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31/10/2017
OutcomeResultado
Sets purchase tariffs for existing private generators under Law 7200 that sign a new contract with ICE.Se fijan las tarifas de compra de electricidad para generadores privados existentes bajo la Ley 7200 que firmen nuevo contrato con el ICE.
SummaryResumen
This resolution by ARESEP's Energy Directorate sets the tariffs that ICE must pay to existing private generators under Law 7200 (Chapter I) entering into new electricity purchase agreements. It automatically applies the methodology approved by resolutions RJD-009-2010 and RJD-027-2014, determining a reference cost of US$0.0721 per kWh for hydroelectric plants. It calculates variables such as investment cost ($2,859.49/kW), operating cost ($117.51/kW), plant factor (52.62%), age factor (56.95%), and profitability (7.73%). It establishes time-of-use tariff structures for both hydroelectric and wind plants. It responds in detail to objections raised during a public hearing by generating companies and ICE, addressing disputes over data sources, treatment of administrative costs, applicable exchange rates, and the validity of the suspended methodology. It reiterates the generators' obligation to submit audited financial statements annually.Esta resolución de la Intendencia de Energía de la ARESEP fija las tarifas que el ICE debe pagar a los generadores privados existentes amparados en la Ley 7200 (Capítulo I) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad. Aplica de oficio la metodología aprobada por las resoluciones RJD-009-2010 y RJD-027-2014, determinando un costo de referencia de US$0,0721 por kWh para plantas hidroeléctricas. Calcula variables como costo de inversión ($2.859,49/kW), costo de explotación ($117,51/kW), factor de planta (52,62%), factor de antigüedad (56,95%) y rentabilidad (7,73%). Establece estructuras tarifarias diferenciadas por estación y horario para plantas hidroeléctricas y eólicas. Responde detalladamente a oposiciones presentadas en audiencia pública por empresas generadoras y el ICE, abordando controversias sobre fuentes de datos, tratamiento de costos administrativos, tipo de cambio aplicable y validez de la metodología suspendida. Reitera la obligación de los generadores de presentar estados financieros auditados anualmente.
Key excerptExtracto clave
IV. CONCLUSIONS 1. The investment cost is US$ 2,859.49 per kW, the operating cost is US$ 117.51 per kW, the age factor is 56.95%, the profitability is 7.73%, and the plant factor is 52.62%. 2. With the update of the variables that make up the "Methodology for setting tariffs for private generators (Law 7200) that enter into a new electricity purchase agreement with ICE", the resulting average tariff is $0.0721 per kWh. THEREFORE THE ACTING DIRECTOR OF THE ENERGY INTENDENCY HEREBY RESOLVES: l. Set the following tariffs for existing private generators that enter into a new electricity purchase agreement with the Costa Rican Electricity Institute (ICE)... Table No. 4 Tariff structure for existing hydroelectric plants (dollars/kWh)... Table No. 5 Tariff structure for existing wind plants (dollars/kWh)...IV. CONCLUSIONES 1. El costo de inversión es de US$ 2.859,49 por kW, el costo de explotación es de US$ 117,51 por kW, el factor de antigüedad es de 56, 95%, la rentabilidad es de 7,73% y el factor de planta es de 52, 62%. 2. Con la actualización de las variables que integran la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE", da como resultado una tarifa promedio de $0, 0721 por kWh. POR TANTO EL DIRECTOR CON RECARGO DE FUNCIONES DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA RESUELVE: l. Fijar las siguientes tarifas para los generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)... Cuadro No. 4 Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas existentes (dólares/kWh)... Cuadro No. 5 Estructura tarifaria para plantas eólicas existentes (dólares/kWh)...
Pull quotesCitas destacadas
"De la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder fijar tarifas se requiere de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta Intendencia no puede atribuirse."
"From a simple reading of the aforementioned rules it is possible to conclude that in order to set tariffs a methodology previously approved and in force by the Board of Directors is required, a function this Directorate cannot assume."
Considerando II, respuesta a oposición del ICE 2.a)
"De la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder fijar tarifas se requiere de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta Intendencia no puede atribuirse."
Considerando II, respuesta a oposición del ICE 2.a)
"La metodología RJD-009-2010 es omisa en cuanto a cuál tipo de cambio utilizar para efectos de cambio de moneda... el uso del tipo de cambio para convertir dólares a colones se basa en la dinámica de un mercado de divisas. El criterio de la Intendencia de Energía es el siguiente: a) si se requiere convertir colones a dólares, se aplica el tipo de cambio de venta; y, b) si se requiere convertir dólares a colones, se aplica el tipo de cambio de compra."
"The RJD-009-2010 methodology is silent regarding which exchange rate to use for currency conversion... the use of the exchange rate to convert dollars to colones is based on the dynamics of a currency market. The Energy Directorate's criterion is as follows: a) if colones need to be converted to dollars, the selling exchange rate is applied; and b) if dollars need to be converted to colones, the buying exchange rate is applied."
Considerando II, respuesta a oposición sobre tipo de cambio 6.a)
"La metodología RJD-009-2010 es omisa en cuanto a cuál tipo de cambio utilizar para efectos de cambio de moneda... el uso del tipo de cambio para convertir dólares a colones se basa en la dinámica de un mercado de divisas. El criterio de la Intendencia de Energía es el siguiente: a) si se requiere convertir colones a dólares, se aplica el tipo de cambio de venta; y, b) si se requiere convertir dólares a colones, se aplica el tipo de cambio de compra."
Considerando II, respuesta a oposición sobre tipo de cambio 6.a)
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throughout the entirety of the text - Complete Text of Norm 001 Ex officio application of the "Methodology for setting tariffs for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE" Complete Text of Record: 11BD04 REGULATORY AUTHORITY FOR PUBLIC SERVICES ENERGY SUPERINTENDENCY RIE-001-2017 at 14:42 hours on January 10, 2017 EX OFFICIO APPLICATION OF THE "METHODOLOGY FOR SETTING TARIFFS FOR PRIVATE GENERATORS (LEY 7200) THAT SIGN A NEW ELECTRICITY PURCHASE AND SALE CONTRACT WITH ICE" ET-071-2016
I.On May 7, 2010, through resolution RJD-009-2010, the "Methodology for setting tariffs for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE" was approved, published in La Gaceta No. 109 of June 7, 2010. Modified through resolution RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.
II.On December 11, 2015, through resolution RIE-124-2015, the Energy Superintendency resolved to set the current tariffs for existing private generators, which was published in Alcance No. 244 to La Gaceta No. 115 of December 16, 2015.
III.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 Methodologies for Setting Tariffs for Private Electric Energy Generators with Renewable Resources."
IV.On May 12, 2016, through agreement 06-27-2016 of the Board of Directors, it was ordered: "Suspend the application of the 'Modification of the Methodologies for Setting Tariffs for Private Electric Energy Generators with Renewable Resources'," said agreement was communicated to this Superintendency on May 24, 2016, through official communication 399-SJD-2016.
V.On May 12, 2016, through agreement 07-27-2016 of the Board of Directors, it ordered that: "(...) a comprehensive study be carried out of the 'Modification of the Methodologies for setting tariffs for private electric energy generators with renewable resources', approved through agreement 01-07-2016, of the record of session 7-2016, held on February 8, 2016, considering the observations and suggestions raised on this topic by the members of the Board of Directors and the adjusted version of the case be brought to its knowledge, for the pertinent purposes."
VI.On August 23, 2016, through official communication 700-RG-2016, the Regulador General appointed Mr. Mario Mora Quirós, Director of Energy with additional duties of the Energy Superintendency, effective from August 24, 2016, until November 30, 2016, and on November 15, 2016, through official communication 1035-RG-2016, extended said appointment from December 1, 2016, until the new Superintendent is appointed.
