Setting of Tariff Band for New Private Wind Power PlantsFijación de banda tarifaria para plantas eólicas privadas nuevas

in the entirety of the text - Complete Text of Rule 053 Ex officio application of the methodology "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants Complete Text of record: 117F54 REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES ENERGY INTENDENCY RIE-053-2017 at 3:11 p.m. on June 20, 2017 EX OFFICIO APPLICATION OF THE METHODOLOGY "MODEL FOR THE DETERMINATION OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND GENERATION PLANTS" ET-020-2017

I.On November 30, 2011, through Resolution RJD-163-2011, the Board of Directors of Aresep approved the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants," which was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and modified by resolution RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.

II.On March 13, 2015, through resolution RIE-027-2015, the Energy Intendent set the current tariff band for all new private wind generators, which was published in La Gaceta No. 55 of March 19, 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' (.) until a comprehensive study of the cited methodology is carried out." Said agreement was communicated to this Intendency on May 24, 2016, via official communication 399-SJD-2016.

V.On August 23, 2016, via official communication 700-RG-2016, the Regulator General appointed Mr. Mario Mora Quirós, Director of Energy with additional duties of the Energy Intendency, effective August 24, 2016, until November 30, 2016, and on November 15, 2016, via official communication 1035-RG-2016, extended said appointment from December 1, 2016, until a new Intendent is named.

VI.On December 21, 2016, via official communication 1825-IE-2015 [sic] /146231, the IE requested the Document Management Department to open the case file, and (in the same official communication), requested the General Directorate of User Services (DGAU) to prepare the respective explanatory note and call for a public hearing for the ex officio application of the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants."

VII.On January 16, 2017, the call for the public hearing was published in La Gaceta No. 11, and two days later in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with February 13, 2017, being the scheduled date to hold said hearing.

VIII.On February 7, 2017, in compliance with agreement 07-27-2016 of session 07-2016 held on May 12, 2016, the Board of Directors of Aresep reviewed the "Compliance Report for Board of Directors Agreement 07-27-2016 of May 12, 2016: Modification to the Methodology for Private Generation with Renewable Resources (Existing Plants)" prepared by the Task Force.

IX.On February 7, 2017, through resolution RJD-045-2017, the Board of Directors resolved, among other things, to lift the suspension of the application of resolution RJD-017-2016 (which occurred on May 12, 2016, through agreement 06-27-2016 of ordinary session 27-2016 held on May 12, 2016).

X.On February 13, 2017, the public hearing was held for the annual application of the methodology "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants."

XI.On February 16, 2017, via official communication 132-SJD-2017/4950, agreement 05-06-2017 of the Board of Directors from the minutes of ordinary session 06-2017 was communicated to the IE, wherein it was resolved, among other things, to lift the suspension of the application of resolution RJD-017-2016 (which occurred on May 12, 2016, through agreement 06-27-2016 of ordinary session 27-2016 held on May 12, 2016).

XII.On February 21, 2017, through resolution RIE-007-2017, the IE resolved, among other things: "I. Order the archiving of the present tariff proceeding processed under case file ET-086-2016, due to lack of current interest. II. Instruct the Electric Tariffs Process of the Energy Intendency to conduct a new technical tariff study applying the current methodology (.)."

XIII.On March 31, 2017, via official communication 381-IE-2017, the IE requested the Document Management Department to open the case file, and (in the same official communication), requested the General Directorate of User Services (DGAU) to prepare the respective explanatory note and call for a public hearing for the ex officio application of the "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants."

XIV.On April 19, 2017, the call for the public hearing was published in Alcance No. 82 to La Gaceta No. 73, and 5 days later in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with May 31, 2017, being the scheduled date to hold said hearing.

XV.On May 31, 2017, the public hearing was held for the annual application of the methodology, "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants," during which 3 positions were presented, in accordance with position report 1756-DGAU-2017/15972.

XVI.On June 20, 2017, through technical report 0831-IE-2017, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding, and in said technical study recommended, among other matters, setting the tariffs for new private wind generation plants.

