nº 7200, shall be regulated through a tariff band.

The main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are the following:

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

. The upper limit is set using the average investment cost plus one standard deviation.

. The lower limit of the band consists of using the value of the average investment cost minus the value of three standard deviations to calculate the tariff, provided that the investment value is greater than 0. In the event that the calculation with the three proposed standard deviations indicates a lower limit of zero or less than zero, the immediately preceding positive natural number of standard deviations shall be taken such that the lower limit is greater than zero. That is, if with three standard deviations the investment amount is zero, two standard deviations are used, if with two standard deviations the investment amount is zero, one standard deviation is used, and if with one standard deviation the investment amount is zero, the average is used.

(.)" c. From the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" (Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas), approved through Resolution RJD-163-2011, on November 30, 2011, and published in La Gaceta Nº 245 of December 21, 2011, and its modification through RJD-027-2014 of March 20, 2014, and published in Alcance Digital Nº10 to La Gaceta Nº 65 of April 2, 2014:

CURRENT VERSION PROPOSED VERSION "iii. General formulation of the model In general, the economic equation for the supply of electric energy from the perspective of the private generator can be expressed as follows:

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

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

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

Solving for p:

Modify in the text and in the formulas the following:

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

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

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

IR = Required revenues (Ingresos requeridos) p = Sale tariff E = Sales expectations (amount of energy) It can be observed that in Equation 1, costs are equal to revenues.

Solving for p:

CURRENT VERSION	PROPOSED VERSION
From the above it follows that for the purposes of this model, the tariff depends on both the sales expectations of electricity and on the operating costs, the cost of capital, and the environmental factor. Consequently, the model for determining the sale tariff of electric energy by new private generators requires the definition of sales expectations, required revenues, and the cost of capital. The approval of the methodology to determine the environmental component must be processed through the procedures established in the current legal framework, which include holding a public hearing."	From the above it follows that for the purposes of this model, the tariff depends on both the sales expectations of electricity and on the operating costs and the cost of capital. Consequently, the model for determining the sale tariff of electric energy by new private generators requires the definition of sales expectations, required revenues, and the cost of capital."
"v. Required revenues (Ingresos requeridos, IR) The payment that the plant owner will receive as consideration for the supply of electric energy must be sufficient to cover its operating costs and obtain a reasonable return on the invested capital. Thus, the required revenues can be expressed by the following equation: Where: IR = Required revenues CE = Operating costs CFC = Fixed cost of capital fa = Environmental factor"	Modify in the text and in the formulas the following: "v. Required revenues (Ingresos requeridos, IR) The payment that the plant owner will receive as consideration for the supply of electric energy must be sufficient to cover its operating costs and obtain a reasonable return on the invested capital. Thus, the required revenues can be expressed by the following equation: Where: IR = Required revenues CE = Operating costs CFC = Fixed cost of capital"
iv. Sales expectations (Expectativas de venta, E).	Include the following text:
(.)	"iv. Sales expectations (Expectativas de venta, E).
For the determination of the plant factor (factor de planta, fp), values of capacity factors or plant factors will be considered, solely from national plants, taking into account the information for the last five available years, according to the database of the Regulatory Authority. For these purposes, a weighted average of the capacity factors of the private generators that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months) will be considered. The weighting of each year will be done based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years will be done based on the installed capacity of each of the years.	For the determination of the plant factor (factor de planta, fp), values of capacity factors or plant factors will be considered, solely from national plants, taking into account the information for the last five available years, according to the database of the Regulatory Authority. The information on plant factors from the tenders carried out to acquire energy will be included as additional data to the real information used. For these purposes, a weighted average of the capacity factors of the private generators that have been generating during a substantial proportion of the respective year (10 or more months) or what was indicated by the offeror in the tenders will be considered. The weighting of each year will be done based on the
installed capacity of each project. The weighting to
obtain the total for the five years plus the information
additional information from the calls for tenders will be done based on the
installed capacity of each of the years and data
included."
(.)
"viii. Amount of unit investment (Monto de la inversión unitaria, M)	Substitute text with the following:
(.)	"viii. Amount of unit investment (Monto de la inversión unitaria, M)
A band of average unit investment costs bounded by two extreme values will be calculated. As a first option, this band will be estimated as follows: (.) f. The standard deviation of the set of unit investment cost values of all the values in the sample will be calculated.	A band of average unit investment costs bounded by two extreme values will be calculated. This band will be estimated as follows: (.) f. The standard deviation of the set of unit investment cost values of all the values

CURRENT VERSION	PROPOSED VERSION
g. The upper limit of the band consists of the sum of the average unit investment cost and the value of the standard deviation. The lower limit of the band consists of the value of the average unit investment cost minus the value of the standard deviation." (.)	of the sample. g. The upper limit of the band consists of using the sum of the average unit investment cost and the value of one standard deviation. The lower limit of the band consists of using the value of the average unit investment cost minus the value of three standard deviations, provided that the investment value is greater than 0. In the event that the calculation with the three proposed standard deviations indicates a lower limit of zero or less than zero, the immediately preceding positive natural number of standard deviations shall be taken such that the lower limit is greater than zero. That is, if with three standard deviations the investment amount is zero, two standard deviations are used, if with two standard deviations the investment amount is zero, one standard deviation is used, and if with one standard deviation the investment amount is zero, the average is used." (.)
ix. Definition of the tariff stripe.	Modify the text of the section "ix. Definition of the tariff
	stripe." as follows:
(.) Each of the extreme values of the tariff band is calculated as the tariff corresponding to the respective extreme value of the average unit investment cost. Thus, the lower limit of the band consists of the tariff estimated with the value of the lower limit of the average unit investment cost. Similarly, the upper limit of the band consists of the tariff estimated with the value of the upper limit of the average unit investment cost. (.)	The main considerations taken into account when establishing a tariff band scheme are the following: c) The standard deviation corresponding to all data used to estimate the average investment cost is calculated. d) The upper limit is set using the average investment cost plus one standard deviation. e) The lower limit of the band consists of using the value of the average investment cost minus the value of three standard deviations to calculate the tariff, provided that the value of
investment is greater than 0. In the event that the calculation with the three
proposed standard deviations indicates a lower limit of zero or less
than zero, the immediately preceding positive natural number
of standard deviations shall be taken such that the lower limit is greater than
zero.

(...)"

III.To instruct the Office of the Board of Directors (Secretaría de Junta Directiva) to proceed with the respective publication of the modification to the indicated methodologies in the official gazette La Gaceta.

(Note from Sinalevi: IN the publication of this resolution, point III was published twice)

IV.To instruct the Office of the Board of Directors (Secretaría de Junta Directiva) to proceed with the notification of this resolution to the parties.

