Application of Reference Tariff Methodology for New Hydroelectric PlantsAplicación de la Metodología Tarifaria para Plantas Hidroeléctricas Nuevas

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 055 Application of the Reference Tariff Methodology for New Private Hydroelectric Generation Plants Complete Text of acta: 10C669 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RIE-055-2016 OF MAY 3, 2016 ANNUAL APPLICATION OF THE "REFERENCE TARIFF METHODOLOGY FOR NEW PRIVATE HYDROELECTRIC GENERATION PLANTS" ___________________________________________________________________________ ET-029-2016

I.That on August 10, 2011, through resolution RJD-152-2011, the Board of Directors of ARESEP approved the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants," which was published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and amended through resolutions RJD-161-2011 published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012 published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012, and RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.

II.That on June 30, 2015, through resolution RIE-071-2015, the Intendente de Energía (IE) set the tariff band for all private generators with new hydroelectric plants, which was published in Alcance No. 54 of La Gaceta No. 131 of July 8, 2015.

III.That on February 8, 2016, through resolution RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 to La Gaceta No. 31 of February 15, 2016, the Board of Directors approved the "Modification of the tariff-setting methodologies for private electric energy generators using renewable resources."

IV.That on March 7, 2016, via official letter 0313-IE-2016/118347, the IE requested the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) to open the file and issue the respective call for a public hearing for the annual application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants," the proposal for which is contained in official letter 312-IE-2016/118346 (folios 2 to 21).

V.That on March 16, 2016, the call for the public hearing was published in Alcance Digital No. 43 to La Gaceta, as well as in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with April 7, 2016, being the scheduled date for holding said hearing.

VI.That on April 7, 2016, at 5:15 p.m., the respective public hearing was held. On April 12, 2016, via official letter 1326-DGAU-2016/120743, the DGAU issued the report of oppositions and coadyuvancies as a result of the aforementioned hearing. A valid position was received from: Instituto Costarricense de Electricidad represented by Mr. Guillermo Alan Alvarado in his capacity as Special Administrative proxy, identification number 6-0162-0455.

VII.That on May 2, 2016, via official letter 0585-IE-2016, the Intendencia de Energía analyzed the present tariff adjustment proceeding, and in said technical study recommended setting the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200.

I.That from the cited technical study 0585-IE-2016, which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:

[.]

II. ANALYSIS OF THE MATTER

1. Application of the methodology This section presents the details of the application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" according to resolution RJD-152-2011 and its approved amendments, including the most recent one approved through resolution RJD-017-2016 and the most recent information obtained from the sources established in said methodology.

The general formula of the model can be expressed through the following economic equation from the private generator’s perspective:

CE + CFC = p * E Where:

CE = Operating Costs (Costos de Explotación) CFC = Fixed Capital Cost (Costo Fijo por Capital) P = Price of Energy (variable of interest) E = Annual sales expectations (quantity of energy) Therefore, solving for the price, we have:

p = (CE + CFC) / E The energy sales price from private generators to the ICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, will be regulated through a tariff band.

The following details how each of the model’s variables was calculated.

a. Sales expectations (E) To estimate the variable called sales expectations, which corresponds to the quantity of energy to be sold during the year, the following equation is considered:

E = C * 8760 * fp Where:

E = Annual sales expectations (quantity of energy) 8760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = applicable plant factor according to source C = 1 (unit capacity, model calculation simplification) According to methodology RJD-152-2011, the value of the plant factor (fp) used in this model will be obtained from data of Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW, for which ARESEP possesses such information. Only data from plants within the aforementioned group that generated energy for 10 or more months of the respective year will be used.

This value will be updated in each tariff setting. Also, information on plant factors from tenders conducted to acquire energy will be included as an additional data point to the real information used. For this purpose, data from the last five-year period for which ARESEP possesses real information will be used, plus data from the calls for bids. For the years 2011 to 2013, information from resolution RIE-101-2014 was used, while for the years 2014 and 2015, information on nominal power supplied by the CENCE and from offers received in the tenders conducted by the ICE was used, see attached tables.

According to what is established, the plant factor value is calculated as follows: for each of the years of the five-year period, an arithmetic average of the values for each individual plant is estimated; then the arithmetic average of the five resulting values is obtained, thus determining the plant factor data point to be used in the tariff setting.

The plant factor resulting from the procedure described above for a hydroelectric plant is 58.36% (see Anexo No. 1 and Posición del ICE below).

b. Operating Costs (CE) Among the operating costs (costos de explotación), the variable and fixed operating costs that are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country are considered, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or gains.

The methodology approved in RJD-152-2011 indicates that the calculation of this variable will be obtained by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of hydroelectric plants operating in the country, of different installed capacities.