I.From official communication 0831-IE-2017, cited and serving 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 "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" according to resolution RJD-163-2011, its approved modifications RJD-027-2014 and RJD-017-2016, and the most recent information obtained from the sources established in said methodology.

According to this tariff methodology, the respective tariff was calculated from the following equation:

Below, the manner in which each of the model's variables was calculated is detailed.

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

Where:

E = Annual sales expectations (amount of energy) 8760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = Applicable plant factor according to source C = 1 (unitary capacity, simplification of the model's calculation) a. Plant factor (fp) The value of the plant (load) factor used in this model is obtained from the information of national plants that generate with wind sources for which the Regulatory Authority has available information. The information from the last five available years and the data from those plants that generated energy during 10 or more months of the respective year were used. For each year, the weighted average by installed capacity of each plant was considered, and for the total of the five years, the weighted average by installed capacity of each year was considered.

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

i. For the years 2012 and 2013, the values established in technical report 472-IE-2015 appearing in Annex No. 1 were used. The load factor values from Call for Bids I-2012 for the year 2012 were included, according to resolution RJD-017-2016.

ii. For the year 2014, the data corresponding to the following plants were used: Aeroenergia, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central, and Los Santos. The load factor values from Call for Bids II-2014 for the year 2014 are also included, according to resolution RJD-017-2016. For these plants, the plant factor was calculated using the installed capacity data according to the document "Potencia Jun 2015" from Cence and the annual energy according to the Aresep database.

iii. For the year 2015, the data corresponding to the following plants were used: Aeroenergia, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central, Tilawind, Chiripa, and Los Santos. For these plants, the plant factor is calculated using the installed capacity data according to the document "kW feb2016" from Cence and the annual energy according to the Aresep database.

iii. For the year 2016, the data corresponding to the following plants were used: Aeroenergia, Vientos del Este, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central, Tilawind, Orosí, Chiripa, and Los Santos. For these plants, the plant factor was calculated using the installed capacity data according to the document "kW feb2016" from Cence and the annual energy according to the Aresep database.

iv. Once the plant factor of the sample of national wind plants for each year is obtained, the weighted average is calculated for each year using the installed capacity of each plant as the weight.

v. Finally, for the total of the five years, the weighted average is calculated using the total installed capacity of each year as the weight.

The resulting plant factor from the procedure described above for a wind plant is 45.86% (see Annex No. 1).

3. Operating costs (costos de explotación, CE) Operating costs (costos de explotación) include the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or earnings. Both variable operating costs and fixed costs are considered.

The methodology and its modification indicate that the calculation will be obtained by determining a sample of the operating costs (costos de explotación) of plants similar to those for which the tariff is intended. Among the permitted sources of information are: working documents, technical reports, tariff studies, and generation expansion plans, among others; provided they are reliable sources.

For this application, the sources of information are:

i. WEC: World Energy Perspective. Cost of Energy Technologies.

ii. IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power.

iii. ICFI-IRENA: The cost and performance of distributed Wind Turbines, 2010-2035.

iv. NREL: The Cost of Wind Energy 2013.

v. EWEA: The Economics of Wind Energy.

vi. USE: 2014 Wind Technologies market report.

vii. USE: 2015 Wind Technologies market report.

viii. Blanco, M. I. (2009) The economics of wind energy. Elsevier.

For each of these, the operating cost (costo de explotación) was calculated and updated as follows:

i. From the technical report "World Energy Perspective: Cost of Energy Technologies" (table No. 2, page 15), it is obtained that the operation and maintenance cost for plants with plant factors between 20% and 46% ranges between US$24,000 per MW and US$24,400 per MW, so the average of these was taken, namely, US$24,200 per MW, which is the same as US$24.2 per kW. Considering that the technical report was published in October 2013, this value is indexed to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in US$23.20 per kW.

ii. From the technical report "Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Wind Power" (table No. 4.3, page No. 28), an average operating cost (costo de explotación) of US$116.25 per kW for 2011 from different countries is obtained. Assuming the plant factor from the previous section, the value obtained is indexed to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in US$103.14 per kW.