In compliance with the provisions of Article 245 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública), this resolution may be appealed by means of an ordinary motion for reversal or reconsideration, which must be filed within a period of three days counted from the day following the notification, and an extraordinary motion for review, which must be filed within the periods indicated in Article 354 of the aforementioned Law. Both appeals must be filed before the Board of Directors of the Regulatory Authority for Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos), which is responsible for resolving them.

It shall take effect upon its publication in the official gazette La Gaceta.

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 17 Reforma Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovable Texto Completo acta: 10A6BD AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RESOLUCIÓN RJD-17-2016 SAN JOSÉ, A LAS QUINCE HORAS DEL 8 DE FEBRERO DE 2016 MODIFICACIÓN DE LAS METODOLOGÍAS DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON RECURSOS RENOVABLES.

OT-082-2015

I.Que el 7 de mayo de 2010, la Junta Directiva mediante la resolución RJD-009-2010, publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010, aprobó la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", la cual fue modificada por la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014. (No consta en autos).

II.Que el 10 de agosto de 2011, la Junta Directiva mediante la resolución RJD-152-2011, publicada en La Gaceta Nº 168 del 1° de setiembre de 2011, aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", la cual fue modificada mediante las resoluciones RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 del 29 de febrero de 2012 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril de 2012 y RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014. (No consta en autos).

III.Que el 30 de noviembre de 2011, la Junta Directiva mediante la resolución RJD-163-2011, publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, aprobó el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", la cual fue modificada por la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014. (No consta en autos).

IV.Que el 4 de julio de 2012, la Junta Directiva mediante el acuerdo de 15-53-2012 de la sesión 53-2012 dispuso: "Incorporar a lo dispuesto en el acuerdo 04-39-2012, del acta de la sesión 39-2012, la recomendación de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria contenida en su oficio 441-DGJR-2012, del 18 de junio del 2012, en el sentido de que "existen inconsistencias entre la formulación general del modelo y el manejo de los datos utilizados para el cálculo de los costos de

General Centro de Desarrollo de la Regulación, como parte de la revisión que realiza sobre la metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)". (No consta en autos).

V.Que el 25 de setiembre de 2014, la Junta Directiva mediante el acuerdo 11-56-2014 de la sesión 56-2014, resolvió: "Solicitar a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, una propuesta para la determinación del costo de explotación para la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad" establecida en la resolución RJD-009-2010". (No consta en autos).

VI.Que el 5 de febrero de 2015, la Junta Directiva mediante el acuerdo 11-04-2015 de la sesión 04-2015, resolvió: "1. Revocar el punto 2) del acuerdo 03-37-2014 del acta de la sesión extraordinaria 37-2014, celebrada el 30 de junio de 2014 que indicó: "Someter al proceso de audiencia pública, la propuesta de "Modificación de Metodología de Fijación de Tarifas para los Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables", remitida por la Comisión ad hoc mediante oficio del 16 de junio de 2014, cuyo texto se copia a continuación: (.)", 2.Ordenar el archivo del

Metodología de Fijación de Tarifas para Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables" y 3. Solicitar a la Comisión Ad-Hoc la remisión de una nueva propuesta a esta Junta Directiva, en un plazo máximo de un mes, contado a partir de la comunicación respectiva de este acuerdo." (No consta en autos).

VII.Que el 19 de marzo de 2015, la Junta Directiva mediante el acuerdo 05-12-2015 de la sesión ordinaria 12-2015, acordó, entre otras cosas "Someter al trámite de audiencia pública la siguiente propuesta de "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables", de conformidad con lo señalado en la propuesta remitida por la Comisión Ad-Hoc mediante oficio 01-CAMMRR-2015 (.)". (Folios 01 al 24).

VIII.Que el 1° de abril de 2015, se publicó la convocatoria a la audiencia pública de Ley, en el Alcance Digital Nº 23 a La Gaceta N° 64 y el 09 de abril de 2015 en los diarios La Nación y La Extra. (Folios 43, 45 y 46).

IX.Que el 05 de mayo 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, según el acta N°028-2015. (Folios 351 al 358).

X.Que el 8 de mayo de 2015, la Dirección General de Atención al Usuario mediante el oficio 1554-DGAU-2015, remitió a la Comisión Ad Hoc el informe de oposiciones y coadyuvancias e indicó que se recibieron y se admitieron 10 posiciones. (Folios 347 al 348).

XI.Que el 20 julio de 2015, la Comisión Ad Hoc mediante el oficio 02-CAMMRR-2015, remitió a la Secretaría de Junta Directiva la propuesta final de la "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables." (Folio 360 al 440).

XII.Que el 20 de julio de 2015, la Secretaría de Junta Directiva mediante el memorando 561-SJD-2015, traslado para el análisis de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, la propuesta de "Modificación de las Metodologías de Fijación para Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables", contenida en el oficio 02-CAMMRR-2015. (Folio 359).

XIII.Que el 6 de agosto de 2015, la Dirección de Asesoría Jurídica y Regulatoria mediante el oficio 762-DGAJR-2015, emitió criterio sobre la propuesta de "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables." (Folio 4443 al 448).

XIV.Que el 10 de setiembre de 2015, la Junta Directiva mediante el acuerdo 03-44-2015 resolvió acoger el recurso de revisión interpuesto por la señora Sonia Muñoz Tuk y en consecuencia, modificar lo resuelto en el acuerdo 04-41-2015, en los siguientes términos: Continuar con el análisis de la propuesta "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables", hasta tanto el Centro de Desarrollo de la Regulación valore la documentación con que cuenta la Intendencia de Energía, en relación con los Estados Financieros y otros aspectos que puedan afectar la tarifa, en el entendido de que se presente un informe conjunto en una próxima sesión.

XV.Que el 24 de noviembre de 2015, el Centro de Desarrollo de la Regulación mediante el oficio 179-CDR-2015, atendió el acuerdo 03-44-2015, del acta de la sesión 44-2015 del 10 de setiembre de 2015. (No consta en autos).

XVI.Que el 26 de noviembre de 2015, la Junta Directiva mediante el acuerdo 04-59-2015 del acta de la sesión 59-2015, solicitó a la Intendencia de Energía elaborar un informe sobre qué tipo de información solicitó a las empresas generadoras; qué datos presentaron dichas empresas y por qué se determinó que las mismas no cumplieron con lo solicitado. (No consta en autos).

XVII.Que el 16 de diciembre de 2015, la Intendencia de Energía mediante el oficio 2224-IE-2015, remitió información en atención al acuerdo 04-59-2015 del 26 de noviembre de 2015. (No consta en autos).

XVIII.Que el 21 de enero de 2016, la Junta Directiva mediante el acuerdo 05-02-2016, solicitó a la Intendencia de Energía, ampliar la información contenida en el oficio 2224-IE-2015, en el sentido de que se remita una síntesis de la información, dentro de lo cual se adjunte el oficio con el que se les solicitó la información, se indique claramente cómo se les solicitó dicha información a los generadores privados y cómo la presentaron estos. Asimismo, informar el procedimiento que se ha iniciado a los regulados que no han presentado la información requerida. (No consta en autos).