To determine the sample for this study, a limit of plants of up to 50 MW is taken. Although the methodology does not establish a power limit to be used, this criterion was defined based on the principles of science and technique set forth in articles 15 to 17 of the LGAP, since it results from verifying the databases held by this regulatory entity and determining the projects with capacities closest to or most similar to those to be tariffed on this occasion, which are those under 50 MW; and on the other hand, it is consistent with criteria used by this intendencia in tariff settings for similar plants, such as, for example, the tariff settings for generators of existing plants that sign a new contract with the ICE.

In this context, the sample used for calculating the operating costs (costos de explotación) consists of 11 plants, as indicated: the data for the Echandi, La Garita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I, and Toro III plants were taken from the 2015 Informe de Costos del Sistema de Generación (without Audited Financial Statements) of the ICE; the information for the Cubujuquí, El Ángel, and Sigifredo Solís plants is taken from the tariff settings for private generators that the Autoridad Reguladora has conducted in recent years (data considered as the 2011 average, except for Cubujuquí, which is a January 2013 data point); and the information for Suerkata from 2014 and Vara Blanca from 2015 was taken from the audited financial statements provided by the companies to ARESEP.

The Toro III plant is included in accordance with agreement 07-27-2015 of the acta of the extraordinary session of the Board of Directors held on June 22, 2015, in which the Board of Directors of Aresep requested the IE to "assess the inclusion of the Toro III Plant in determining said cost in setting the tariff for existing private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with the ICE." The inclusion of Toro III is considered pertinent, as it is a national plant with a capacity of less than 50 MW.

The Tres Ríos plant, included in previous settings, is excluded in accordance with communications from the ICE via official letter 0510-1077-2015, in which it indicates that it effectively decommissioned this production center because the plant reached the end of its useful life after approximately 60 years of technical and commercial operation.

The data were indexed with the Manufacturing Producer Price Index (IPP-MAN)1 to January 2016, and are converted to dollars of the current period using the average selling exchange rate of January 2016, because the tariff is expressed in this currency.

1 As of January 2015, the Banco Central de Costa Rica suspended the calculation of the Industrial Producer Price Index (IPPI) and publishes a producer price index with a more recent base, the IPP-MAN; this new indicator provides continuity to the IPPI series.

With this data, the operating cost (costo de explotación) was calculated as follows:

i. Operating cost data from the sample of hydroelectric plants operating in the country, of different installed capacities, are taken.

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

iii. The value of the aforementioned function corresponding to a 10 MW plant is used, which is the median value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.

iv. In each tariff setting, the new operating cost data that have been obtainable, corresponding to hydroelectric plants operating in the country, are incorporated.

The operating cost (CE) resulting from the procedure described above for a hydroelectric plant is US$165.96 per kW (see Anexo No. 2 and 3).

c. Fixed Capital Cost (CFC) Through the CFC component, investors are guaranteed returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the plant’s development attractive.

The CFC depends on the following variables:

i. Financial leverage (Apalancamiento) Financial leverage (apalancamiento) is used to estimate the relationship between debt and equity. The calculation will be made by determining a sample of leverage from electric plants, as far as possible similar to the plants intended to be tariffed.

For this sample, the weighted average by installed capacity of each plant is calculated. To perform the calculation, electricity project financing information available in Aresep’s databases is used. Thus, there is information on 2 hydroelectric projects directly from the ARESEP database and 22 data points from the 1st and 2nd Tenders of the ICE.

The IPP-MAN is available from January 2012, and the levels for the months prior to that date are calculated through a link with the IPPI variations.

The weighted average of the financial leverage (apalancamiento financiero) for the projects for which information is available is 73.98% (see Anexo No. 4).

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

 The Risk-Free Rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that for which the risk premium is calculated will be used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Therefore, the overall average of the risk-free rate for the last 5 years is 2.32% (see Anexo No. 5).

 Risk Premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used, which is available on the internet page of: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Therefore, the simple average of the risk premium for the last 5 years is 5.73% (see Anexo No. 6).

 Country Risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data denominated "Risk Premiums for the other markets" where country risk is called "Country Risk Premium." The values for this variable and the unlevered beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html Therefore, the simple average of the country risk for the last 5 years is 3.29% (see Anexo No. 7).

As indicated by RJD-027-2014, the information source chosen for the variables described above will be used consistently, regarding the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available).

 Relationship between debt and equity (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage (apalancamiento financiero). For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 in the section called leverage (apalancamiento) will be used (RJD-027-2014).

In this case, the leverage calculated in point i. above is used, which results in 73.98%.

 Unlevered Beta: The value of the unlevered beta (βd) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, but it is not possible to use an average of the last 60 months because the information source does not have monthly data, as it only calculates a beta using 5 years of data.

For this reason, the unlevered beta is obtained as the data point published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service industry "Utility General" in the United States of America, available from the internet page: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html The use of said indicator has already been analyzed in previous reports by this Intendencia, considering it to be the most representative for the national electricity sector.

Therefore, the value obtained is 0.36 (see Anexo No. 8). When levered, it results in a value of 1.08.