iii. From the technical report "The Cost and Performance of Distributed Wind Turbines, 2010-2035" (table No. 7, page No. 16), a breakdown of the operating costs of a representative wind plant is obtained, yielding a value of US$73.30 per kW for 2010 (taking into account the plant factor from the previous section). This value is indexed to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in US$78.24 per kW.

iv. From the technical report "The Cost of Wind Energy 2013" (figure No. 10, page No. 47), operating costs (costos de explotación) between US$4 per MWh and US$30 per MWh are obtained. Considering the plant factor from the previous section, a value of US$67.48 per kW is calculated. Additionally, in table 18, a value of US$50 per kW is obtained. These values are updated to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in US$63.80 per kW and US$47.27 per kW respectively, which are averaged for a final value of US$56.65 per kW.

v. From the technical report "The Economics of Wind Energy" (page No. 9), it is obtained that the operating costs (costos de explotación) are between 1.2 and 1.5 euro cents per kWh, from which an average of 1.35 euro cents per kWh is obtained. This data is converted to dollars using the annual exchange rate which, according to information from the Federal Reserve, was 1.3935 dollars per euro, resulting in US$1.88 per MWh for 2009. Considering the plant factor from the previous section, this value is updated to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in a value of US$83.98 per kW.

vi. From the technical report "Wind Technologies Market Report 20141," the following operating costs (costos de explotación) are obtained: US$9 per MWh (2010), US$29.0 per kW (2014), US$25.1 per MWh (2014), and US$21.4 per MWh (2014). Considering the plant factor from the previous section, the preceding values in US$ per MWh are recalculated as US$35.97 per kW, US$100.32 per kW, and US$85.53 per kW. These four data points (in US$ per kW) are indexed to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, and then averaged to yield a result of US$60.82 per kW. vii. From the technical report "Wind Technologies Market Report 2015" (page No. 58 and first paragraph of page No. 54), the following operating costs (costos de explotación) are obtained: US$9 per MWh (2010), US$24.0 per kW (2015), and US$25.5 per MWh (2015). Considering the plant factor from the previous section, the preceding values in US$ per MWh are recalculated as US$35.73 per kW and US$101.23 per kW. These three data points (in US$ per kW) are indexed to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, and then averaged to yield a result of US$52.79 per kW.

1Footnote on page 51, from page 52, and from the first paragraph of page 54 viii. From the article "The Economics of wind Power" from 2009 (page No. 1376), the operating costs (costos de explotación) are between 1 and 1.5 cents of ?/kWh during the useful life of the turbines, in 2008 euros. For this report, the average amount of 1.25 cents of ?/kWh was used. The dollar equivalent in 2008 for 1.25 cents of ?/kWh is calculated, for which the dollar-to-euro exchange rate for the year 2008 was used, which according to information from the Federal Reserve was 1.4726 dollars per euro. This results in 1.84 US$ cents per kWh. The operating cost (costo de explotación) per kW in the year 2008 is $73.1 per kW. This value is updated to January 2017 with the United States Producer Price Index for the manufacturing industry (PCUOMFG) obtained from the Bureau of Labor Statistics, resulting in US$78.1 per kW.

By averaging all the preceding operating costs (costos de explotación) associated with wind plants, a value of US$67.12 per kW is obtained (see Annex 2).

4. Fixed capital cost (costo fijo por capital, CFC) The fixed capital cost (costo fijo por capital, CFC) is intended to guarantee investors returns comparable to those they could obtain in other investments with similar risk, in order to make the alternative of participating in the plant's development attractive. The CFC depends on the amount and conditions of the investment, including the debt-to-equity ratio, financing conditions, the age of the plant, and its useful life, among others.

The FC factor (explained below) was calculated using the equation that determines the amount of the uniform installment, applicable throughout the economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return, which is found in methodology RJD-163-2011 in section viii.