XIX.Que mediante oficio 0143-IE-2016/114183 del 8 de febrero de 2016, la Intendencia de Energía, atiende el acuerdo 05-02-2016 del acta de la sesión 2-2016 del 21 de enero de 2016.

XX. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución

I.Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, se tiene como respuesta el oficio 02-CAMMRR-2015 del 20 de julio de 2015, emitido por la Comisión Ad Hoc, que consta a folios (360 al 440) del expediente OT-082-2015.

II.Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Tener como respuesta a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, lo indicado en el oficio 02-CAMMRR-2015 del 20 de julio de 2015, emitido por la Comisión Ad Hoc, y agradecer a los opositores su valiosa participación en este proceso. 2. Instruir a la Comisión Ad Hoc notificar el oficio donde constan las respuestas a las oposiciones presentadas en la audiencia pública. 3. Aprobar la "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables" con fundamento en lo señalado en el oficio 02-CAMMRR-2015 y en el criterio 762-DGAJR-2015. 4. Instruir a la Secretaria de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de la modificación a las metodologías indicadas en el diario oficial La Gaceta. 5. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la notificación de la presente resolución a las partes.

III.Que en sesión 07-2016 celebrada el 8 de febrero de 2016, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, conforme al oficio 02-CAMMRR-2015, así como del oficio 762-DGAJR-2015 del 6 de agosto de 2015, acordó entre otras cosas, y con carácter de firme, dictar la presente resolución.

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.Tener como respuesta a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, lo indicado en el oficio 02-CAMMRR-2015 del 20 de julio de 2015, emitido por la Comisión Ad Hoc, y agradecer a los opositores su valiosa participación en este proceso.

II.Instruir a la Comisión Ad Hoc notificar el oficio donde constan las respuestas a las oposiciones presentadas en la audiencia pública.

III.Aprobar la "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables" con fundamento en lo señalado en el oficio 02-CAMMRR-2015 y en el criterio 762-DGAJR-2015, tal y como se detalla a continuación:

"(...)

3. Justificación 3.1. De la legalidad De conformidad con la vigente Ley No 7593 y sus reformas, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) tiene como objetivos fundamentales la armonización de los intereses de los consumidores, usuarios y prestadores de los servicios públicos, así como procurar el equilibrio entre las necesidades de los usuarios y los intereses de los prestadores de los servicios públicos. También, asegurar que estos servicios se brinden al costo, procurando una retribución competitiva y el adecuado desarrollo de la actividad. Es su objetivo que estos servicios cumplan con los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y confiabilidad.

Para fijar tarifas y establecer las metodologías, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, tiene competencias exclusivas y excluyentes y así ha sido señalado por la Procuraduría General de la República, en el dictamen C-329-2002 y la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15 de abril de 2008, del Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.

En el caso particular del servicio público de electricidad y en particular, en el segmento de generación de este bien, la Autoridad ha establecido un conjunto de métodos de regulación que permiten establecer precios o tarifas de acuerdo con la fuente de generación del bien, entre otras: las fuentes hídricas, eólicas, térmicas, biomasa, solar. En el mercado, la oferta de generación se da por actores privados, públicos, cooperativas, procurando que se utilicen de la mejor manera posible, distintos procesos de producción que están relacionados con el tamaño de planta en la fuente del recurso, la generación de economías de escala y de ámbito, el uso eficiente de las innovaciones y mejoras tecnológicas y las mejores prácticas gerenciales. Por estos motivos, existe una dinámica en la oferta del mercado que hace que los costos y precios cambien intertemporalmente con estas mejoras. Todos estos elementos, son objeto de estudio, análisis y revisión periódica de las metodologías tarifarias que realiza la Autoridad Reguladora.

De esta manera, la presente propuesta de modificación de las bandas de precios de la energía eléctrica generada por fuentes como la hidroeléctrica y eólica, permite que se capture en el tiempo, estas innovaciones y mejoras, con ello, procurando un beneficio al consumidor, dentro del equilibrio entre los intereses de productores y consumidores y el aseguramiento de la continuidad con calidad en el servicio.

3.2. De las Convocatorias para adquirir bloques de energía La motivación principal a estas modificaciones ha sido los recientes concursos que ha establecido el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) de acuerdo con la Ley No. 7200 en el cual, se tiene evidencia probada de que los precios convergieron al piso de la banda, aumentando con ello la tendencia de que las mejores tecnológicas y mejores prácticas, así como la competencia y la contestabilidad del mercado, lo que tendrá efectos positivos en el bienestar del consumidor.

El Instituto Costarricense de Electricidad publicó en la Gaceta No. 125 del 28 de junio de 2012 la convocatoria 1-2012, en la cual seleccionaría hasta 100 MW en proyectos para generar electricidad a partir del recurso eólico y hasta 40 MW en proyectos para generar electricidad a partir del recurso hídrico. De esta convocatoria, los proyectos que participaron para la fuente hidroeléctrica (según información suministrada por el ICE) fueron los siguientes:

| Nombre del proyecto | Potencia Ofrecida | Costo del proyecto | Precio ofertado USD/kWh | Factor de Planta | | --- | --- | --- | --- | --- | | P.H Parismina | 7500 | $24.301.606 | $0,1149 | 0,74 | | P.H. El Angel (ampl.) | 5000 | $14.000.000 | $0,1169 | 0,48 | | P.H Monte Verde II | 4966 | $9.500.000 | $0,1020 | 0,55 | | P.H Isla | 2129 | $5.700.000 | $0,1149 | 0,75 | | P.H La Esperanza de Atirro | 3399 | $10.704.916 | $0,1085 | 0,82 | | P.H Consuelo | 13984 | $41.546.918 | $0,1190 | 0,56 | | P.H Piedras Negras | 770 | $4.478.518 | $0,1300 | 0,73 | | P.H. Torito | 9400 | $23.672.129 | $0,1348 | 0,45 | | P.H Chimurrria | 5200 | $20.897.302 | $0,1198 | 0,66 | | P.H. San Bernardo | 2642 | $8.800.000 | $0,1280 | 0,45 | | P.H Río Segundo II (Ampl.) | 1890 | $5.500.000 | $0,1363 | 0,58 | | P.H Monte Verde I | 2800 | $10.050.072 | $0,1200 | 0,60 | | P.H Aguas Zarcas Superior | 8050 | $32.168.836 | $0,1344 | 0,62 | | P.H Los Corales | 3526 | $9.300.000 | $0,1260 | 0,45 | | P.H Higuera-Sardinal | 3008 | $12.650.000 | $0,1290 | 0,56 | En el caso de los proyectos eólicos participantes, la información fue la siguiente:

| Nombre del proyecto | Potencia Ofrecida | Costo del proyecto | Precio ofertado USD/kWh | Factor de Planta | | --- | --- | --- | --- | --- | | P.E Altamira | 20000 | $44.423.060 | $0,0830 | 0,50 | | P.E Campos Azules | 20000 | $43.974.636 | $0,0830 | 0,53 | | P.E Vientos de la Perla | 20000 | $55.259.003 | $0,0830 | 0,55 | | P.E Vientos de Miramar | 20000 | $55.625.424 | $0,0830 | 0,47 | | P.E TilaWind I | 19550 | $38.665.162 | $0,0865 | 0,42 | | P.E Montes de Oro | 20000 | $50.000.000 | $0,1150 | 0,37 | | P.E Segeléctrica de Costa Rica S.A | 20000 | $39.905.100 | $0,1033 | 0,44 | | P.E Guayabo | 20000 | $40.000.000 | $0,0940 | 0,50 | | P.E Mogote | 20000 | $40.000.000 | $0,0930 | 0,49 | | P.E Los Angeles | 20000 | $39.356.146 | $0,1110 | 0,38 | | P.E La Esperanza | 20000 | $38.079.512 | $0,1110 | 0,38 | | P.E Montezuma | 20000 | $41.500.000 | $0,1048 | 0,54 | | P.E Vientos del Este | 9000 | $23.500.000 | $0,0886 | 0,55 | Los pliegos tarifarios vigentes para esta primera convocatoria fueron:

Plantas hidroeléctricas nuevas (Resolución 796-RCR-2012 del 16 de marzo 2012, publicado en La Gaceta No.92 del 14 de mayo de 2012):

Plantas eólicas nuevas (Resolución 855-RCR-2012, del 11 de mayo de 2012. Publicado en el Alcance Digital N 81 a la Gaceta No. 120, del 21 de junio 2012):

Con esta primera convocatoria, se pudo concluir varias cosas, entre ellas el alto interés existente por parte de los generadores privados representado por la capacidad (KW) ofrecida en total versus la cantidad de energía requerida por el ICE. Por ejemplo, se requerían hasta 40 MW de la fuente hidroeléctrica y se ofrecieron 74 MW, mientras que de eólico se buscaban hasta 100 MW y la oferta fue de 249 MW. Por otra parte, los precios ofrecidos también mostraron una señal de la dirección del mercado.

De la primera convocatoria, los proyectos seleccionados por orden de mérito según lo publicado en La Gaceta N 213 del 5 de noviembre de 2012 fueron para el recurso hídrico los siguientes:

Para el recurso eólico, los siguientes:

En el caso de los generadores privados con fuente eólica se puede observar que la mayoría de los proyectos seleccionados ofertaron el precio del límite inferior vigente en ese momento. Esto era indicio de que había más espacio en la banda tarifaria, específicamente en la banda inferior.

La segunda convocatoria realizada por el ICE se publicó en la Gaceta No. 24 del 4 de febrero de 2014, en esta ocasión la empresa estaba interesada en adquirir hasta 40 MW en proyectos para generar electricidad a partir de la fuente eólica y hasta 30 MW en proyectos para generar electricidad a partir del recurso hídrico.

Las tarifas para esta segunda convocatoria son las siguientes:

Plantas hidroeléctricas nuevas (RIE-033-2013, del 19 de marzo de 2013, publicada en el Alcance No. 57 a La Gaceta No. 59 del 25 de marzo del 2013):

Plantas eólicas nuevas (RIE-080-2013, del 19 de setiembre de 2013, publicada en La Gaceta N° 190 del 3 de octubre del 2013):

De esta convocatoria, los proyectos que participaron para la fuente hidroeléctrica (según información suministrada por el ICE) fueron los siguientes:

| Nombre del proyecto | Potencia Ofrecida (kW) | Costo del | Precio ofertado (USD/kWh) | Factor de Planta | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | proyecto (USD) | Oferta original | Con descuento | | | | | P.H. Monte Verde I | 2800 | $7.739.863 | 0,1200 | 0,0948 | 0,54 | | P.H. San Joaquín Los Santos | 20000 | $59.897.173 | 0,1089 | 0,1089 | 0,51 | | P.H. Torito | 4934 | $18.989.977 | 0,1348 | 0,1348 | 0,61 | | P.H. Higuera | 2078 | $6.773.888 | 0,1229 | 0,1085 | 0,57 | | P.H. Chimurrria | 4960 | $17.105.548 | 0,1198 | 0,1036 | 0,69 | | P.H. Bonilla 510 | 6156 | $13.495.264 | 0,1200 | 0,0948 | 0,57 | | P.H. Río Bonilla 1320 | 5579 | $12.033.510 | 0,1200 | 0,0948 | 0,63 | | P.H. San Rafael | 7250 | $19.742.866 | 0,1220 | 0,0948 | 0,56 | | P.H. Peñas Blanquitas I | 8650 | $23.510.791 | 0,1225 | 0,0948 | 0,48 | | P.H. Sardinal I | 525 | $2.939.947 | 0,1229 | 0,1085 | 0,55 | | P.H. Hidro Sur de PZ | 20000 | $66.214.976 | 0,1125 | 0,1088 | 0,60 | | P.H. Turrialba | 3896 | $8.738.073 | 0,1200 | 0,1009 | 0,64 | | P.H. Angel Sur | 4314 | $14.717.463 | 0,1250 | 0,1144 | 0,56 | | Nombre del proyecto | Potencia Ofrecida (kW) | Costo del | Precio ofertado (USD/kWh) | Factor de Planta | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | proyecto (USD) | Oferta original | Con descuento | | | | | P.H. San Pedro | 5750 | $16.915.550 | 0,1230 | 0,1018 | 0,48 | | P.H. Canasta | 7874 | $17.166.571 | 0,1200 | 0,1019 | 0,63 | | P.H. Peñas Blanquitas II | 3816 | $11.837.279 | 0,1240 | 0,0948 | 0,48 | Los proyectos que participaron para la fuente eólica (según información suministrada por el ICE) fueron los siguientes:

| Nombre del proyecto | Potencia Ofrecida (kW) | Costo del proyecto (USD) | Precio ofertado (USD/kWh) | Factor de Planta | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | Oferta original | Con descuento | | | | | | P.E. Vientos del Este | 9000 | $10.530.300 | 0,0840 | 0,0840 | 0,54 | | P.E. Mandela I | 20000 | $31.271.000 | 0,0840 | 0,0840 | 0,55 | | P.E. Mandela II | 20000 | $35.864.000 | 0,0840 | 0,0840 | 0,54 | | P.E. Mogote | 20000 | $33.043.249 | 0,0840 | 0,0840 | 0,46 | | P.E. Guayabo | 20000 | $33.043.249 | 0,0840 | 0,0840 | 0,45 | | P.E. Montes de Oro | 20000 | $27.669.200 | 0,0840 | 0,0840 | 0,37 | | P.E. Laguna de Mogote | 18400 | $31.663.404 | 0,0840 | 0,0840 | 0,35 | | P.E. Alto de los Leones | 18400 | $31.474.340 | 0,0840 | 0,0840 | 0,43 | | P.E. Segeléctrica | 20000 | $40.196.182 | 0,1000 | 0,0840 | 0,43 | | P.E. Invenio | 18700 | $29.827.500 | 0,0980 | 0,0840 | 0,33 | | P.E. San Jorge | 20000 | $41.911.896 | 0,0840 | 0,0840 | 0,50 | | P.E. La Montosa | 20000 | $42.767.835 | 0,0840 | 0,0840 | 0,42 | | P.E. Montezuma | 20000 | $41.500.656 | 0,1117 | 0,1117 | 0,54 | | P.E. Ventus | 20000 | $39.870.358 | 0,0865 | 0,0840 | 0,48 | | P.E. Arenal | 20000 | $40.348.024 | 0,1000 | 0,1000 | 0,41 | Con la segunda convocatoria y con la posibilidad de realizar descuentos en una segunda oferta, no queda duda de que los oferentes tienden al límite inferior y que posiblemente de no haber existido éste, el precio hubiera sido menor. Sin embargo, existía imposibilidad de ofrecer un precio inferior a los vigentes según la aplicación de la metodología por cuanto no son precios fijados por la ARESEP. En este caso, la posibilidad de ofrecer descuentos fue principalmente beneficioso al proceso en la fuente hidroeléctrica, ya que varias empresas ofertaron el piso de la banda, mientras que en la primera oferta ninguna eligió ese precio.

De acuerdo con el Artículo 16.1 de la Ley General de la Administración Pública, la información revelada de precios lo es a conveniencia, en este caso, como elemento que permite proponer modificaciones en la metodología citada en marras, con el fin de cumplir con el mandato establecido en la Ley 7593 y en particular con el artículo 4. En dicho caso, la información puede dar elementos que indiquen que las bandas de las tarifas establecidas deben modificarse con el fin de procurar, entre muchas cosas, eficiencia y entrada de más participantes en este segmento de mercado eléctrico, con el fin de darle continuidad al servicio público con la calidad requerida. De esta manera, mayor información de mejor calidad que se incorpore en las metodologías tarifarias hace disminuir las asimetrías de información, lo cual hace más transparente la regulación y el contrato regulatorio entre el agente y el principal.

Así por ejemplo, un menor límite inferior de la banda hace más contestable el mercado (segmento de mercado de generación), es decir, puede permitir mayor entrada de participantes en el mismo; logrando con ello que el consumidor del servicio sea beneficiado con las mejoras en la tecnología y la minimización de costos que empresas estarían dispuestas a brindar con la misma o superior calidad que las incumbentes o con otras potenciales oferentes, en el entendido de que dichos efectos se incorporan en el método de fijación de las tarifas y/o precios del servicio público.

Una banda que incorpore nueva información revelada por los actores y del mercado, tiene el conveniente de que las empresas en la industria revelen convergencia en costos, dada la competencia por precios a la baja, logrando aprovechar márgenes de eficiencia. Es decir, las empresas incumbentes y las empresas entrantes marginales, deberían, al menos, comportarse como sus competidoras en la industria, lo cual necesariamente está en concordancia con el principio de servicio al costo que señala tácitamente la Ley 7593.

De esta manera, la Autoridad Reguladora está proponiendo un proceso dinámico que toma en cuenta la naturaleza del mercado y/o segmento del mercado, procurando que los beneficios que garanticen el servicio al costo y la continuidad y calidad del servicio, se traslade a los consumidores, manteniendo el equilibrio entre ambos actores.

Por otra parte, en diversas ocasiones se han planteado una serie de temas a la Autoridad Reguladora para su análisis y consideración, como es el caso del Instituto Costarricense de Electricidad en cuanto a los costos de explotación en la metodología de plantas existentes y los generadores privados con el tema del factor ambiental, razón por la cual resulta conveniente incorporar estos temas.

3.3. De los costos de explotación en la metodología de plantas existentes Con respecto al tema de los costos de explotación en la metodología de plantas existentes, el ICE ha planteado en diversas ocasiones que existe un error ya que el costo de explotación se divide entre el factor de antigüedad, haciendo que conforme la vida útil de las plantas sea menor, este componente crezca exponencialmente, sobreestimando el costo de explotación. Además de lo anterior, la división incluida no resulta lógica debido al tipo de costos de explotación que se utilizan en la muestra, los cuales son plantas que reflejan su costo dada su edad sin necesidad de modificarlas por antigüedad como sería el caso si la muestra tuviera datos de costos de explotación de plantas nuevas. Es decir, es claro que existe una relación directa entre el costo de explotación de las plantas y su antigüedad (tal como lo indica el ICE en el folio 134 del expediente OT-153-2014), sin embargo, la información que se encuentra disponible para la Autoridad Reguladora para realizar las fijaciones tarifarias presenta el problema de que casi la mayoría son plantas con una vida en operación promedio más alta que las de las plantas existentes.

La muestra utilizada en las fijaciones tarifarias aprobadas en las resoluciones 750-RCR-2012 del 9 de enero de 2012 (expediente ET-153-2011), RIE-040-2013 del 27 de marzo de 2013 (expediente ET-157-2010), RIE-105-2013 del 12 de diciembre 2013 (ET-107-2013) y la RIE-099-2014 del 18 de diciembre 2014 (expediente ET-139-2014), como se menciona anteriormente, se basa en los costos de explotación de plantas del ICE las cuales tienen una vida de operación mayor al promedio de vida en operación de las plantas existentes y la cual tiene implícito la antigüedad de las plantas. De lo que se puede concluir que hay una doble consideración de la antigüedad de las plantas en el costo de explotación.

La edad promedio de las plantas del ICE utilizadas en la muestra de costos de explotación es aproximadamente de 29 años (utilizando la información de la RIE-099-2014), mientras que las de los generadores privados es de 18 años, sin embargo, la muestra contiene adicionalmente otras plantas de generación privada para las cuales la Aresep ha realizado estudios tarifarios y por lo tanto se cuenta con información depurada de costos de explotación, las cuales tienen poca antigüedad y hacen que la vida promedio en operación de las plantas de la muestra bajen.

El ICE ha presentado en los siguientes oficios la argumentación para la corrección del costo de explotación:

· Mediante oficio N.° 0510-144-2012, presentado por el ICE el 9 de febrero de 2012, sobre recurso de revocatoria con apelación en subsidio contra la resolución 750-RCR-2012, el ICE solicita que se calcule el parámetro correspondiente al costo de explotación corrigiendo el error en la fórmula del cálculo de tarifa para plantas existentes.

· Mediante nota N.° 0510-1590-2012 del 14 de diciembre del 2012. El ICE presenta en la parte "II. Metodología para la fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley N.° 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) aprobada mediante resolución RJD-009-2010" una serie de inquietudes respecto de la aplicación de la metodología.