VII.On October 31, 2016, through official communication 1523-IE-2016/140613, the IE requested the Document Management Department to open the file, and (in the same communication), the General Directorate of User Services (Dirección General de Atención al Usuario, DGAU) for the respective explanatory note and call for a public hearing for the ex officio application of the "Methodology for setting tariffs for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE."
VIII.On November 10, 2016, the call for the public hearing was published in La Gaceta number 216, and one day later in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with December 12, 2016, being the scheduled date to hold said hearing.
IX.On December 12, 2016, at 17:15 hours, the respective public hearing was held. On October 24, 2016, through official communication 4322-DGAU-2016/145652, the DGAU issued the report on Oppositions and Co-adjuvancies of the aforementioned hearing.
X.On January 9, 2017, through technical report 28-IE-2017, the Energy Superintendency analyzed the present tariff adjustment proceeding and in said technical study recommended, among other matters, setting the tariffs for existing private generators that sign a new electricity purchase and sale contract with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
I.That from official communication 28-IE-2017, cited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:
[...]
1. Application of the methodology This section presents the detail of the ex officio application of the "Methodology for setting tariffs for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE" according to resolution RJD-009-2010 and its modification approved by resolution RJD-027-2014.
According to this tariff methodology, the respective tariff is calculated from the following equation:
The manner in which the calculation of each of the variables of said equation was performed is detailed below.
2. Operating Costs (Ca) The calculation of this value starts from the determination of a sample of operating costs (operation, maintenance, and administrative) of hydroelectric plants, as much as possible similar to the plants intended to be tariffed.
The sample is composed of operation, maintenance, and administrative costs of hydroelectric plants operating in the country with installed capacities greater than 1 MW and less than 50 MW.
According to the methodology under RJD-027-2014, if it is not possible to obtain updated information on operating costs, these may be updated according to the local producer price index, the official source for this being www.bccr.fi.cr.
The information and the sample used to calculate the operating costs consist of 11 plants, which are detailed below:
. Plants: Toro I, Toro III, Sandillal, Garita, Peñas Blancas and Echandi, taken from the 2015 Generation System Cost Report of the ICE, the values correspond to all months of 2015.
. Plants: El Ángel, Sigifredo Solís and Cubujuquí, are taken from tariff settings for private generators carried out by the Regulatory Authority in recent years, data considered as average for 2011, except for Cubujuquí, which is data from January 2013.
. Plants: Vara Blanca and Suerkata are taken from the corresponding Audited Financial Statements provided by the company, information as of September 2016.
According to the methodology approved through resolution RJD-009-2010 and RJD-027-2014, the operating cost (costo de explotación) represents the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses or financial expenses. The available information will be adjusted, as much as possible, to make it comparable on issues such as taxes, salaries, exchange rate, the value of money over time, etc.
In this context, the operating costs are adjusted as follows:
. ICE Plants: a proportion of the total administrative expenses is recognized, which is derived from the calculation based on information from the Suerkata plant, since said plant is, according to methodology RJD-009-2010: "In this case, it is information that is adjusted, as much as possible, to the reality of the plants being tariffed." Therefore, 88.64% of the total administrative expenses for the mentioned ICE hydroelectric plants is recognized. Operation and maintenance costs are included in their entirety.
. Plants: El Ángel, Sigifredo Solís and Cubujuquí. The value of these plants is taken from the last tariff setting (RIE-037-2015, ET-139-2014), which are expressed in dollars ($104.19, $131.01 and $80.09, respectively). To express them in colones, the average purchase exchange rate for 2011 (500.30/US$) is used for the 2011 data and the average purchase exchange rate for January 2013 (¢ 495.34/US$) for the January 2013 data.
. Vara Blanca and Suerkata: in accordance with the audited financial information presented by the company, the following accounts are excluded: Donations, Administrative Depreciation, Revaluation Depreciation, Personnel Food Expense, Depreciations, Household Goods, Corporate Taxes and Employee Meals. Therefore, only 88.64% of administrative expenses and operating expenses are considered.
According to the methodology, the operating cost information must be updated through the Industrial Producer Price Index (Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI) of Costa Rica; however, given that this index ceased to be calculated by the Banco Central de Costa Rica in December 2014 and that the Manufacturing Producer Price Index (Índice de Precios al Productor de la Manufactura, IPP-MAN) is calculated in its place, said index is used.
The Toro III plant is included in accordance with official communication 495-SJD-2015 and the Tres Ríos plant is excluded in accordance with official communication 0510-1077-2015 from ICE. For more information on this aspect, the reader is referred to the Operating Costs section of resolution RIE-124-2015.
Thus, the operating costs in colones of each plant are obtained at their respective original date, in order to index them by the corresponding index up to October 2016, and convert them to dollars using the average selling exchange rate of October 2016. The indexed operating cost in dollars for each of these plants is multiplied by the relative weight that the plant has according to its installed capacity1.
1 For the case of the installed capacity of the ICE's Toro III plant and considering the information contained in the ICE's 2015 Generation System Cost Report, half of its capacity (23.75 kW) is used to reflect the average operating cost per installed kW, according to an email from ICE dated August 17, 2016, sent by the Financial Planning Directorate to ARESEP.
These latter values are summed and result in the operating cost for this tariff setting.
The operating cost resulting from applying the described calculation method is $117.51 per kW (see Annex No. 1).
3. Investment Costs (I) The calculation of this value starts from the determination of a sample of the investment costs of electric plants, as much as possible similar to the plants intended to be tariffed.
The sample is composed of investment costs of hydroelectric plants with installed capacities greater than 1 MW and less than 50 MW.
The investment cost is the weighted average of the values of national and international plants according to the sample used. It is obtained from the sum of the product between the relative weight of the plant capacity of each project in relation to the total capacity of the sample.
According to the methodology, as with the update of the operating cost, if it is not possible to obtain updated information on investment costs, these may be updated according to the United States producer price index, using the website www.bls.gov for this purpose.
The information and the sample used to calculate the investment costs consist of 61 plants, information that was obtained from 4 information sources, as detailed:
. Regional Indicative Generation Expansion Plan. Period 2012-2027 of October 2012, published by the Central American Electrification Council-Regional Indicative Planning Working Group (Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional, CEAC-GTPIR).
. Data from private hydroelectric plants that requested tariff settings and for which the Regulatory Authority prepared technical reports are added. Information from the last tariff setting (RIE-037-2015, ET-139-2014) is used.
. The hydroelectric plants participating in ICE's Call for Bids No. 01-2012 are incorporated into the sample (information provided by ICE, Annex No. 2).
. The hydroelectric plants participating in Call for Bids No. 02-2014 (information provided by ICE, Annex No. 3).
The sample data from the Regional Indicative Generation Expansion Plan are updated to January 2011, the data from plants that requested tariff settings before ARESEP are updated to the year 2011, the data from ICE's first call for bids are as of October 2012 and those from the second call for bids as of February 2014, such that this information is indexed with the United States Producer Price Index (IPP-EEUU) for new constructions ("Inputs to new construction, goods") obtained from the "Bureau of Labor Statistics" (Series Id WPUIP2310001) for the last available month, which in this case is October 2016.
The investment costs (indexed to October 2016) present an average of 2,909.69 per kW. According to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme atypical values by means of limits established by the standard deviation of the data series. In a range made up of two standard deviations above and below the average (1,545.09 US$/kW to 4,274.29 US$/kW), two plants are found outside the indicated limits (projects coded HO-TABLON and CR-TORITO), which are considered atypical values and their exclusion from the present analysis is recommended (Annex No. 4).
Thus, the weighted average resulting from following the described calculation method is $2,859.49 per kW (see Annex No. 5).