A. Investment Factor (FC) i. Leverage (apalancamiento) (ψ) Leverage (apalancamiento) was used to estimate the ratio between debt and equity.

The calculation will be made by determining a sample of leverage (apalancamiento) of electric plants, as far as possible similar to the plants for which the tariff is intended.

For that sample, the weighted average by installed capacity of each plant was calculated. Thus, information is available from 28 hydroelectric projects from the 1st and 2nd calls for bids by ICE.

The weighted average value of financial leverage (apalancamiento financiero) for wind generation projects is 70.15% (see Annex 3).

ii. Return on equity contributions (rentabilidad sobre aportes al capital) (ρ) The level of profitability will be 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 in resolution RJD-027-2014, the chosen information source 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).

. Risk-Free Rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period used to calculate the risk premium is used, which is available on the website 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 2012 to 2016) is 2.13% (see Annex No. 4).

. Risk Premium (PR): The variable called "Implied Premium (FCFE)" from the following address is used: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.h tml The information for the last 5 years available as of the setting date covers the period 2012 to 2016, with the average being 5.67% (see Annex No. 5).

. Country Risk (riesgo país) (RP): The published value for Costa Rica from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk (riesgo país) is called Country Risk Premium, from the following address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypre m.html, is considered.

The value of the country risk (riesgo país) used is 3.42%, which corresponds to the 5-year average of the specific risk for Costa Rica (see Annex No. 6).

. Unlevered Beta (beta desapalancada) (βd): The value of the unlevered beta (beta desapalancada) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.h tml. 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 (beta desapalancado) is obtained as the data published on the reference page for the unlevered beta of the electricity service industry "Utility General" in the available United States of America. This value must be levered according to methodology RJD-027-2014 (βa).

The unlevered beta (beta desapalancado) obtained is 0.2496 and the levered beta is 0.6602 (see Annex No. 7 and No. 8).

. Debt-to-equity ratio (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 5.1.b.4 of resolution RJD-027-2014 will be used.

In this case, the leverage (apalancamiento) calculated in point i. above is used, resulting in 70.15% (see Annex No. 3).

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

Applying the formula described in resolution RJD-163-2011, which is, In accordance with the above, the level of return on equity obtained is 9.29% (see Annex No. 9).

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

The arithmetic average of the last sixty months, that is, from February 2012 to January 2017, for the aforementioned interest rate obtained is 9.00% (see Annex No. 10).

iv. Economic life of the project (v) According to what is established in resolution RJD-163-2011, for the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model to define the tariff. It is assumed that the economic life is half of the project's useful life, with this being 20 years.

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

vi. Plant age Given that these are new plants, the plant age is assigned a value of zero (0).

Therefore, applying the Investment Factor (FC) formula, a value of 0.1176 is obtained (see Annex No. 11).

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

In this application of the methodology, the first calculation option included in resolution RJD-163-2011 was used, since data exists for this, which requires forming a sample of at least 20 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW, from reliable sources.

The investment amount is calculated as follows:

i. From the information available at the Regulatory Authority on wind plants in the current setting, the wind projects participating in ICE Calls for Bids No. 01-2012 and 02-2014 are included. Then, the investment cost of Los Santos and Valle Central is obtained. From the Environmental Assessment Service of Chile, investment costs for 9 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW are obtained; with information from the United Nations Clean Development Mechanisms, the information for three projects in the sample (Canela, Cabo Negro, and Chome) is updated; and from the Inter-American Investment Corporation, the investment cost of a wind project in Argentina of less than 20 MW is obtained.

With the above information, there is a sample of 40 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW.

ii. For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is available, which is why each of the values is indexed to the month of November 2016 with the Price Index for the Turbine and Transmission Equipment Industry (PCU33361-33361).

iii. Subsequently, for this sample of unit investment cost data indexed to January 2017, the weighted average by installed capacity is calculated to obtain the average investment cost value of the sample, which is US$2,067.72 per kW.

iv. Finally, the standard deviation of the investment costs of the sample is calculated, and a value of US$501.72 per kW is obtained. With the above information, the upper and lower limit of the tariff range is calculated, as detailed below.