· Mediante nota N.° 0510-1079-2013 del 12 de agosto de 2013, el ICE remite a la ARESEP su posición respecto de la propuesta del Ente Regulador de modificar las metodologías tarifarias de generación privada.

· Mediante oficio N.° 0510-0242-2014 del 19 de febrero de 2014, el ICE solicita formalmente una modificación en la fórmula de cálculo de tarifa fijada con la metodología para plantas existentes, la cual consiste en la eliminación del factor de antigüedad que ajusta el costo de explotación promedio. Esta solicitud de eliminación se hace basado en el estudio efectuado por el ICE adjuntado en el oficio de referencia. En respuesta a la nota N.° 0510-0242-2014 presentada por el ICE, el Ente Regulador con oficio N.° 197-RGR-2014 de 11 de marzo de 2014 concuerda con el ICE.

· En recuso ordinario de reposición contra la resolución RJD-027-2014 del 2 de abril de 2014 y recibido en la ARESEP el 7 de abril de 2014 como parte de la petitoria, el ICE adjuntando el estudio realizado y dirigido a la ARESEP mediante nota N.° 0510-0242-2014 del 19 de febrero de 2014, vuelve a insistir en solicitar la eliminación del factor de antigüedad que ajusta el costo de explotación en la fórmula de cálculo de tarifa fijada con la metodología para plantas existentes.

· Mediante nota N.° 257-717-2014 del 19 de noviembre de 2014, el ICE como parte de la posición respecto del ajuste de tarifa para plantas existentes privadas, insiste en la necesidad de eliminar el factor de antigüedad que ajusta el costo de explotación en la fórmula de cálculo de la tarifa para este tipo de plantas.

· En la oposición presentada por el ICE al expediente OT-153-2014, el 12 de agosto de 2014, se reitera el error metodológico y se anexa la nota 0510-1590-2012 con los argumentos.

3.4. Del factor ambiental en las metodologías de plantas de generación privadas hidroeléctricas y eólicas nuevas El tema del factor ambiental que ha sido un tema recurrente por parte de los generadores privados, luego de analizar la legislación se llegó a la conclusión de que 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

POR TANTO

RESUELVE

10

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:

▾

• 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.

(.)

11

Artículo 11 — Para amparar el cumplimiento de los programas de control y de recuperación ambiental, el concesionario, al firmar el contrato de suministro, deberá acompañar una garantía incondicional de cumplimiento a favor del Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, equivalente al cuatro por ciento (4%) del valor del proyecto, durante el período de construcción de la obra, que se mantendrá vigente por un año contado a partir de la entrada en operación del proyecto.

▾

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

12

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.

▾

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." · Ley 8723: Ley Marco de Concesión para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica "Artículo 4.Requisitos para la solicitud de las concesiones para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica El interesado que pretenda utilizar la fuerza hidráulica de las aguas de dominio público en el territorio nacional, para generar energía hidroeléctrica, deberá presentar la respectiva solicitud de concesión al Minaet, acompañada de la aprobación de la evaluación de impacto ambiental por parte de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (Setena) (.)" Adicionalmente, en los términos de referencia publicados por el ICE para la convocatoria #2 de compra de bloques de energía, estableció como uno de los principales factores de calificación la evaluación ambiental, tal y como se indica en el siguiente párrafo:

"(.)

i. Evaluación ambiental (máximo 30 puntos). Los proyectos de generación de electricidad deben estar concebidos teniendo presente la variable ambiental, dentro de una actitud de sostenibilidad y manejo racional de los recursos naturales y en apego a la legislación vigente al respecto.

La obtención de la viabilidad ambiental del proyecto es obligatoria y constituye una condición previa para la firma del contrato según se establece en el Artículo 12 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N° 7200 - Decreto Ejecutivo N° 37124-MINAET. A tal efecto, se deberá presentar a la Secretaría Técnica Nacional del Ambiente (SETENA) un Estudio de Impacto Ambiental, acorde con las normas y procedimientos aplicables." 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.

En las resoluciones de Viabilidad Ambiental, se incluyen las siguientes cláusulas:

· El artículo 6 de la Modificación del artículo 45 al Reglamento General sobre los Procedimientos de EIA, del Decreto Ejecutivo No. 31849-MINAE-S-MOPT-MAG-MEIC, señala sobre la Cláusula de Compromiso Ambiental Fundamental, lo siguiente: "La Presente Viabilidad (licencia) Ambiental se otorga en el entendido de que el desarrollador del proyecto, obra o actividad cumplirá de forma íntegra y cabal con todas las regulaciones y normas técnicas, legales y ambientales vigentes en el país y a ejecutarse ante otras autoridades del Estado Costarricense. El incumplimiento de esta cláusula por parte del desarrollador no solo lo hará acreedor de las sanciones que implica el no cumplimiento de dicha regulación, sino que además, al constituir la misma, parte de la base fundamental sobre el que se sustenta la VLA, hará que de forma automática dicha VLA se anule con las consecuencias técnicas, administrativas y jurídicas que ello tiene para la actividad, obra o proyecto y para su desarrollador, en particular respecto a los alcances que tiene la aplicación del artículo 99 de la Ley Orgánica del Ambiente".

· De conformidad con las facultades de control y seguimiento establecido en el artículo 20 de la Ley Orgánica del Ambiente, que señala: "La Secretaría Técnica Nacional Ambiental establecerá instrumentos y medios para dar seguimiento al cumplimiento de las resoluciones de la evaluación de impacto ambiental. En los casos de violación de su contenido, podrá ordenar la paralización de las obras. El interesado y el autor del estudio serán, directa y solidariamente, responsables por los daños que se causen".

· De conformidad con el Artículo 45, de la Resolución y otorgamiento de la Viabilidad (o Licencia) Ambiental del reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental Decreto Ejecutivo No. 31849-MINAE-MAG-MOPT, MEIC, S, señala: "Los lineamientos o directrices ambientales de compromiso que enmarcan el otorgamiento de la viabilidad (licencia) ambiental, y que estarán basadas en todo el proceso de EIA, así como una serie de condiciones e instrumentos de control y seguimiento ambiental, que incluyen los siguientes elementos: Desarrollo e implementación de los instrumentos de Control y Seguimiento Ambiental (ICOS), que comprendan 3 aspectos básicos como son: Nombramiento de un responsable ambiental, una Bitácora Ambiental y la garantía ambiental de conformidad con lo establecido por la Ley Orgánica del Ambiente, cuyo monto será fijado por la SETENA".

Del Decreto Ejecutivo Número 31849-MINAE-SALUD-MOPT-MAG-MEIC, Reglamento General sobre los procedimientos de Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) se indica lo siguiente:

"Artículo 1°.- Objetivo y alcance.