4. Plant Factor The load factor (or plant factor) measures the average operating time of a plant or group of them.
To obtain the plant factor, only national private hydroelectric generation plants with information for the last three available years (2013-2015) are considered. Furthermore, plants that generated for at least 10 months of the year are taken into account.
According to the methodology, the plant factor is calculated for each plant using the following equation:
Fpi = kWh_i / (kW_i * 365 * 24) Where, kWh_i = is the annual generation, and, kW_i = is the installed capacity Then, the annual plant factor is obtained from the weighted average of the plant factors of the plants in the sample. The weighting is performed based on the installed capacity of each plant. And finally, the total plant factor is obtained from the weighted average of the annual plant factors, where the weighting is performed based on the installed capacity of each of the mentioned years.
Therefore, applying the described methods results in a plant factor of 52.62% (see Annex No. 6).
5. Age Factor (Xu) The age factor measures the average age of the plants, expressed in terms of their remaining value, given the time the plants have been in operation.
To calculate the age factor, only private (national) generation plants for which information is available for the last three years (2012-2014) are considered, according to the Regulatory Authority's database. The maximum age is 40 years because this is the accounting useful life of this type of asset.
According to the methodology, the age factor of the plants in the sample is estimated using the following formula:
Where, Vu = is the useful life of the plants for electric generation (40 years) Vo = is the average operation life Vr = is the residual life of the plants (10%) The operation life (Vo) of each plant is calculated as the difference between the date each plant began operation and December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation (December 2015). The average operation life of the sample or population is calculated as a weighted average of the ages of the different plants, weighted according to the installed capacity of each particular plant.
Therefore, applying the described methods results in an average operation life of 19.13 years (see Annex No. 7) and an age factor of 56.95% (see Annex No. 8).
6. Profitability The profitability level is determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information sources indicated in resolution RJD-027-2014.
As indicated by resolution 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 the 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).
. Risk-Free Rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States Treasury Bonds. The rate is used with the same maturity period for which the risk premium is calculated, 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 average risk-free rate for the last 5 years (from 2011 to 2015) is 2.32% (see Annex No. 9).
. Risk Premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" is used from the following address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.html The information for the last 5 years available at the setting date is from the year 2011 to the year 2015, with which the average is 5.73% (see Annex No. 10).
. Country Risk (RP): The value published for Costa Rica of the data called "Risk Premiums for the other markets" is considered, where country risk is called "Country Risk Premium," from the following address:
http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.
The country risk value used is 3.33%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Annex No. 11).
. Unlevered Beta (βd): The value of the unlevered beta is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address:
http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. 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 given beta. For this reason, the unlevered beta is obtained as the datum published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service of the "Utility General" industry in the United States of America available. This value must be levered according to methodology RJD-027-2014, however, since the debt is zero, the value of the unlevered beta is equal to that of the levered beta (βa).
The unlevered (levered) beta obtained is 0.3623 (see Annex No. 12).
. Debt-to-Equity Ratio (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. However, since the debt is zero, the value of the ratio is also zero.
. Income Tax Rate (t): defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Ley No. 7092.
Applying the formula described in resolution RJD-027-2014, which is, Ke = KL + βa * PR + RP Therefore, the profitability level is 7.73% (see Annex No. 13).
7. Proposed Reference Tariff (TR) From the data obtained in the preceding sections and the equation established in the corresponding tariff methodology, it is concluded that the reference tariff for an existing hydroelectric electricity generation plant must be adjusted to US$ 0.0721 per kWh, as detailed below:
Table No. 1 Calculation of the Reference Tariff
| Variables | Value |
|---|---|
| Investment ($/kW) | 2,859.5 |
| Operating Cost ($/kW) | 117.51 |
| Age Factor | 56.95% |
| Profitability | 7.73% |
| Year Hours (hours) | 8,760.0 |
| Plant Factor | 52.62% |
| Reference Tariff ($/kWh) | 0.0721 |
Source: Energy Superintendency 8. Tariff Structure The tariff structure applied to the reference tariff obtained from the proposed model will be the structure in effect for the electricity purchase tariff from ICE to private generation companies covered under Ley 7200 (Chapter I), according to the last setting carried out by the Regulatory Authority.
The reference tariff structure for an existing hydroelectric and wind electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-152-2011, is then:
Table No. 2 Tariff Structure for existing hydroelectric plants (dollars/kWh)
| Season/Schedule | Peak | Off-Peak Daytime | Night |
|---|---|---|---|
| High | 0.1721 | 0.1721 | 0.1033 |
| Low | 0.0688 | 0.0275 | 0.0172 |
Source: Energy Superintendency Table No. 3 Tariff structure for existing wind plants (dollars/kWh)
| High | 0.0956 |
|---|---|
| Low | 0.0383 |
Source: Energy Superintendency 9. Obligations of private generators Ley 7593, in its article 14, details the obligations of the service providers, specifically subsection a) establishes that said companies must: "Comply with the provisions issued by the Regulatory Authority regarding the provision of the service, in accordance with what is established in the respective laws and regulations." In subsection c) "Timely provide the Regulatory Authority with the information it requests, related to the provision of the service.", and subsection d) "Present, when the Regulatory Authority requires it, the accounting records of its operations, as provided by this law and its regulations." In this context, reiterate that private generators that sell electric energy to ICE under the protection of Ley 7200 will have the obligation to present to ARESEP audited financial statements, in which the sub-items that make up: operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses are detailed; as well as the due justification of the relationship that each expense has with the provision of the public service, which allows the Regulatory Authority to have the greatest and best amount of information necessary for adjusting the model to the real operating conditions of this sector.
As long as the information detailed in the previous paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority will calculate the model with the information available.
In this context, strengthening the Regulatory Accounting project being carried out by the Energy Superintendency together with private generators becomes relevant, so that in the short term, standard, comparable, and reliable financial information is available for regulatory purposes.
[...]
1. The investment cost is US$ 2,859.49 per kW, the operating cost is US$ 117.51 per kW, the age factor (factor de antigüedad) is 56.95%, the profitability is 7.73%, and the plant factor is 52.62%.
2. Updating the variables that make up the "Methodology for setting tariffs for private generators (Ley 7200) that sign a new electricity purchase and sale contract with ICE" results in an average tariff of $0.0721 per kWh. [...]
III.Regarding the public hearing, from the cited official communication 28-IE-2017, it is appropriate to extract the following:
[...]
1. Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., legal identification number 3-101-141401, represented by Mr. Esteban José Lara Erramouspe, identity card number 1-0785-0994, in his capacity as generalísimo attorney-in-fact, requests the following (folios 82 - 107):
2. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Atan Alvarado, identity card number 6-172-455, in his capacity as Special Administrative Attorney-in-Fact, requests the following (folios 108 - 140):
That the annual application of the "Tariff methodology for existing private generators" not be approved, without considering the modification contained in RJD-017-2016, as resolution RJD-009-2010 would be applied, which has an error that was corrected through resolution RJD-017-2016 that is suspended, consequently the application of said methodology is illegal, under penalty of the responsibilities that may arise.
Furthermore, ICE points out that the IE has a duty of disobedience derived from Article 109, subsection 3), since by failing to apply resolution RJD-017-2016 and instead applying the methodology contained in resolution RJD-009-2010, it would be executing an absolutely null act, consequently considered an abuse of power.
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
Preliminarily, we must indicate that the power to set tariffs for public services is the competence of Aresep and that it is an exclusive, exclusionary, non-waivable, non-transferable, and imprescriptible competence.
Notwithstanding the above, it must not be lost sight of that Article 15 of Decreto 29732 MP, which is the Reglamento a la Ley 7593, provides that to set tariffs, Aresep shall use models, which must be approved in accordance with the law.