Therefore, a weighted average value of US$2,157.96 is obtained (see Annex No. 12).

Finally, once the investment factor (FC) and the investment amount (M) have been calculated, the Fixed Capital Cost (Costo Fijo del Capital, CFC) is calculated, which is US$2,157.96 per kW * 11.76%, the result being US$243.12 per kW.

5. Definition of the band According to the current methodology (RJD-163-2011) and its modifications, to establish the tariff band, the following steps are carried out:

i. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in US$583.72 per kW.

ii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation: US$2,741.68 per kW.

iii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations: US$406.79 per kW.

6. Calculation of the tariff Once all the variables have been calculated, they are entered into the tariff calculation formula, and the result is as follows:

| --- | --- | --- | | Tariff Equation Variables | | | | CFC (US$/kW) | US$ 243,12 | | | CE (US$/kW) | US$ 67,12 | | | E (kWh) | 4 017 | | | CT (US$) | US$ 321,06 | | | CB (US$/kWh) | US$ 0,0799 | | 7. Tariff structure:

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

| --- | --- | | Parameter | Value (%) | | Energy | 50.00% | | Power | 30.00% | | Firm capacity | 20.00% | | TOTAL | 100.00% | 8. Currency in which the tariff will be expressed As established in resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in United States of America dollars (US$ or $).

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

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

[.]

IV. CONCLUSIONS

1. Applying the approved tariff methodology for private wind generators, the plant factor obtained is 45.86%; the operating costs (costos de explotación) are US$67.12 per kW; the average value of financial leverage (apalancamiento financiero) is 70.15%; the return on equity is 9.29%; and the weighted average investment cost is US$2,157.96 per kW.

2. With the updating of the variables that make up the tariff methodology for new private wind generation plants, the result is a lower band (lower limit) of US$0.0286 per kWh, an average tariff of US$0.0799 per kWh, and an upper band (upper limit) of US$0.0970 per kWh.

3. The tariff structure for wind generation is:

II.Regarding the public hearing, from the cited official communication 0831-IE-2017, it is pertinent to extract the following:

[.]

1. Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., legal entity identification number 3-101-512403, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact. (folios 56 to 79):

• a)Clarification on the applicability of the methodology. The petitioner requests that Aresep clarify whether the methodology to be applied for the new plants sought to be regulated in case file ET-020-2017 is applicable to the Altamira wind plant, developed by Inversiones Eólicas Guanacaste S.A. (IEGSA). The petitioner indicates that "we understand that projects awarded by ICE under a specific methodology in effect at that time acquire the right for their tariff to remain calculated under the parameters established in said methodology; otherwise, the business plan that induced investors to enter the respective business would be unfairly unbalanced (.)." b) Operating Costs (Costos de Explotación). WEC: World Energy Perspective. Cost of Energy Technologies. The petitioner requests that all data from Table 2 be used, as well as the data mentioned in the paragraph indicated by the petitioner, which form part of the cited WEC document. Then, that with said data, the average O&M costs for each country, the average plant factor (factor de planta) by country, the cost per MWh generated, and the cost per MWh per year in Costa Rica (given the average plant factor observed in the country) be calculated. Thus, the petitioner indicates that all observations in the sample should be averaged and updated to January 2017. Finally, the petitioner attaches a data table whose result shows that the final Operating Cost should be US$35.9 per kW per year.
• c)Operating Costs (Costos de Explotación). NREL: The Cost Of Wind Energy 2013. The petitioner requests that the O&M data present in table 18 be used, and then, the MWh generated be calculated according to the plant factor observed in said table. Then, with the generation according to Costa Rica's plant factor, calculate the O&M in dollars per MW per year.

This data is included as part of the table of the Aresep proposal, whose final value should be US$64 per kW.