El presente reglamento tiene por objeto definir los requisitos y procedimientos generales por los cuales se determinará la viabilidad (licencia) ambiental a las actividades, obras o proyectos nuevos, que por ley o reglamento, se han determinado que pueden alterar o destruir elementos del ambiente o generar residuos, materiales tóxicos o peligrosos; así como, las medidas de prevención, mitigación y compensación, que dependiendo de su impacto en el ambiente, deben ser implementadas por el desarrollador".

"Artículo 112. Costos del Proceso de EIA.

De conformidad con el artículo 18 de la Ley Orgánica del Ambiente, los costos del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental, que incluyen: los estudios técnicos, el uso de instrumentos de EIA, aplicación de medidas ambientales (preventivas, correctivas, mitigadoras o de compensación), de control y seguimiento, auditorías ambientales, implementación de los planes de gestión ambiental y demás procedimientos relacionados al proceso, deberán ser asumidos por el desarrollador de la actividad, obra o proyecto".

Por otra parte, en los términos de referencia publicados por el ICE para la convocatoria #2 de compra de bloques de energía, en el anexo 2, en el formulario 4 y 5, se encuentra como requisito la presentación detallada de los presupuestos de los proyectos dentro de los cuales se estableció el rubro de costos indirectos, entre ellos se tienen los gastos por gestión ambiental como lo son la "mitigación ambiental" y las "ayudas comunales". Cabe resaltar, que esta información fue provista por el desarrollador y se incluyeron los rubros indicados, rondando entre el 3% y el 0,1% del monto total de la inversión, esto según información del ICE. Además, en los Estados Financieros auditados entregados por Vara Blanca (visibles en el OT-051-2015, folio 14 y 19), como parte de los costos de operación, los generadores privados incluyen la parte de Regencia ambiental, el cual es un requerimiento de SETENA. Lo anterior, es ejemplo de que se está cumpliendo lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593 con el sólo hecho de que los costos ambientales están contemplados en el monto de inversión y operación.

Por las razones anteriores, se considera que no es necesario la duplicación del criterio ambiental en las metodologías de plantas de generación privadas hidroeléctricas y eólicas nuevas; y que por lo tanto debe de eliminarse el fa de la fórmula para evitar que sea contabilizado dos veces.

La presente propuesta de modificación se centra en cambios a tres metodologías:

• a)Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas y Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas · Ampliación del límite inferior según la información revelada por los oferentes en las convocatorias 1-2012 y 2-2014 de bloques de energía.

· Aprovechamiento de la información de factor de planta y de costo de inversión revelada en las convocatorias 1-2012 y 2-2014 de bloques de energía y cualquier futura convocatoria.

· Eliminación del factor ambiental de las metodologías de generación privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas.

• b)Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad · Eliminación del factor de antigüedad del denominador de costos de explotación.

Lo anterior, para alcanzar los objetivos citados de tener más flexibilidad a la hora de ofertar por parte de los generadores privados, así como corregir problemas metodológicos existentes, lo que se va a reflejar en beneficio para los consumidores de este servicio.

La Autoridad Reguladora, conocedora de estos eventos y con el fin de modificar las metodologías existentes, se aboca a presentar la propuesta de "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recurso renovables".

4. Marco legal La aprobación de los cambios metodológicos propuestos, encuentra sustento legal en la normativa que se cita a continuación:

a. La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece, en su artículo 5, que ". En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas." Los servicios públicos citados incluyen, en el inciso a) del mismo artículo, el "Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización." b. La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar y modificar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento fue publicado en el Alcance 13 a La Gaceta No. 69, del 8 de abril de 2009 y sus reformas.

De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora es la competente para emitir y modificar las metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo la generación de electricidad, para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública. El marco legal citado provee la base que faculta a ARESEP para establecer y modificar las metodologías regulatorias objeto de este informe.

De forma específica, las normas que sustentan 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) (*)." (.)"

2

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

▾

3

Artículo 3 — "Interés público.

▾

Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean convencionales. (Así reformado por el artículo 2º de la ley No.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).

14

Artículo 14 — "Las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense de Electricidad, requieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad, el que, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los concesionarios afectados.

▾

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:

9

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" (.)

▾

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.

5. Modificación Tomando en consideración los antecedentes y justificaciones a. De la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad", aprobada mediante la Resolución RJD-009-2010, del 7 de mayo de 2010, y publicada en La Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010", y modificada por la Resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014:

| VERSIÓN ACTUAL | VERSIÓN PROPUESTA | | --- | --- | | "3.1. La Tarifa de Referencia (TR) La tarifa de referencia de una planta de generación de electricidad mediante el uso de agua como materia prima, está definida por la siguiente fórmula: " | Modificar en la fórmula lo siguiente: "3.1. Las Tarifas de Referencia (TR) Las tarifas de referencia de una planta de generación de electricidad mediante el uso de agua como materia prima, está definida por la siguiente fórmula: " | b. De la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-152-2011, del 10 de agosto de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las Resoluciones RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011, la RJD-013-2012, del 29 de febrero de 2012, publicada en La Gaceta No 74 del 17 de abril de 2012 y la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014:

VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA "Formulación del modelo (.)

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

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

CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital, que es la suma de la recuperación de la inversión (RI) y la rentabilidad (r).

Modificar en el texto y en las fórmulas lo siguiente:

"Formulación del modelo (.)

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

CE + CFC = IR (Ecuación 1) En donde:

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

De lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa depende de las (depreciación), la rentabilidad y el factor ambiental.

El costo ambiental estaría incorporado en el precio determinado por la fórmula general, pasando a formar parte integral del precio final. La aprobación del mecanismo y metodología correspondiente al componente ambiental componente ambiental, así como su respectivo monto, deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (convocatoria y realización de audiencia pública)." inversión (RI) y la rentabilidad (r). Así, CFC = RI + r RI = Recuperación de la inversión (depreciación) R = Rentabilidad sobre la inversión IR = Ingresos requeridos, que son el resultado de multiplicar la tarifa "p" por las ventas de energía "E", es decir, IR = p x E p = Tarifa de venta E = Ventas (cantidad de energía) Despejando p:

De lo anterior se desprende que, para los efectos de este modelo, la tarifa depende de las expectativas de venta de electricidad, los costos de recuperación del capital (depreciación) y la rentabilidad." "Expectativas de venta (E) (.)

El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual ARESEP posea información. El valor del factor de planta se calculará de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria." (.)

Incluir y modificar el párrafo siguiente en el texto de "Expectativas de venta (E)":

(.)

"El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. Se incluirá la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada.

Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual ARESEP posea información real más los datos de las convocatorias. El valor del factor de planta se calculará de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria." (.)

"Monto de la inversión unitaria (M) (.)

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

• a)La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central- Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE Incluir el texto de la siguiente forma:

"Monto de la inversión unitaria (M) (.)