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

Therefore, the level of return is 11.79% (see Anexo No. 9).

iii. Interest rate The monthly average of the values from the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, is used.

The arithmetic average of the last sixty months, that is, from February 2011 to January 2016, for the aforementioned interest rate obtained is 8.95% (see Anexo No. 10).

iv. Economic life of the project (v) As established in resolutions RJD-152-2011 and RJD-027-2014, for the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model for defining the tariff. It is assumed that the economic life is half of the useful life of the project, estimated at 40 years.

v. Debt term (d) and contract term As established by resolution RJD-152-2011 and RJD-027-2014, the debt term is 20 years. It has been assigned this duration so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by law.

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

vii. Unit investment amount (M) The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.

The calculation is made using investment cost data for hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from four information sources:

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 produced by the Autoridad Reguladora on energy sales price settings to the ICE from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200. In recent years, the individual tariff settings requested that can be used in this sample are those for El Ángel (ET-169-2010) and Vara Blanca (ET-185-2010). For these data points, interest during the grace period was calculated so they would be comparable with the GTPIR data.

For El Ángel, a total investment of $10,324,715 was considered, as recorded in folio 882 of ET-169-2010, with a nominal capacity of 3.85 MW. The investment recognized by ARESEP for Vara Blanca was $7,196,016, as recorded in folio 325 of ET-185-2010, and its capacity is 2.65 MW. These amounts do not include interest for the grace period, so this was estimated as the equivalent of two years of interest on the average calculated investment value (the interest rate obtained by calculating the average for the year 2011 of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used).

c. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to the ICE, within the framework of Law No. 7200; this information is currently not available.

d. The tenders conducted to acquire energy from private generators.

Exclusion of extreme values:

The investment costs (indexed to January 2016) have an average of 2,899.5 US$/kW. According to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme atypical values using the limits established by the standard deviation of the data series. In a range constructed by two standard deviations above and below the average (1,311.4 US$/kW to 4,487.5 US$/kW), there are 4 elements outside these limits (HO-TABLON with 5,841.3 US$/kW, CR-TORITO with 4,502.0 US$/kW, CRPIEDRAS NEGRAS with 5,521.3 US$/kW, and CR-SARDINAL 1 with 5,230.8 US$/kW), which are considered atypical values and their exclusion from future analyses is recommended (see Anexo No. 11).

From the sample obtained with the information from the previous sources, the following was performed:

a. The sample is separated by ranges of installed capacity, into five groups, each corresponding to a range of 4 MW of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.

b. The investment cost for each of the projects included in the sample is updated with the United States Industrial Producer Index (IPP), specifically that for new constructions, series WPUIP2310001 from the Bureau of Labor Statistics. This index is used for two main reasons: its suitability by taking into account all parts of a hydroelectric plant, and for consistency with previous tariff settings.

The average investment cost of the plants included in each of the groups is obtained. The first group has 17 projects that have an average investment cost of 2,711.8 US$ per kW, the second group contains 22 projects and the average of these projects is 2,649.7 US$ per kW, the third group has 14 projects and the average is 2,877.6 US$ per kW, the fourth group contains 4 projects and the average is 2,627.5 US$ per kW, and the fifth group has 4 projects with an average of 3,044.9 US$ per kW. Due to the characteristics of the sample, interest during the grace period is included beforehand for the projects that did not include it.

Therefore, the unit investment amount is obtained as the arithmetic average of the average values of each of the plant groups, which is 2,782.3 US$ per kW (see Anexo No. 12).

Likewise, the Investment Factor is obtained, whose value is 0.1258 (see Anexo no. 13).

Finally, the value of the Fixed Capital Cost (CFC) is obtained by multiplying the two previous values, which is 349.95 US$ per kW.

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

i. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, which yields a result of 505.6 US$ per kW.

ii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation from point i above, that is, 2,782.3 US$ per kW + 505.6 US$ per kW = 3,287.9 US$ per kW.

iii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations from point i above, in other words, 2,782.3 US$ per kW - 3* 505.6 US$ per kW = 1,265.4 US$ per kW.

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

e. Calculation of the tariff Once all the variables have been calculated, they are entered into the sale tariff calculation formula, and the result is 0.1009 US$ per kW, with a maximum of 0.1134 US$ per kW and a minimum of 0.0636 US$ per kW (see Anexo No. 14).

f. Time-of-day and seasonal structure:

The time-of-day and seasonal structure used is the one approved by RJD-152-2011. The reference tariff structure for a hydroelectric electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:

Cuadro No. 1 Tariff structure for new hydroelectric plants (dollars / kWh)

| Alta | Mínimo Promedio Máximo | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.0911 0.1446 0.1624 | | Baja | Mínimo Promedio Máximo | 0.0607 0.0964 0.1083 | 0.0243 0.0386 0.0433 | 0.0152 0.0241 0.0271 | Temporada Alta: January to May Temporada Baja: June to December Fuente: Own elaboration by the Intendencia de Energía of ARESEP.

g. Currency in which the tariff will be expressed As established by resolution RJD-152-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and invoiced in United States of America dollars (US$ or $).