• d)Operating Costs (Costos de Explotación). US Department of Energy 2014: Wind Technologies Report, and, US Department of Energy 2015: Wind Technologies Report. The petitioner requests that the two data points corresponding to the Bloomberg source be eliminated, which are used as part of the calculation of the Operating Cost proposed by Aresep, since it is likely that said data do not correctly represent the reality of the plants intended to be priced here.

Furthermore, the study supporting said data is not available.

Thus, the petitioner indicates that the operating costs should be US$71.91 per kW and US$67.79 per kW for the years 2014 and 2015, respectively. Finally, according to all the requested changes, the petitioner indicates that the final value of the Operating Cost should be US$74.43 per kW.

• e)Investment Costs (Costos de Inversión). The petitioner requests that the Investment Cost (Costo de Inversión) value per kW of the Valle Central plant in Costa Rica be adjusted to US$3,485.7 per kW and that of the Punta Colorada plant in Chile to US$3,500.0 per kW. They attach a report from the Contraloría General de la República de Costa Rica and a web page as support for the requests made, respectively.
• f)Investment Costs (Costos de Inversión). Addition of data. The petitioner requests that the data for the Chiripa and Orosí plants be added at US$2,525 per kW and US$2,909 per kW, respectively, considering the information sources provided, since the data do not differ significantly from those observed in the rest of the sample. For the foregoing, they request that the Unit Investment Cost (Costo de la Inversión Unitaria) be US$2,225.98 per kW with a deviation of US$580.93 per kW.
• g)Leverage (Apalancamiento). The petitioner requests that the 0% financial leverage data for the Eólico Arenal plant be eliminated, since the data does not represent the reality of the industry's leverage structures, and it has neither been built nor has any energy purchase and sale contract even been awarded to it.

Below, the response to the position raised in the public hearing process:

• a)In response to the petitioner's query, they are referred to the provisions of the contract for the purchase of electric energy between the Instituto Costarricense de Electricidad and the Planta Eólica Altamira, specifically to the Twenty-Seventh Clause, which states: "This contract shall be governed by the rates and rate structure established in accordance with what Aresep determines based on the 'Reference rate methodology for new private wind generation plants' (Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas), approved by RJD-163-2011 of November 30, 2011, and its modifications." Next, the Twenty-Eighth Clause states: "The energy that ICE receives under this Contract shall be paid at the price offered by the Seller in the project selection process through Call 01-2012 (.)." Likewise, Article 21 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200 is reminded, which states: "ICE shall purchase the energy at the price offered by the Producer in the process in which they were selected. Said price shall be offered by the Producer respecting the ranges established in the rate set by ARESEP and which is in force at the time of submitting their proposal. (.) The recognition of any adjustment resulting from the application of the indicated formula shall be subject to the energy purchase price, at all times, being within the limits established by the rate that ARESEP has in force." Therefore, the query made is considered addressed.
• b)The petitioner is informed that because it is not possible to guarantee the traceability in the calculation of the columns titled "Generación por MWh por año por MW instalado (Factor de Planta muestra, Factor de planta CR)" of the attached table, this Intendencia is unable to accept said position. Specifically, it is not shown how the values of said columns are calculated.

Therefore, it is recommended not to accept this position.

• c)The petitioner is informed that because it is not possible to guarantee the traceability in the calculation of the columns titled "Generación por MWh por (Factor de Planta muestra, Factor de planta CR)" of the table included in the document, this Intendencia is unable to accept said position. Specifically, it is not shown how the values of said columns are calculated.

Therefore, it is recommended not to accept this position.

• d)According to the RJD-163-2011 methodology, in section vi. Operating Costs (Costos de Explotación), it is established: "(.) For this, national and international data will be collected from different sources: among them are working papers, technical reports, rate studies, and generation expansion plans, among others; provided they are reliable sources." In this regard, the petitioner is informed that the data observed within the documents titled "US Department of Energy 2014: Wind Technologies Report", and "US Department of Energy 2015: Wind Technologies Report" form part of a technical report from the United States Office of Energy Efficiency and Renewable Energy, which is part of the United States Department of Energy2. In this regard, it is considered that the data contained in said report comes from a reliable source, which is why the IE is unable to omit any value contained therein. Therefore, it is recommended not to accept this position.