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

• a)La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
• b)Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE u otras empresas proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley Nº 7200.
• c)Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley Nº 7200.

(.)" marco de la Ley Nº 7200 y la Ley Nº 8345.

• c)Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE u otras empresas, en el marco de la Ley Nº 7200 y la Ley Nº 8345.
• d)Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores privados.

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

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

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

. El límite superior se establece como el costo de producción promedio más la desviación estándar.

(.)" Modificar e incluir lo siguiente en texto :

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

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

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

. El límite superior se establece utilizando el costo de inversión promedio más una desviación estándar.

. El límite inferior de la banda consiste en utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar, siempre y cuando el valor de inversión sea mayor a 0. En el caso de que el cálculo con las tres desviaciones propuestas indique un límite inferior de cero o menor que cero, se tomará el número natural positivo inmediato anterior de desviaciones de manera tal que el límite inferior sea mayor que cero. Es decir, si con tres desviaciones estándar el monto de inversión es cero se utilizan dos desviaciones estándar, si con dos desviaciones estándar el monto de la inversión es cero se utiliza una desviación estándar y si con una desviación estándar el monto de inversión es cero se utiliza el promedio.

(.)" c. Del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", aprobada mediante la Resolución RJD-163-2011, el 30 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011 y la modificación con la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014:

VERSIÓN ACTUAL VERSIÓN PROPUESTA "iii. Formulación general del modelo En general, se puede expresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica desde la perspectiva del generador privado, de la siguiente manera:

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

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

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

Despejando p:

Modificar en el texto y en las fórmulas lo siguiente:

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

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

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

IR = Ingresos requeridos 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 p:

| VERSIÓN ACTUAL | VERSIÓN PROPUESTA | | --- | --- | | De lo anterior se desprende que para los efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las expectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación, el costo del capital y el factor ambiental. 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, los ingresos requeridos y el costo del capital. La aprobación de la metodología para determinar el componente ambiental deberá ser tramitada por los procedimientos establecidos en el marco legal vigente, que incluyen la realización de audiencia pública." | De lo anterior se desprende que para los efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las expectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el 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, los ingresos requeridos y el costo del capital." | | "v. Ingresos requeridos (IR) El pago que recibirá el dueño de la planta como contraprestación por el suministro de la energía eléctrica debe ser suficiente para cubrir sus costos de explotación y obtener una retribución razonable por el capital invertido. Así, los ingresos requeridos se pueden expresar mediante la siguiente ecuación: En donde: IR = Ingresos requeridos CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital fa = Factor ambiental" | Modificar en el texto y en las fórmulas lo siguiente: "v. Ingresos requeridos (IR) El pago que recibirá el dueño de la planta como contraprestación por el suministro de la energía eléctrica debe ser suficiente para cubrir sus costos de explotación y obtener una retribución razonable por el capital invertido. Así, los ingresos requeridos se pueden expresar mediante la siguiente ecuación: En donde: IR = Ingresos requeridos CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital" | | iv. Expectativas de venta (E). | Incluir el siguiente texto: | | (.) | "iv. Expectativas de venta (E). | | Para la determinación del factor de planta (fp) se contemplarán valores de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de la Autoridad Reguladora. Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 o más meses). La ponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años se hará con base en la capacidad instalada de cada uno de los años. | (.) Para la determinación del factor de planta (fp) se contemplarán valores de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales, considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la base de datos de la Autoridad Reguladora. Se incluirá la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada. Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una proporción sustancial del respectivo año (10 o más meses) o lo indicado por el oferente en los concursos. La ponderación de cada año se hará con base en la | | capacidad instalada de cada proyecto. La ponderación para | | | obtener el total de los cinco años más la información | | | adicional de las convocatorias se hará con base en la | | | capacidad instalada de cada uno de los años y datos | | | incluidos." | | | (.) | | | "viii. Monto de la inversión unitaria (M) | Sustituir texto por el siguiente: | | (.) | "viii. Monto de la inversión unitaria (M) | | Se calculará una banda de costos unitarios promedio de inversión acotada por dos valores extremos. Como primera opción, esa banda se estimará de la siguiente manera: (.) f. Se calculará la desviación estándar del conjunto de valores de costo de inversión unitario de todos los valores de la muestra. | (.) Se calculará una banda de costos unitarios promedio de inversión acotada por dos valores extremos. Esa banda se estimará de la siguiente manera: (.) f. Se calculará la desviación estándar del conjunto de valores de costo de inversión unitario de todos los valores | | VERSIÓN ACTUAL | VERSIÓN PROPUESTA | | --- | --- | | g. El límite superior de la banda consiste en la suma del costo unitario promedio de inversión y el valor de la desviación estándar. El límite inferior de la banda consiste en el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de la desviación estándar." (.) | de la muestra. g. El límite superior de la banda consiste en utilizar la suma del costo unitario promedio de inversión y el valor de una desviación estándar. El límite inferior de la banda consiste en utilizar el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar, siempre y cuando el valor de inversión sea mayor a 0. En el caso de que el cálculo con las tres desviaciones propuestas indique un límite inferior de cero o menor que cero, se tomará el número natural positivo inmediato anterior de desviaciones de manera tal que el límite inferior sea mayor que cero. Es decir, si con tres desviaciones estándar el monto de inversión es cero se utilizan dos desviaciones estándar, si con dos desviaciones estándar el monto de la inversión es cero se utiliza una desviación estándar y si con una desviación estándar el monto de inversión es cero se utiliza el promedio." (.) | | ix. Definición de la franja tarifaria. | Modificar el texto de la sección "ix. Definición de la franja | | | tarifaria." de la siguiente manera: | | (.) Cada uno de los valores extremos de la banda tarifaria se calcula como la tarifa correspondiente al respectivo valor extremo del costo unitario promedio de inversión. Así, el límite inferior de la banda consiste en la tarifa estimada con el valor del límite inferior del costo unitario promedio de inversión. De igual manera, el límite superior de la banda consiste en la tarifa estimada con el valor del límite superior del costo unitario promedio de inversión. (.) | Las principales consideraciones que se toman en cuenta al establecer un esquema de banda tarifaria son las siguientes: c) Se calcula la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio. d) El límite superior se establece utilizando el costo de inversión promedio más una desviación estándar. e) El límite inferior de la banda consiste en utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar, siempre y cuando el valor de | | inversión sea mayor a 0. En el caso de que el cálculo con las tres | | | desviaciones propuestas indique un límite inferior de cero o menor | | | que cero, se tomará el número natural positivo inmediato anterior | | | de desviaciones de manera tal que el límite inferior sea mayor que | | | cero. | | (...)"

III.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de la modificación a las metodologías indicadas en el diario oficial La Gaceta.

(Nota de Sinalevi: EN la publicación de esta resolución se publicó dos veces el punto III)

IV.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la notificación de la presente resolución a las partes.

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.