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

h. Adjustment of the tariff band values The values of the tariff band will be reviewed at least once a year, in accordance with what is established by Law No. 7593.

i. Obligation to submit information As established by RJD-152-2011, the new private hydroelectric generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied are obligated to annually present to Aresep the audited financial statements for the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made. The foregoing must be accompanied by the due justification linking them to the provision of the public service of electric energy supply in its generation stage.

j. Application of the methodology The result of the model is applicable to the tariff settings for energy sales to the ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of what is established by Chapter 1 of Law No. 7200, for those purchases/sales of electric energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Ley 7200 that are legally feasible and must be regulated by ARESEP, and for those purchases/sales of energy from new plants producing with non-conventional sources for which a specific methodology approved by the Autoridad Reguladora does not yet exist. The tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which no specific methodology exists is the tariff band estimated through this methodology, without considering the seasonal structure.

[.]

IV. CONCLUSIONS

1. Applying the tariff methodology approved for private hydroelectric generators, it is obtained that the plant factor is 58.36%; the average value of the financial leverage (apalancamiento financiero) is 73.98%; the return is 11.79%; the operating cost (costo de explotación) is 165.96 US$ per kW; and the average investment cost is 2,782.3 US$ per kW.

2. With the updating of the variables that make up the tariff methodology for new private hydraulic generation plants, the result is a lower band (lower limit) of 0.0636 US$ per kWh, an average tariff of 0.1009 US$ per kW, and an upper band (upper limit) of 0.1134 US$ per kW.

3. The tariff structure for hydraulic generation is:

Tariff structure for new hydroelectric plants (dollars / kWh)

| Alta | Mínimo Promedio Máximo | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.0911 0.1446 0.1624 | | Baja | Mínimo Promedio Máximo | 0.0607 0.0964 0.1083 | 0.0243 0.0386 0.0433 | 0.0152 0.0241 0.0271 | Temporada Alta: January to May Temporada Baja: June to December Fuente: Own elaboration by the Intendencia de Energía of ARESEP.

[.]

II.That regarding the oppositions presented at the public hearing, from the technical study 0585-IE-2016, which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:

[.]

1. The Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Alan Alvarado in his capacity as Special Administrative proxy, as demonstrated in the attached certification (folios 48 to 50), through ICE official letter 257-234-2016 of April 7, 2016, requests 4 petitions:

• a)The ICE requests that the maximum contracted power of each of the plants in the annual sample be used for the calculation of the average plant factor, as indicated in point No. 1 of the position document.
• b)Likewise, it requests correcting the table corresponding to the calculation of the average plant factor for the year 2015 (“FP” tab, file “Aplicación Tarifaria GPH Nuevas 2016 RJD-152-2011”) and using the average of 0.62 for 2015.
• c)On the other hand, it requests reviewing the data provided by the companies Suerkata S.R.L. and Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A. so that they respond to the cost-of-service principle.
• d)Finally, it requests making the modifications derived from the previous points and correcting the calculations to determine the corresponding tariff band.

The following are the responses to its arguments:

• a)The opponent is informed that, after the corresponding analysis of methodology RJD-152-2011 and its amendments, it is recommended not to accept the first petition of using the maximum contracted nameplates in the plant factor calculation, since the criterion used by the Intendencia is the one that best conforms to what is established in the methodological framework.

The referenced methodology RJD-152-2011 indicates: "The plant factor (fp) of a power station is defined as the quotient between the actual energy generated by the power station during a period (generally annually) and the energy generated if it had worked at full load during that same period, according to the nominal plant values identified for the different equipment." (emphasis not in original).

Since 2015, this Intendencia has been collecting a greater quantity and quality of data on the installed capacity of private hydroelectric generation plants through information received from the CENCE, such that for this tariff setting, the available information allows for identifying and differentiating the nominal nameplates with respect to the maximum contracted nameplates of private hydroelectric generation plants in Costa Rica.

That being the case, in accordance with the referenced methodology RJD-152-2011 and its amendments, as well as the database available at ARESEP, we proceed to update the calculation of the plant factor, using the nameplate values from the sample of private hydroelectric generation plants.

Therefore, in strict adherence to the methodology, it is considered that the objector is not correct.

• b)The objector is informed that the nameplate data and plant factor calculations for each of the plants considered in the preceding point have been reviewed and validated.
• c)The objector is informed that the case file shows that the Administrative Expenses and Operating Expenses data from the Audited Financial Statements have been reviewed for the Suerkata plants as of September 2014 and Vara Blanca as of September 2015, regarding the accounts that the methodology and Ley 7593 allow to be recognized as part of the operating costs (costos de explotación) in rate-setting, and therefore it is not recommended to accept this petition.