The foregoing is consistent with what is established in the Reglamento interno de organización y funciones of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its deconcentrated body (RIOF), regarding the exercise of the competence for setting prices and tariffs for public services, which provides in its Article 17, subsection 1, that it is the function of the Intendencia de Energía to set tariffs by applying current models approved by the Board of Directors; and with what is established in the RIOF, regarding the competences of the Board of Directors of Aresep, which provides in its Article 6, subsection 16, that it is the function of that body to approve the methodologies to be applied in the various regulated sectors.
From a simple reading of the cited rules, it is possible to conclude that in order to set tariffs, a methodology previously approved and current by the Board of Directors is required, a function that this Intendencia cannot assume.
In view of this regulatory landscape, because the application of resolution RJD-017-2016 is suspended by agreement 06-27-2016 of the Board of Directors, the Intendencia is not empowered to set a tariff using this resolution, since doing so would imply assuming the competence to lift the suspension, implicitly or explicitly, of this modification, which, as we have seen, is a competence reserved to the Board of Directors, the highest regulatory body of Aresep and not to the IE.
This Intendencia does not ignore that the Autoridad Reguladora has exclusive and exclusionary competences to set tariffs and establish methodologies. It is also clear that it is an obligation of Aresep to set the tariffs and prices of regulated public services. But in order to fulfill these competences, the allocation of competences established in the RIOF must be respected, which establishes that the JD is responsible for approving tariff methodologies and the IE for setting tariffs based on the methodologies approved and current by that highest body.
3. Hidroeléctrica Platanar S.A., legal identification number 3-101-104185, represented by Omar Miranda Murillo, identification number 501650019, in his capacity as President with powers of a generalissimo proxy without limit of sum (visible on folios 141 to 161, 208 to 227):
i. That the data handled by Aresep in kilowatt-hours differ from the data published by the Cence for the years 2013, 2014, and 2015.
ii. Aresep does not justify the reason why, within its sample for determining the plant factor (factor de planta), it excludes the Volcán and Torito (BOT) plants for the year 2015.
iii. Aresep does not indicate the source of its database, where the correct source should be the Cence; the source must be clear to avoid discretion in the sample.
iv. In Anexo No. 6 of official communication 1521-IE-20161140609, they only reveal the averages for each year for the plant factor, but do not reveal which plants comprise the plant factor result.
v. Planta Santa Rufina exceeds 40 years of useful life, which is why we do not agree that it be considered within the calculation of the age factor (factor de antigüedad).
vi. That the current date of December 2016 be used for the calculation of the age factor (factor de antigüedad).
vii. It is not clear from Aresep the exclusion of the following administrative costs: Patronal Contribution to the Fondo Desarrollo, Patronal Contribution to the Instituto Mixto de Ayuda Social, these being real, legal, and obligatory costs to be paid by the employer.
viii. Said official communication is not part of the analysis proposed in official communication 1521-IE-20161140609.
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
i. Inform the opponent that the CENCE is the source of information for feeding the monthly database of electric power production from private generator plants.
As of the publication of RIE-44-2014, RIE-100-2014, and most recently RIE-089-2016, the Intendencia de Energía established a mechanism that standardizes the sending and receiving of statistical information from the regulated electric market. These resolutions dictate the form of processing the data used as a basis for decision-making at the regulatory level.
Prior to these resolutions, the transfer of information was done through different media and in different formats. Despite the foregoing, Aresep has always recorded the information sent by CENCE in its databases. However, the information in the ARESEP registry and the CENCE may show differences in the historical record, because the ARESEP registry is a static registry (fed only by the initial report).
ii. The Volcán plant is included with a nameplate capacity of 17,000 kW according to Aresep's databases. The Torito (BOT) plant is not included as it does not comply with what is established in methodology RJD-009-2010, section 3.4.1.: (...) "In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants being tariffed.", and in section 3.2.2.: (...) The data contained in the databases exclude extreme values5. (.) 5For example, plants with capacity below 1,000 kW and above 50,000 kW." iii. The opponent is referred to the response to subsection i. of this position.
iv. The calculations of official communication 1521-IE-2016 are found in digital file ET-071-2016 on folio 23 (CD), and the calculation file of this report will be added to the record.
v. Given that methodology RJD-009-2010 mentions in section "3.5.2. Source of Information: (...) For these purposes, a maximum age of 40 years will be considered, as it is the accounting useful life of these assets.", and mentions in section "3.5.4. Life in operation or age of the plant: (...) Note: the maximum period to be considered for Vo will be 40 years." And considering that the Santa Rufina plant is more than 40 years old, therefore a maximum of 40 years is considered as part of the age factor calculation.
vi. In methodology RJD-009-2010, it is mentioned in section "3.5.4.: The calculation of the age or life in operation (Vo) for each plant shall be estimated as the difference between the date each plant entered operation and December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation (...)." Given that file ET-071-2016, corresponding to this tariff application, was opened on October 31, 2016, December 31 of the year immediately prior to the tariff calculation therefore corresponds to December 31, 2015.
vii. In accordance with what is established in methodology RJD-009-2010, section 3.4.1. regarding sources of information for the calculation of operating costs (costos de explotación): "In this case, it is about information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants being tariffed.", and considering that the IE has new disaggregated information on operating and administrative costs from a similar plant, which is Suerkata with its Audited Financial Statements as of Sept-2016, and in turn considering the positions of the other opponents regarding the same section of this tariff application, the opponent is informed that after the exclusion of accounts related to "depreciation expenses and financial expenses, because according to the model's premises, it involves tariffing plants whose cost was already covered via tariffs through previous contracts" established by the aforementioned methodology, the resulting percentage of administrative costs as a calculation estimate is 88.64%.
viii. The response provided to the opposition of Vara Blanca in section III. 1.b) of this report, regarding official communication 949-RG-2016, is reiterated.
4. Plantas Eólicas Limitada, legal identification number 3-102-140259, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as generalissimo proxy (folio 162 to 176, 177 to 190, 191 to 207):
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
5. Mario Alvarado Mora, identity card No. 401290640, takes the floor:
6. Manrique Rojas Araya, identity card No. 108930107, takes the floor:
7. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identification number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 4-0129-0640, in his capacity as Generalissimo Proxy:
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
8. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., legal identification number 3-102-124093, represented by Mr. Ronald Álvarez Campos, identity card number 2-0530-0396, in his capacity as General Manager with powers of a generalissimo proxy without limit of sum:
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
9. Hidroeléctrica Caño Grande S.A., legal identification number 3-101-117981, represented by Mr. José Alberto Rojas Rodríguez, identity card number 2-0279-0612, in his capacity as President with powers of a generalissimo proxy without limit of sum:
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
10. El Embalse S.A., legal identification number 3-101-147487, represented by Mr. José Alberto Rojas Rodríguez, identity card number 2-0279-0612, in his capacity as President with powers of a generalissimo proxy without limit of sum:
Below is the response to the position raised in the public hearing process:
III.That in accordance with what is stated in the preceding operative and recital sections and in the merit of the record, it is appropriate to set tariffs for the existing private generators that sign a new power purchase agreement with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), as provided;
THE ACTING DIRECTOR OF THE INTENDENCIA DE ENERGÍA
I.To set the following tariffs for existing private generators that sign a new power purchase agreement with the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) at:
Table No. 4 Tariff structure for existing hydroelectric plants (dollars/kWh) Source: Intendencia de Energía
(Thus reformed the tariff structure for existing hydroelectric plants previously by resolution RIE-110-2017 of October 31, 2017)
Table No. 5 Tariff structure for existing wind plants (dollars/kWh) Source: Intendencia de Energía
(Thus reformed the tariff structure for existing wind plants previously by resolution RIE-110-2017 of October 31, 2017)
II.To reiterate to the private generators that sell electric power to ICE under Law 7200, that in accordance with what is established in resolution RJD-009-2010, they are obliged to submit audited financial statements annually to Aresep, detailing the sub-items comprising: individual operating and maintenance expenses, administrative expenses, and investment expenses; as well as due justification of the relationship each expense has with the provision of the public service, allowing the Autoridad Reguladora to have the greatest and best amount of information necessary for adjusting the model to the real operating conditions of this sector.