2Information retrieved from: https://energy.gov/eere/about-office-energy-efficiency-and-renewable-energy e) With respect to the first source attached by the petitioner, it corresponds to a press bulletin about the technical report DFOEAE-IF-07-2015 of July 20, 2015, issued by the Área de Ambiente y Energía of the Contraloría General de la República de Costa Rica. Within it, it is mentioned that: "(.) the total cost in nominal terms increased from $21,116,715 to $53,331,021 (.)." Given that the installed capacity of the project is 15.3 MW, this results in US$3,485.7 per kW. Therefore, it is recommended to update this value in the database of the Aresep proposal.

With respect to the second source attached by the petitioner, it corresponds to the web page of the company that built the project. Likewise, according to 472-IE-2015, the information for the Punta Colorada plant was compiled from the web page http://www.sea.gob.cl/, and once consulted again, information was also found indicating an investment of US$70 million as the investment cost3. Given that the installed capacity of the project is 20 MW, this results in US$3,485.7 per kW. Therefore, it is recommended to update this value in the database of the Aresep proposal.

3Information retrieved from: http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2982429 and http://seia.sea.gob.cl/mapa/visualizacion/PuntoRepresentativo/index.php?idExpediente=2982429 In view of the foregoing, it is recommended to accept this position.

• f)The RJD-163-2011 methodology establishes in its section on Unit Investment Amount (Monto de la Inversión Unitaria), the following: "In this case, it is information that adjusts, as far as possible, to the reality of the plants being priced. (..) Whenever the information allows, technically determined adjustments will be made to make it comparable, in aspects such as the consideration of taxes, turbine size, plant size, exchange rate, inflation, and the particular aspects of the Costa Rican economy and its electricity sector." Thus, upon entering the web pages indicated by the petitioner, it is not possible to disaggregate or validate the data of 125 and 109.1 million dollars to calculate, respectively, the unit investment cost of the Chiripa and Orosí project. Therefore, it is recommended not to accept this position.
• g)The modification, RJD-027-2014, to the RJD-163-2011 methodology, establishes in its Leverage (Apalancamiento) section, the following: "(.) For this calculation, a weighted average by installed capacity of the most recent information regarding the financing level of each type of private electric generation plant available at the Regulatory Authority will be used." Thus, the data from ICE's Call 1 of 2012 and Call 2 of 2014 consist of 13 and 15 projects offered respectively, for a total of 28 projects offered, which presented at their appropriate procedural moment all the information requirements including the contribution and credit structure. Therefore, even though the Arenal project shows atypical data compared to the others, particularly 0% financing, the methodology does not mention any procedure for excluding atypical or extreme data prior to the leverage calculation. Therefore, it is recommended not to accept this position.

2. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identification number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 4-129-640, in his capacity as general attorney-in-fact with a sum limit. (folios 93 to 123):

Considering that all the arguments presented by the Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) are identical to the position presented by Mr. Allan Broide Wohlstein, which were addressed and answered in the previous point), the petitioner is referred to what was resolved in each case.

3. Instituto Costarricense de Electricidad. legal identification 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Alan Alvarado, holder of identity card number 6-0172-0455, in his capacity as special attorney-in-fact. (folios 44 to 55):

• a)Operating Costs (Costos de Explotación). IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power. The petitioner requests that a simple average be used for the cost data of the countries Holland, Norway, and Sweden, since, in the absence of additional information, no weighted average can be calculated, in addition to the fact that the IE did not justify why it uses the maximum cost data from those countries.
• b)Operating Costs (Costos de Explotación). IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power. The petitioner indicates that "it is not technically advisable to transform operating costs per unit of energy, changing the conditions specific to each geographic location, such as the plant factor, because within O&M there are fixed components and others that depend on the energy produced (.)." They go on to indicate that "the plant factor of a wind project does not depend solely on the physical characteristics of the turbines, but is the result of the interaction of multiple variables, such as the wind turbine design (if the turbine is more efficient, it produces more energy, increasing the plant factor), potential operational restrictions (if due to these restrictions there is energy curtailment, for example, production is reduced, reducing the plant factor), but more importantly, the nature and quality of the wind resource (if these improve, there is greater production increasing the plant factor)." Therefore, the petitioner indicates that it is not correct to calculate the operating cost per kW for a wind plant in Costa Rica from a European unit operating cost per kWh, which responds to characteristics and plant factors specific to that continent, and multiply it by the energy calculated from plant factors of farms located in Costa Rica.