It is important to mention that, regarding operating costs (costos de explotación), the referenced methodology RJD-152-2011 states: [(.) The operating cost includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, taxes associated with profits, or earnings. (.)] As can be observed in the Excel file for this rate application, those accounts that are not related to the generation of electric energy from hydraulic sources have been excluded as operating costs (costos de explotación).

With respect to the amounts of the included accounts, the objector is informed that said amounts correspond to the Audited Financial Statements of both companies.

Finally, it is noted that said operating cost (costos de explotación) data for Suerkata and Vara Blanca form part of a sampling of operating cost data from plants similar to those being priced.

That is, the Suerkata and Vara Blanca data are not isolated but rather participate with their relative weight in the calculation of the average operating cost (costo de explotación) for new private hydroelectric generation plants.

Additionally, the objector is informed that this Intendancy has just completed the induction phase of the Regulatory Accounting project for Private Electric Energy Generators. Said project aims to make the regulated entity's information transparent and standardized with respect to the regulated activity.

• d)The objector is informed that the modifications deriving from the application of the preceding points have been made as indicated.

[.]

III.That in accordance with the findings and recitals set forth in the preceding resultandos and considerandos and on the merits of the proceedings, the appropriate action is to set the rate band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, as hereby ordered. POR TANTO

THE ENERGY INTENDANT, RESOLVES:

I.To set the rate band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, for those purchases and sales of electric energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and must be regulated by ARESEP, and for those purchases and sales of energy from new plants that produce with non-conventional sources for which a specific rate methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, at: a lower band (lower limit) of 0.0636 US$ per kWh, an average rate of 0.1009 US$ per kW, and an upper band (upper limit) of 0.1134 US$ per kW, and with a rate structure of:

High Season: January to May Low Season: June to December Source: Own elaboration by the Energy Intendancy of ARESEP.

II.To indicate that for those purchases and sales of energy from new plants that produce with non-conventional sources for which a specific rate methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, the rate structure proposed in the preceding recommendation will be applied.

III.To indicate to the new private hydroelectric generators to whom the rates established through this rate methodology RJD-152-2011 are applied, that they are obligated to annually present to ARESEP the audited financial statements for the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made; the foregoing must be accompanied by the due justification linking them to the provision of the public service of electric energy supply in its generation stage.

IV.To consider the various objections and coadjuvancies as having been analyzed and answered with the content of "Considerando II" of this resolution. To thank the various participants for their contributions to the rate-setting process.

In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is reported that the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed against this resolution. The revocation may be filed before the Energy Intendant, who is responsible for resolving it, and the appeal and review may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

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

RESULTANDO

CONSIDERANDO

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 055 Aplicación de la Metodología Tarifaria de Referencia para Plantas de Generación Privada Hidroeléctricas Nuevas Texto Completo acta: 10C669 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RIE-055-2016 DEL 03 DE MAYO DE 2016 APLICACIÓN ANUAL DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA HIDROELÉCTRICAS NUEVAS" ___________________________________________________________________________ ET-029-2016

I.Que el 10 de agosto de 2011 mediante la resolución RJD-152-2011, la Junta Directiva de la ARESEP aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante resoluciones RJD-161-2011 publicada en La Gaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta No. 74 del 17 de abril de 2012 y, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014.

II.Que el 30 de junio de 2015, mediante la resolución RIE-071-2015, el Intendente de Energía (IE) fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados con plantas hidroeléctricos nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 54 de la Gaceta No. 131 del 8 de julio del 2015.

III.Que el 8 de febrero de 2016, mediante resolución RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016, la Junta Directiva aprobó la "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables".

IV.Que el 07 de marzo de 2016, mediante oficio 0313-IE-2016/118347, la IE solicitó a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), la apertura del

anual de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", cuya propuesta se encuentra en el oficio 312-IE-2016/118346 (folios 2 a 21).

V.Que el 16 de marzo de 2016, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en el Alcance Digital No. 43 a la Gaceta, así como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 7 de abril de 2016 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.

VI.Que el 7 de abril de 2016 a las 17:15 horas, se llevó a cabo la respectiva audiencia pública. El 12 de abril de 2016, mediante el oficio 1326-DGAU-2016/120743, la DGAU emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias como resultado de la audiencia mencionada. Se recibió posición válida por parte de: Instituto Costarricense de Electricidad representado por el señor Guillermo Alan Alvarado en condición de apoderado Especial Administrativo cédula de identidad número 6-0162-0455.

VII.Que el 2 de mayo de 2016, mediante el oficio 0585-IE-2016, la Intendencia de Energía, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200.

I.Que del estudio técnico 0585-IE-2016, citado, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" según la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones aprobadas, incluyendo la más reciente aprobada mediante resolución RJD-017-2016 y la información más reciente obtenida de las fuentes establecidas en dicha metodología.