III.To indicate to the private generators that sell electric power to ICE under Law 7200, that failure to comply with what is established in resolution RJD-009-2010 will result in the respective documentation being forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.
In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública, LGAP), it is hereby reported that the ordinary remedies of reversal (revocatoria) and appeal (apelación), as well as the extraordinary remedy of review (revisión), may be filed against this resolution. The remedy of reversal (revocatoria) may be filed before the Energy Superintendent (Intendente de Energía), who is responsible for resolving it, and the remedies of appeal (apelación) and review (revisión) 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 reversal (revocatoria) and appeal (apelación) must be filed within a period of three business days, counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review (revisión) must be filed within the periods indicated in Article 354 of said law.
NOTIFY AND PUBLISH
WHEREAS:
WHEREAS:
POR TANTO
RESOLVES:
en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 001 Aplicación de oficio de la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE" Texto Completo acta: 11BD04 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-001-2017 a las 14:42 horas del 10 de enero de 2017 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS (LEY 7200) QUE FIRMEN UN NUEVO CONTRATO DE COMPRA Y VENTA DE ELECTRICIDAD CON EL ICE" ET-071-2016
l. Que el 7 de mayo del 2010, mediante resolución RJD-009-2010 , se aprobó la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE", publicada en La Gaceta Nº 109 del 7 de junio del 2010. Modificada mediante resolución RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 a La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014 .
II.Que el 11 de diciembre de 2015, mediante resolución RIE-124-2015, la Intendencia de Energía resolvió fijar las tarifas vigentes para los generadores privados existentes, la cual fue publicada en el Alcance No. 244 a La Gaceta No. 115 del 16 de diciembre 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 /as Metodologías de Fijación de Tarifas para Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables ".
IV.Que el 12 de mayo de 2016 mediante acuerdo 06-27-2016 de la Junta Directiva, se dispuso: "Suspender la aplicación de la "Modificación de las Metodologías de Fijación de Tarifas para Generadores Privados de Energía Eléctrica con Recursos Renovables", dicho acuerdo fue comunicado a esta Intendencia el 24 de mayo de 2016, mediante oficio 399-SJD-2016.
V.Que el 12 de mayo de 2016 mediante acuerdo 07-27-2016 de la Junta Directiva, dispuso que se: "(...) lleve a cabo un estudio integral de la "Modificación de las Metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables", aprobada mediante el acuerdo 01-07-2016, del acta de la sesión 7-2016, celebrada el 8 de febrero de 2016, considerando las observaciones y sugerencias planteadas en este tema por los miembros de la Junta Directiva y se eleve a conocimiento la versión ajustada del caso, para los fines pertinentes" .
VI.Que el 23 de agosto de 2016, mediante el oficio 700-RG-2016, el Regulador General nombró al señor Mario Mora Quirós, Director de Energía con recargo de funciones de la Intendencia de Energía, a partir del 24 de agosto del 2016 hasta el 30 de noviembre de 2016, y el 15 de noviembre de 2016 , mediante el oficio 1035-RG-2016, prorrogó dicho nombramiento del 1 de diciembre del 2016 hasta que se nombre al nuevo Intendente.
VII.Que el 31 de octubre del 2016, mediante oficio 1523-IE-2016/140613, la IE solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del expediente, y (en el mismo oficio), a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y convocatoria a audiencia pública para la aplicación de oficio de la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE".
VIII.Que el 10 de noviembre del 2016, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en la Gaceta número 216 , y un día después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 12 de diciembre del 2016 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.
XI.Que el 12 de diciembre del 2016 a las 17:15 horas, se llevó a cabo la respectiva audiencia pública. El 24 de octubre del 2016, mediante el oficio 4322-DGAU-2016/1 45652, DGAU emitió el informe de Oposiciones y Coadyuvancias de la audiencia mencionada.
X.Que el 9 de enero de 2017, mediante el informe técnico 28-IE-2017, la Intendencia de Energía, analizó la presente gestión de ajuste tarifaría y en dicho estudio técnico recomendó; entre otros asuntos, fijar las tarifas para los generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
l. Que del oficio 28-IE-2017, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[...]
//. ANÁLISIS DEL ASUNTO 1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE" según la resolución RJ0-009-2010 y su modificación aprobada por la resolución RJ0- 027-2014.
Según esta metodología tarifaria, la respectiva tarifa se calcula a partir de la siguiente ecuación:
A continuación se detalla la forma en que se realizó el cálculo de cada una de las variables de dicha ecuación.
2. Costos de explotación (Ca) El cálculo de este valor parte de la determinación de una muestra de /os costos de explotación (operación, mantenimiento y administrativos) de plantas hidroeléctricas, en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.
La muestra está conformada por costos de operación, mantenimiento y administrativos de plantas hidroeléctricas que operan en el país de capacidades instaladas mayores a 1MW y menores a 50 MW.
Según la metodología a RJ0-027-2014, si no es posible obtener información actualizada de los costos de el índice de precios al productor local, siendo la fuente oficial para esto www.bccr.fi.cr.
La información y la muestra utilizada para calcular los costos de explotación, consta de 11 plantas, que se detallan a continuación:
. Plantas: Toro I, Toro III, Sandilla/, Garita, Peñas Blancas y Echandi, tomadas del Informe de Costos del Sistema de Generación 2015 del ICE, /os valores corresponden a todos /os meses del 2015.
. Plantas: El Ángel, Sigifredo Solís y Cubujuquí, son tomadas de fijaciones tarifarías 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.
. Plantas: Vara Blanca y Suerkata se toman de los Estados Financieros Auditados correspondientes y proporcionados por la empresa, información a setiembre 2016.
De acuerdo con la metodología aprobada mediante resolución RJD-009-2010 y la RJD-027-2014, el costo de explotación representa /os costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación ni gastos financieros. La información disponible será ajustada, en la medida de lo posible, para hacerla comparable en temas tales como los impuestos, salarios, tipo de cambio, el valor del dinero en el tiempo, etc.
En este contexto, los costos de explotación se ajustan de la siguiente manera:
. Plantas ICE, se reconoce una proporción del total de gastos administrativos, el cual se deriva del cálculo a partir de la información de la planta Suerkata, ya que dicha planta es, según la metodología RJD- 009-2010: "En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar." Por lo tanto, se reconoce el 88,64% del total de los gastos administrativos para las plantas hidroeléctricas del ICE mencionadas. Los costos de operación y mantenimiento son incluidos en su totalidad.
. Plantas: El Ángel, Sigifredo Salís y Cubujuquí. El valor de estas plantas se toma de la última fijación tarifaria (RIE-037-2015, ET-139-2014), /os cuales están expresados en dólares ($104,19, $131,01 y $80,09, respectivamente), para expresarlos en colones se utiliza el tipo de cambio de compra promedio del 2011 (500,30/US$) para /os datos del 2011 y el tipo de cambio de compra promedio de enero 2013 (r/ 495,34/US$) para /os datos de enero 2013.
. Vara Blanca y Suerkata, de conformidad con la información financiera auditada presentada por la empresa, se excluye /as siguientes cuentas: Donaciones, Depreciación administrativa, Revaluación Depreciación, Gasto Alimentación Personal, Depreciaciones , Menaje de casa, Impuestos a Sociedades y alimenta Empleados, por lo que se considera únicamente el 88,64 % de los gastos administrativos y de los gastos de operación.
Según la metodología, la información de costos de explotación se debe actualizar por medio del Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) de Costa Rica; sin embargo, dado que este índice dejó de ser calculado por el Banco Central de Costa Rica en diciembre del 2014 y que en su lugar se calcula el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN), se utiliza dicho índice.
Se incluye la planta Toro III de conformidad con el oficio 495-SJD-2015 y se excluye la planta Tres Ríos de conformidad con el oficio 0510-1077-2015 del ICE. Para más información de este aspecto, se remite al lector al apartado de Costos de Explotación de la resolución RIE-124-2015 .
Así /as cosas, se obtienen los costos de explotación en colones de cada planta en su respectiva fecha original, para así indexarlos por el índice correspondiente hasta octubre de 2016, y convertirlos a dólares con el tipo de cambio de venta promedio de octubre 2016. El costo de que .
tiene la planta según su capacidad instalada1 1 Para el caso de la capacidad instalada de la planta Toro III del ICE y considerando la información que contiene el Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015 del ICE, se utiliza la mitad de su capacidad (23,75 kW) para reflejar el costo de explotación promedio por kW instalado, según correo del ICE del día 17 de agosto de 2016 enviado por la Dirección de Planificación Financiera a la ARESEP .
Estos últimos valores se suman y da como resultado el costo de explotación para esta fijación tarifaría.
El costo de explotación que resulta de aplicar el método de cálculo descrito es de $117, 51 por kW (ver anexo No. 1) .
3. Costos de Inversión (/) El cálculo de este valor parte de la determinación de una muestra de los costos de inversión de plantas eléctricas, en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.
La muestra está conformada por costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas mayores a 1MW y menores a 50 MW El costo de inversión es el promedio ponderado de los valores de plantas nacionales e internacionales según la muestra utilizada. Se obtiene de la sumatoria del producto entre el peso relativo de la capacidad de la planta de cada proyecto con relación a la capacidad total de la muestra.
Según la metodología, al igual que con la actualización del costo de explotación, si no es posible obtener información actualizada de los costos de inversión, estos se podrán actualizar de acuerdo al índice de precios al productor de los Estados Unidos, utilizando para esto la página web www.bls.gov.
La información y la muestra utilizada para calcular los costos de inversión, consta de 61 plantas, información que fue obtenida de 4 fuentes de información, según se detalla:
. Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Período 2012- 2027 de octubre de 2012, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (CEAC-GTPIR).
. Se adicionan los datos de plantas hidroeléctricas privadas que solicitaron fijaciones tarifarías y delos cuales la Autoridad Reguladora realizó informes técnicos, se utiliza información de la última fijación tarifaria (RIE-037-2015, ET-139-2014).
. Se incorporan a la muestra las plantas hidroeléctricas participantes en la Convocatoria Nº 01-2012 del ICE (información aportada por el ICE, anexo No. 2).
. Las plantas hidroeléctricas participantes de la Convocatoria Nº 02-2014 (información aportada por el ICE, anexo No. 3).
Los datos de la muestra provenientes del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación se encuentran actualizados a enero 2011, /os datos de plantas que solicitaron fijaciones tarifarías ante la Aresep se encuentran actualizadas al año 2011, /os datos de la primera convocatoria del ICE se encuentran a octubre 2012 y los de la segunda convocatoria a febrero 2014, de forma tal que esta información se indexa con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos (IPP-EEUU) para construcciones nuevas ("lnputs to new construction, godos') obtenido del "Bureau of Labor Statistics" (Series Id WPUIP2310001) del último mes disponible, que en el presente caso es de octubre de 2016.
Los costos de inversión (indexados a octubre de 2016) presentan un promedio de 2.909,69 por kW Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante 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 (1.545,09 US$/kW a 4.274,29 US$/kW), se encuentran dos plantas fuera de /os límites indicados (proyectos código HO- TABLON y CR-TORITO), que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión del presente análisis (anexo No. 4).
Así /as cosas, el promedio ponderado que resulta de seguir el método de cálculo descrito es de $2.859,49 por kW (ver anexo No. 5).
4. Factor de planta El factor de carga (o de planta) mide el promedio del tiempo de operación de una planta o conjunto de ellas.
Para obtener el factor de planta, se consideran únicamente /as plantas privadas nacionales de generación hidroeléctrica con información para los últimos tres años disponibles (2013-2015). Asimismo, se toma en cuenta las plantas que generaron durante al menos 10 meses del año.
Según la metodología, el factor de planta se calcula para cada planta haciendo uso de la siguiente ecuación:
Fpi= kW hí __ (kWí * 365 * 24) Donde, kWhi = es /a generación anual, y, kWi = es /a capacidad instalada Luego, el factor de planta anual se obtiene del promedio ponderado de /os factores de planta de las plantas de la muestra. La ponderación se realiza con base en la capacidad instalada de cada planta. Y por último, el factor de planta total se obtiene del promedio ponderado de los factores de planta anuales, donde la ponderación para se realiza con base en la capacidad instalada de cada uno de los años mencionados.
Por lo tanto, aplicando los métodos descritos, da como resultado un factor de planta de 52,62% (ver anexo No.6).
5. Factor de antigüedad (Xu) El factor de antigüedad mide la antigüedad promedio de las plantas, expresadas en función de su valor remanente, dado el tiempo en que las plantas han estado en operación.
Para calcular el factor de antigüedad se considera únicamente las plantas de generación privada (nacionales) de las que se tenga información disponible para tos últimos tres años (2012-2014), según la base de datos de la Autoridad Reguladora. La antigüedad máxima es de 40 años debido a que es la vida útil contable de este tipo de activos.
Según la metodología, el factor de antigüedad de las plantas de la muestra, se estima por medio de la siguiente fórmula:
Donde, Vu = es la vida útil de las plantas para generación eléctrica (40 años) Vo = es la vida en operación promedio Vr = es la vida residual de /as plantas (10%) La vida en operación (Vo) de cada planta se calcula como la diferencia entre la fecha en que cada planta entró a operar y el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas (diciembre 2015). El promedio de la vida en operación de la muestra o población se calcula como un promedio ponderado de las antigüedades de las diferentes plantas, ponderadas según la capacidad instalada de cada planta en particular.
Por lo tanto, aplicando los métodos descritos, da como resultado una vida en operación promedio de 19,13 años (ver anexo No. 7) y un factor de antigüedad de 56,95% (ver anexo No. 8).
6. Rentabilidad El nivel de rentabilidad está 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.
Según lo indica la resolución 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 /as 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).
. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza 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 .federa/ reserve.qovl datadown load!Bui/ d.aspx? rel=H 15.
Por lo tanto, el promedio de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años (de 2011 a 2015) es de 2,32% (ver anexo No. 9).
. Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada "lmplied Premium (FCFE)" de la siguiente dirección: http://peop le.stern. ny u.ed u/ada modar/New Home Paqeldatafi/el implpr. h tml La información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación son del año 2011 al año 2015, con los cuales el promedio es de 5,73% (ver anexo No. 10).
. Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, de la siguiente dirección:
http://people.stern. nvu. eduladamodar/New Home Page/ datafile/ctrypre m.html.
El valor del riesgo país utilizado es de 3,33%, que corresponde al promedio de /os últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica (ver anexo No. 11).
. Beta desapalancada (βd): El valor de la beta desapalancada se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección:
http://p eople.stern.n yu.eduladamodar! New Home Page/datafile/Betas .html. No es posible utilizar un promedio de /os últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta dado. 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. Este valor debe ser apalancado según la metodología RJD-027-2014, sin embargo, al ser la deuda cero, el valor del beta desapalancado es igual al del beta apalancado ({3a).