La fórmula general del modelo, se puede expresar mediante la siguiente ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:

CE + CFC = p * E Donde:

CE = Costos de Explotación CFC = Costo Fijo por Capital P = Precio de la Energía (variable de interés) E = Expectativas de ventas anuales (cantidad de energía) Por lo tanto, despejando el precio, tenemos:

p = (CE + CFC) / E 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.

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

a. Expectativas de ventas (E) Para estimar la variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad de energía a vender durante el año, se considera la siguiente ecuación:

E = C * 8760 * fp Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía) 8760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días) fp = factor de planta aplicable según fuente C = 1 (capacidad unitaria, simplificación del cálculo del modelo) Según la metodología RJD-152-2011, el valor del factor de planta (fp) 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 o más meses del respectivo año.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. También, 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. Para los años 2011 a 2013 se utilizó la información de la resolución RIE-101-2014, mientras que para los años 2014 y 2015 la información de potencia nominal suministrada por el CENCE y de las ofertas recibidas en las convocatorias realizadas por el ICE, ver cuadros adjuntos.

De acuerdo con lo establecido, el valor del factor de planta se calcula de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estima un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtiene el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, determinándose de esta manera el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria.

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica es de 58,36% (ver Anexo No. 1 y Posición del ICE abajo).

b. Costos de Entre los costos de explotación se consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

La metodología aprobada en la RJD-152-2011 indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

Para la determinación de la muestra del presente estudio se toma un límite de plantas de hasta 50 MW, aunque la metodología no establece un límite de potencia a utilizar, dicho criterio se definió con base en los principios de la ciencia y la técnica dispuestos en los artículos del 15 al 17 de la LGAP, ya que resulta de verificar las bases de datos con que cuenta esta entidad reguladora y de determinar los proyectos con capacidades más cercanas o parecidas a los que se desea tarifar en esta ocasión, siendo los mismos los menores a 50 MW; y por otra parte es consistente con criterios utilizados por esta intendencia en fijaciones de plantas parecidas como por ejemplo las fijaciones tarifarias para generadores de plantas existentes que firman un nuevo contrato con el ICE.

En ese contexto, la muestra utilizada para el cálculo de los costos de explotación consta de 11 plantas, según se indica: los datos de las plantas Echandi, La Garita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I y Toro III se tomaron del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015 (sin Estados Financieros Auditados) del ICE; la información de las plantas Cubujuquí, El Ángel y Sigifredo Solís se toman de las fijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años (datos considerados como promedio del 2011, excepto para Cubujuquí, que es un dato de enero 2013); y la información de Suerkata de 2014 y Vara Blanca de 2015 se tomó de los estados financieros auditados proporcionadas por las empresas a ARESEP.

Se incluye la planta Toro III de conformidad con el acuerdo 07-27-2015 del acta de sesión extraordinaria de la Junta Directiva celebrada el 22 de junio de 2015, en el cual la Junta Directiva de la Aresep le solicitó a la IE, "valorar la inclusión de la Planta Toro III en la determinación de dicho costo en la fijación de la tarifa para los generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE". Se considera pertinente la inclusión de Toro III, por tratarse de una planta nacional con una potencia menor de 50 MW.

Se excluye la planta Tres Ríos incorporada en anteriores fijaciones, de conformidad con lo comunicados por el ICE por medio del oficio 0510-1077-2015, en el cual indica que realizó el retiro efectivo de este centro de producción debido a que la planta cumplió su vida útil después de aproximadamente 60 años de operación técnica y comercial.

Los datos fueron indexados con el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN)1 al mes de enero de 2016, y se convierten a dólares del periodo actual con el tipo de cambio de venta promedio de enero de 2016, esto debido a que la tarifa está expresada en esta moneda.

1 A partir de enero 2015 el Banco Central de Costa Rica suspende el cálculo del índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al productor con una base más reciente, el IPP-MAN; este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI.

Con estos datos, el costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

i. Se toman los datos de costos de explotación de la muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

ii. Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

iii. Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley N°7200.

iv. En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.

El costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica es de 165,96 US$ por kW (ver Anexo No. 2 y 3).

c. Costo fijo por capital (CFC) Mediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.

El CFC depende de las siguientes variables:

i. Apalancamiento El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.

Para esa muestra, se calcula el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utiliza información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la Aresep. Así las cosas, se cuenta con información de 2 proyectos hidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la ARESEP y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE.

El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.

El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo No. 4).

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

 La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Por lo tanto, el promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,32% (ver Anexo No. 5).

 Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)", la cual está disponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,73% (ver Anexo No. 6).

 Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados "Risk Premiums for the other markets" en donde el riesgo país se denomina "Country Risk Premium". Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 3,29% (ver Anexo No. 7).

Según lo indica la RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas anteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).

 Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014).

En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 73,98%.

 Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, pero no es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos.

Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad de la industria "Utility General" en los Estados Unidos de América disponible de la página de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html El uso de dicho indicador ya ha sido analizado en informes anteriores de esta Intendencia, considerando que es el más representativo para el sector eléctrico nacional.