El beta desapalancado (apalancado) obtenido es de 0,3623 (ver anexo No. 12).
. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Sin embargo, al ser la deuda cero, el valor de la relación es de también cero.
. Tasa de impuesto sobre la renta (t): 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.
Aplicando la fórmula descrita en la resolución RJ0-027-2014, la cual es, Ke = K L +βa * PR + RP Por lo tanto, el nivel de rentabilidad es de 7,73% (ver anexo No. 13).
7. Tarifa de referencia propuesta (TR) De los datos obtenidos en los apartados precedentes y la ecuación establecida en la metodología tarifaria correspondiente, se concluye que la tarifa de referencia de una planta de generación de electricidad hidroeléctrica existente se debe ajustar a US$ 0,0721 por kWh, tal y como se detalla:
Cuadro No. 1 Cálculo de la Tarifa de Referencia
| Variables | Valor |
|---|---|
| Inversión ($/kW) | 2.859,5 |
| Costo Explotación ($/kW) | 117,51 |
| Factor de Antigüedad | 56,95% |
| Rentabilidad | 7,73% |
| Horas Año (horas) | 8.760,0 |
| Factor de Planta | 52,62% |
| Tarifa de Referencia ($/kWh) | 0,0721 |
Fuente: Intendencia de Energía 8. Estructura tarifaria La estructura tarifaria que se aplica a la tarifa de referencia obtenida a partir del modelo propuesto, será la estructura vigente para la tarifa de compra de energía eléctrica del ICE a /as empresas de generación privada amparadas a la Ley 7200 (Capítulo I), según la última fijación realizada por la Autoridad Reguladora.
La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica y eólica existentes, según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-152-2011 , es entonces:
Cuadro No. 2 Estructura tarifaría para plantas hidroeléctricas existentes (dólares/kWh)
| Estación/Horario | Punta | Valle | Noche |
|---|---|---|---|
| Alta | 0,1721 | 0,1721 | 0,1033 |
| Baja | 0,0688 | 0,0275 | 0,0172 |
Fuente: Intendencia de Energía Cuadro No. 3 Estructura tarifaría para plantas eólicas existentes (dólareslkWh) Alta 0,0956 Baja 0,0383 Fuente: Intendencia de Energía 9. Obligaciones de los generadores privados La Ley 7593, en su artículo 14 detalla las obligaciones de los prestadores, específicamente el inciso a) establece que dichas empresas deben: "Cumplir con las disposiciones que dicte la Autoridad Reguladora en materia de prestación del servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y los reglamentos respectivos." En el inciso c) "Suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora, la información que les solicite, relativa a la prestación del servicio.", y el inciso d) "Presentar, cuando la Autoridad reguladora lo requiera, los registros contables de sus operaciones, conforme lo disponen esta ley y sus reglamentos." En este contexto, reiterar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de Ja Ley 7200 tendrán la obligación de presentar a la ARESEP estados financieros auditados, en los cuales se detalle las subpartidas que componen: gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual; así como la debida justificación de la relación que cada gasto tiene con la prestación del servicio público, que permita a la Autoridad Reguladora disponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales de este sector.
Mientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga.
En este contexto adquiere relevancia fortalecer el proyecto de Contabilidad Regulatoria que está llevando a cabo la Intendencia de Energía junto con los generadores privados, de tal forma que en el corto plazo se cuente con información financiera estándar, comparable y confiable para efectos regulatorios.
[ ...]
1. El costo de inversión es de US$ 2.859,49 por kW, el costo de explotación es de US$ 117,51 por kW, el factor de antigüedad es de 56, 95%, la rentabilidad es de 7,73% y el factor de planta es de 52, 62%.
2. Con la actualización de las variables que integran la "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE", da como resultado una tarifa promedio de $0, 0721 por kWh. [...}
[...]
1. Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., cédula de persona jurídica 3- 101-141401, representada por el señor Esteban José Lara Erramouspe, cédula de identidad número 1-0785-0994, en su condición de apoderado generalísimo, solicita lo siguiente (folios 82 - 107):
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
A la fecha este informe no ha sido conocido por la Junta Directiva, por lo tanto este no es el momento procesal oportuno para pronunciarse sobre dicho estudio, el cual no puede ser modificado por la !E por falta de competencia para ello.
2. Instituto Costarricense de Electricidad , cédula de persona jurídica 4- 000-042139, representada por el señor Guillermo Atan A/varado, cédula de identidad número 6-172-455, en su condición de Apoderado Especial Administrativo, solicita lo siguiente (folios 108 - 140):
Así /as cosas, la Aresep dejó sin efecto un acto, en violación al principio de legalidad y en clara afectación a los derechos subjetivos de los usuarios.
Que no se apruebe la aplicación anual de "Metodología tarifaria para generadores privados existentes'', sin tomar en consideración la modificación contenida en la RJD-017-2016 por cuanto se estaría aplicando la resolución RJD-009-2010 la cual tiene un error que fue corregido mediante resolución RJD-017-2016 que se encuentra suspendido, en consecuencia es ilegal la aplicación de dicha metodología, so pena de las responsabilidades que puedas generarse.
Además señala el ICE que por parte de la IE existe un deber de desobediencia derivada del artículo 109 inciso 3), pues al dejar de aplicar la resolución RJD-017-2016 y en su lugar aplicar la metodología contenida en la resolución RJD-009 -2010, estaría incurriendo en la ejecución de un acto absolutamente nulo y en consecuencia considerado como abuso de poder.
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
Preliminarmente, debemos indicar que la potestad de fijar tarifas en servicios públicos, es competencia de la Aresep y que la misma resulta ser una competencia exclusiva, excluyente, irrenunciable, intransmisible e imprescriptible.
No obstante lo anterior, no debe perderse de vista que el artículo 15 del Decreto 29732 MP, que es el Reglamento a la Ley 7593, dispone que para fijar tarifas, la Aresep utilizará modelos, los cuales deben ser aprobados de acuerdo con la ley.
Lo anterior es consistente con lo establecido en el Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en cuanto al ejercicio de la competencia de fijación de precios y tarifas de los servicios públicos, que dispone en su artículo 17 inciso 1, que es función de la Intendencia de Energía fijar tarifas aplicando modelos vigentes aprobados por la Junta Directiva; y lo establecido en el RIOF, en cuanto a /as competencias de la Junta Directiva de Aresep, que dispone en su artículo 6 inciso 16, que es función de ese órgano, aprobar las metodologías que se aplicarán en los diversos sectores regulados.
De la simple lectura de las normas señaladas es posible concluir que para poder fijar tarifas se requiere de una metodología previamente aprobada y vigente por la Junta Directiva, función que esta Intendencia no puede atribuirse.
Ante este panorama normativo, por estar suspendida la aplicación de la resolución RJD-017-2016 , mediante acuerdo 06-27-2016 de la Junta Directiva, la Intendencia no está facultada para fijar una tarifa utilizando esta resolución, ya que de hacerlo, implicaría arrogarse la competencia de levantar la suspensión, de forma implícita o explícita, de esta modificación, que como vimos, es una competencia reservada a la Junta Directiva, máximo órgano de regulación de la Aresep y no a la IE.
Esta Intendencia no desconoce que la Autoridad Reguladora tiene competencias exclusivas y excluyentes para fijar tarifas y establecer las metodologías . Igualmente se tiene claro que es una obligación de la Aresep, fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos regulados. Pero para poder cumplir con dichas competencias, se tiene que respetar la asignación de competencias establecidas en el RIOF, que establece que le corresponde a la JD aprobar las metodologías tarifarias y a la IE, fijar tarifas con base en las metodologías aprobadas y vigentes por ese máximo órgano.