Por tanto, el valor obtenido es de 0,36 (ver Anexo No. 8). Al apalancarlo resulta un valor de 1,08.

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

Por tanto, el nivel de rentabilidad es de 11,79% (ver Anexo No. 9).

iii. Tasa de interés Se utiliza el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de febrero 2011 a enero 2016, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 8,95% (ver Anexo No. 10).

iv. Vida económica del proyecto (v) Según lo establecido en la resolución RJD-152-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.

v. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo establece la resolución RJD-152-2011 y la RJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.

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

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

El cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, 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 proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2010). Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.

Para El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715 según consta en el folio 882 del ET- 169-2010, con una capacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por la ARESEP a Vara Blanca fue de $7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculada (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular el promedio para el año 2011 de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados).

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, esta información actualmente no se tiene disponible.

d. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores privados.

Exclusión de los valores extremos:

Los costos de inversión (indexados a enero 2016) presentan un promedio de 2 899,5 US$/kW. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio (1 311,4 US$/kW a 4 487,5 US$/kW), se encuentran 4 elementos fuera de estos límites (HO-TABLON con 5 841,3 US$/kW, CR-TORITO con 4 502,0 US$/kW, CRPIEDRAS NEGRAS con 5 521,3 US$/kW y CR-SARDINAL 1 con 5 230,8 US$/kW), lo que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión de los análisis futuros (ver Anexo No. 11).

De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores, se realizó lo siguiente:

a. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8 MW, el de 8,1 MW a 12 MW, el de 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.

b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualiza con el Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie WPUIP2310001 del Bureau of Labbor Statistics. Se utiliza este índice por dos principales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por consistencia con las anteriores fijaciones tarifarias.

Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos. El primer grupo tiene 17 proyectos que en promedio tiene un costo de inversión de 2 711,8 US$ por kW, el segundo grupo contiene 22 proyectos y el promedio de estos proyectos es de 2 649,7 US$ por kW, el tercer grupo tiene 14 proyectos y el promedio es de 2 877,6 US$ por kW, el cuarto grupo contiene 4 proyectos y el promedio es de 2 627,5 US$ por kW y el quinto grupo tiene 4 proyectos con un promedio de 3 044,9 US$ por kW. Por las características de la muestra, los intereses durante el periodo de gracia se incluyen previamente a los proyectos que no los incluían.

Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria como el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es 2 782,3 US$ por kW (ver Anexo No. 12).

Asimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo valor es de 0,1258 (ver Anexo no. 13).

Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) multiplicando los dos valores anteriores, el cual es de 349,95 US$ por kW.

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

i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado 505,6 US$ por kW.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir, 2 782,3 US$ por kW + 505,6 US$ por kW = 3 287,9 US$ por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, en otras palabras, 2 782,3 US$ por kW - 3* 505,6 US$ por kW = 1265,4 US$ por kW.

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

e. Cálculo de la tarifa Una vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa de venta y el resultado es 0,1009 US$ por kW, con un máximo de 0,1134 US$ por kW y un mínimo de 0,0636 US$ por kW (ver Anexo No. 14).

f. Estructura horario-estacional:

La estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-152-2011. La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:

Cuadro No. 1 Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas (dólares / kWh) | Estación | Horario | Punta | Valle | Noche | | --- | --- | --- | --- | --- | | Alta | Mínimo Promedio Máximo | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.0911 0.1446 0.1624 | | Baja | Mínimo Promedio Máximo | 0.0607 0.0964 0.1083 | 0.0243 0.0386 0.0433 | 0.0152 0.0241 0.0271 | Temporada Alta: Enero a mayo Temporada Baja: Junio a Diciembre Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.

g. Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

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

h. Ajuste de los valores de la banda tarifaria Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.

i. Obligación de presentar información Como se establece mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada. Lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.

j. Aplicación de la metodología El resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y deben ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no existe aún una metodologías específica aprobada por la Autoridad Reguladora. La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para las que no exista una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante ésta metodología, sin considerar estructura estacional.

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos, se obtiene que el factor de planta es de 58,36%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la rentabilidad es del 11,79 %; el costo de explotación es de 165,96 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 2 782,3 US$ por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidráulicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,0636 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1009 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1134 US$ por kW.

3. La estructura tarifaria para la generación hidráulica es:

Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas (dólares / kWh) | Estación | Horario | Punta | Valle | Noche | | --- | --- | --- | --- | --- | | Alta | Mínimo Promedio Máximo | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.1519 0.2410 0.2707 | 0.0911 0.1446 0.1624 | | Baja | Mínimo Promedio Máximo | 0.0607 0.0964 0.1083 | 0.0243 0.0386 0.0433 | 0.0152 0.0241 0.0271 | Temporada Alta: Enero a mayo Temporada Baja: Junio a Diciembre Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.

[.]

II.Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del estudio técnico 0585-IE-2016, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

1. El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), cédula jurídica número 4-000-042139 representada por el señor Guillermo Alan Alvarado en condición de apoderado Especial Administrativo según demuestra en la certificación adjunta (folios 48 a 50) mediante oficio del ICE 257-234-2016 del 7 de abril de 2016, solicita 4 petitorias:

• a)El ICE solicita que se utilice la potencia máxima contratada de cada una de las plantas de la muestra anual para el cálculo del factor de planta promedio, según se indica en el punto N° 1 del documento de la posición.
• b)Asimismo, solicita corregir el cuadro correspondiente al cálculo de factor de planta promedio para el año 2015 (pestaña "FP", archivo "Aplicación Tarifaria GPH Nuevas 2016 RJD-152-2011") y utilizar el promedio de 0,62 para el 2015.
• c)Por otro lado, solicita revisar los datos proporcionados por las empresas Suerkata S.R.L. y Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A. para que respondan al principio del servicio al costo.
• d)Por último, solicita realizar las modificaciones derivadas de los puntos anteriores y corregir los cálculos para determinar la banda tarifaria correspondiente.

Las siguientes son las respuestas a sus argumentos:

• a)Se le indica al opositor que, luego del análisis correspondiente de la metodología RJD-152-2011 y sus modificaciones, se recomienda no acoger la primera petitoria de utilizar las placas máximas contratadas en el cálculo del factor de planta, ya que el criterio utilizado por la Intendencia es el que mejor se ajusta a lo establecido en el marco metodológico.

La metodología referida RJD-152-2011 indica: .El factor de planta (fp) de una central eléctrica se define como el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme los valores nominales de planta identificados para los diferentes equipos. (el resaltado no es del original).

Desde el año 2015, esta Intendencia ha venido recopilando una mayor cantidad y calidad de datos acerca de la capacidad instalada de las plantas de generación privada hidroeléctricas por medio de información recibida del CENCE, de tal manera que para la presente fijación tarifaria, la información disponible permite identificar y diferenciar las placas nominales con especto a las placas (máximas) contratadas de las plantas de generación privada hidroeléctricas de Costa Rica.

Así las cosas, de conformidad con la metodología referida RJD-152-2011 y sus modificaciones, así como también la base de datos disponibles en la ARESEP, se procede a actualizar el cálculo del factor de planta, con los valores de las placas nominales de la muestra de plantas de generación privada hidroeléctrica.

Por lo tanto, en estricto apego a la metodología, se considera que no lleva razón el opositor.

• b)Se le indica al opositor que se han revisado y validado los datos de placas y cálculos de factor de planta para cada una de las plantas consideradas en el punto anterior.
• c)Se le indica al opositor que en el expediente consta que se han revisado los datos de Gastos Administrativos y Gastos de Operación de los Estados Financieros Auditados para las plantas Suerkata a setiembre 2014 y de Vara Blanca a setiembre 2015, en cuanto a las cuentas que la metodología y la Ley 7593 permite reconocer como parte de los costos de explotación en la fijación tarifaria, por lo que no se recomienda acoger esta petitoria.

Es importante mencionar que, en cuanto a los costos de explotación, la metodología referida RJD-152-2011 dice: [(.) El costo de condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las utilidades, o ganancias. (.)] Como se puede observar en el archivo de Excel de esta aplicación tarifaria, se han excluido como costos de explotación aquellas cuentas que no tienen relación con la generación de energía eléctrica con fuente hidráulica.

Con respecto a los montos de las cuentas incluidas, se le indica al opositor que dichos montos corresponden a los Estados Financieros Auditados de ambas empresas.

Por último, se tiene que dichos datos de costos de un muestreo de datos de costos de explotación de plantas similares a tarifar.

Es decir, los datos de Suerkata y Vara Blanca no están aislados, sino que participan con su peso relativo en el cálculo del costo de explotación promedio para las plantas nuevas privadas de generación hidroeléctrica.

Adicionalmente, se le indica al opositor que, esta Intendencia acaba de terminar la etapa de inducción del proyecto de Contabilidad Regulatoria para los Generadores Privados de energía eléctrica. Dicho proyecto tiene como objetivo transparentar y estandarizar la información del regulado con respecto a la actividad regulada.

• d)Se le indica al opositor que se han realizado las modificaciones que se derivan de la aplicación de los puntos anteriores según lo indicado.

[.]

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se dispone. POR TANTO

EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora, en: una banda inferior (límite inferior) de 0,0636 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1009 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1134 US$ por kW, y con una estructura tarifaria de:

Temporada Alta: Enero a mayo Temporada Baja: Junio a Diciembre Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.

II.Indicar que para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la estructura tarifaria propuesta en la recomendación anterior.

III.Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.

IV.Tener por analizadas y respondidas las diferentes oposiciones y coadyuvancias con el contenido del "Considerando II" de la presente resolución. Agradecer a los diferentes participantes por sus aportes al proceso de fijación tarifaria.

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

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

RESULTANDO

CONSIDERANDO