3. Hidroeléctrica Platanar S.A., cédula de persona jurídica número 3-101- 104185, representada por Ornar Miranda Murillo, cédula número 501650019, en su condición de Presidente con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (visible a folios 141 al 161, 208 al 227):
i. Que /os datos que maneja la Aresep en kilovatio hora, difieren de /os datos publicados por el Cence para /os años 2013, 2014 y 2015.
ii. La Aresep nojustifica la razón del por qué, dentro de su muestra de determinación del factor de planta, excluye las plantas Volcán y Torito (BOT) para el caso del año 2015.
iii. Aresep no indica cuál es la fuente de su base de datos, donde lo correcto es que dicha fuente sea el Cence, debe quedar claro la fuente para no crear discrecionalidad de la muestra.
iv. En el Anexo No. 6 del oficio 1521-IE-20161140609, so/o revelan /os promedios de cada año para el factor de planta, pero no revelan cuales plantas componen el resultado del factor de planta b) Factor de Antigüedad :
v. Planta Santa Rutina sobrepasa /os 40 años de vida útil, razón por la cual no estamos de acuerdo en que sea considera [sic] dentro del cálculo del factor de antigüedad.
vi. Que se utilice la fecha actual de diciembre de 2016 para el cálculo del factor de antigüedad.
vii. No queda claro por parte de Aresep la exclusión de los siguientes costos administrativos: Contribución Patronal al Fondo Desarrollo, Contribución Patronal al Instituto mixto de Ayuda Social, siendo dichos costos reales, legales y obligatorios de cancelación por parte del patrono.
viíi. Dicho oficio no forma parte del análisis propuesto en el oficio 1521-IE-20161140609.
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
i. Indicarle al opositor que es el CENCE la fuente de información para el abastecimiento de la base mensual de datos de producción eléctrica de la plantas de generadores privados .
A partir de la publicación de la RIE-44-2014, RIE-100-2014 y más reciente la RIE-089-2016, la Intendencia de Energía instruyó un mecanismo que estandariza el envío y recepción de información estadística del mercado eléctrico regulado. Estas resoluciones dictan la forma del procesamiento de /os datos utilizados como base para la toma de decisiones a nivel regulatorio.
Previo a estas resoluciones, el trasiego de información se trasegaba por diferentes medios y en distintos formatos. A pesar de lo anterior Aresep siempre ha registrado la información enviada por CENCE en sus bases de datos. Sin embargo la información en el registro de ARESEP y el CENCE puede presentar diferencias en el histórico, esto debido a que el registro de ARESEP es un registro estático (alimentado solo por el reporte inicial).
ii. Se incluye la planta Volcán con una placa de 17.000 kW según las bases de datos de Aresep. No se incluye a la planta Torito (BOT) ya que no cumple con lo establecido en la metodología RJD-009-2010 apartado 3.4. 1.: (.. .) "En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.", y en el apartado 3.2.2.: (...) Los datos contenidos en las bases de datos excluyen .
/os valores extremos5. (.) 5Por ejemplo, las plantas con capacidad inferior a 1.000 kW y superior a 50.000 kW." iii. Se remite al opositor a la respuesta del literal i. de esta posición.
iv. Los cálculos del oficio 1521-/E-2016 se encuentran en el expediente digital ET-071-2016 en el folio 23 (CD), y el archivo de cálculos de este informe correrá agregado en autos.
v. Dado que en la metodología RJD-009-2010 se menciona en el apartado "3.5.2. Fuente de Información: (...) Para estos efectos, se considerará un máximo de 40 años de antigüedad, por ser la vida útil contable de estos activos.", y se menciona en el apartado "3.5.4. Vida en operación o antigüedad de la planta: (...) Nota: el periodo máximo a considerar para Vo será de 40 años." Y considerando que la planta Santa Rufina tiene más de 40 años de antigüedad, por lo tanto se le considera un máximo de 40 años como parte del cálculo del factor de antigüedad.
vi. En la metodología RJD-009-2010 se menciona en el apartado "3.5.4.: El cálculo de la antigüedad o vida en operación (Vo) de cada planta se estimará como la diferencia entre la fecha en que cada planta entró a operar y el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas (...).". Dado que el expediente ET-071-2016, correspondiente a esta aplicación tarifaría, se abrió el 31 de octubre de 2016, el 31 de diciembre del año inmediato anterior al cálculo de tarifas corresponde entonces con el 31 de diciembre de 2015.
vii. De conformidad con lo establecido en la metodología RJD-009- 2010 apartado 3.4.1. acerca de /as de fuentes de información para el cálculo de /os costos de explotación: "En este caso se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.", y considerando que la IE tiene información nueva de una planta similar a nivel desagregado de los costos operativos y administrativos, la cual es Suerkata con /os Estados Financieros Auditados a Sept-2016, y a su vez considerando las posiciones de los demás opositores con respecto al mismo apartado de la presente aplicación tarifaria, se le indica al opositor que luego de la exclusión de cuentas relacionadas con "gastos de depreciación y gastos financieros, porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo ya fue cubierto vía tarifas mediante anteriores contratos" que establece la mencionada metodología, el porcentaje de costos administrativos como estimación de cálculo resultante es de 88,64%.
viii. Se reitera la respuesta brindada a la oposición de Vara Blanca en la sección III. 1.b) de este informe, en lo que respecta al oficio 949-RG-2016 .
4. Plantas Eólicas Limitada, cédula de persona jurídica número 3-102- 140259, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo (folio 162 al 176, 177 al 190, 191 al 207):
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
5. Mario Alvarado Mora, cédula de identidad Nº 401290640, hace uso de la palabra:
6. Manrique Rojas Araya, cédula de identidad Nº 108930107, hace uso de la palabra:
7. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora, cédula de identidad número 4-0129-0640, en su condición de Apoderado Generalísimo:
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
8. Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., cédula de persona jurídica 3- 102-124093, representada por el señor Ronald Álvarez Campos, cédula de identidad número 2-0530-0396, en su condición de Gerente General con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma:
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
9. Hidroeléctrica Caño Grande S.A., cédula de persona jurídica 3-101- 117981, representada por el señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula de identidad número 2-0279-0612, en su condición de Presidente con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma:
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
10.El Embalse S.A., cédula de persona jurídica 3-101-147487 , representada por el señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula de identidad número 2-0279-0612, en su condición de Presidente con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma:
A continuación la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar tarifas para los generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE}, tal y como se dispone;
EL DIRECTOR CON RECARGO DE FUNCIONES DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA
l. Fijar las siguientes tarifas para los generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) en:
Cuadro No. 4 Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas existentes (dólares/kWh) Fuente: Intendencia de Energía
(Así reformado la estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas existentes anterior por resolución RIE-110-2017 del 31 de octubre de 2017)
Cuadro No. 5 Estructura tarifaria para plantas eólicas existentes (dólares/kWh) Fuente: Intendencia de Energía
(Así reformado la estructura tarifaria para plantas eólicas existentes anterior por resolución RIE-110-2017 del 31 de octubre de 2017)
I . Reiterar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley 7200, que de conformidad con lo establecido en la resolución RJD-009-2010, están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep estados financieros auditados, en los cuales se detalle las subpartidas que componen: gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual; así como la debida justificación de la relación que cada gasto tiene con la prestación del servicio público, que permita a la Autoridad Reguladora disponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales de este sector.
III.Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución RJD-009-2010, se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.
En cumplimiento de lo que ordenan los articulas 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 resolver lo 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.
NOTIFÍQUESE Y PUBLIQUESE
RESULTANDO:
CONSIDERANDO :
POR TANTO
RESUELVE:
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