As an example, the petitioner indicates that, just as the operating cost [of a wind plant in] Austria is related to Austria's plant factor, based on the fact that the cost of operating and maintaining a plant is associated with the energy generated by it; then the operating cost of a wind plant in Costa Rica is related to Costa Rica's plant factor, which determines the energy generated in a local plant.

Thus, the petitioner develops an adjustment formula to solve the described situation. In this way, the operating costs of a zone different from Costa Rica can be related to those of another zone, provided that the relationship between their plant factors is considered.

The adjustment formula is as follows:

Where, 𝐶𝐸𝑇𝐶𝑅 = Total Operating Cost of Costa Rica (US$ / kW) 𝐶𝐸𝑖 = International Operating Cost (US$ / kW) 𝐶𝐸𝐶𝑅 = Operating Cost of Costa Rica (US$ / kW) 𝐹𝑃𝑖 = International Plant Factor (US$ / kW) 𝐹𝑃𝐶𝑅 = Plant Factor of Costa Rica (US$ / kW) 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝐶𝑅 = Average energy of the wind plants in Costa Rica obtained by multiplying the average plant factor of Costa Rican wind plants by the hours of the year (8,760) The petitioner attaches a table with the adjusted values of the international operating costs compiled from the technical report "IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power", where the final value for the operating cost should be US$64.08 per kW.

Below, the response to the position raised in the public hearing process:

• a)The petitioner is informed that, in the absence of additional information within said document for the values used in the operating cost calculation of the mentioned source, the simple average of the cost of the cited countries will be used, instead of the maximum.

Therefore, it is recommended to accept this position.

• b)Once the substance of the position was evaluated, including the development and analysis of the adjustment formula listed in this report as (Equation 1) as well as the attached data table, the IE proceeded to determine the resulting units dictated by said equation. Therefore, according to the presented equation, the following is obtained:

Substituting the respective units indicated by the petitioner in the development of the mentioned equation, the following is obtained:

Therefore, the development of the right side of the equation should result in the same units in which the left side is expressed; however, that does not happen, which is demonstrated below:

The above inequality demonstrates that there is an inconsistency between the prose basis of the adjustment formula explained at length and the actual development of the adjustment formula.

Additionally, when analyzing the data table attached by the petitioner as an application of said adjustment formula to the operating cost values of the foreign plants present in the table from the mentioned technical report, it is found that an adjustment formula different from the one proposed has been used. Particularly, in said attached data table, the petitioner indicates that the application of the adjustment formula corresponds to "( ( 1 * 3 ) / 4 ) * 6 )". Therefore, following a procedure similar to the previous one to verify the resulting units from the operation performed by the petitioner "( ( 1 * 3 ) / 4 ) * 6 )" using the values recorded in Table No. 3 prepared by the petitioner, the following is obtained:

The plant factor and the hours cancel out, resulting in:

Therefore, it can be seen how the analytical development of the adjustment formula does not coincide with the application of said formula. That is, (2) does not coincide with (3). Therefore, there is an inconsistency as part of the petitioner's position, in view of which, the IE is unable to accept.

Therefore, it is recommended not to accept this position [.]

III.That in accordance with what is indicated in the preceding operative parts (resultandos) and recitals (considerandos) and in the merit of the proceedings, what is appropriate is to set rates for new private wind generation plants, as ordered;

THE DIRECTOR WITH ADDITIONAL DUTIES OF THE INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.To set the rate band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of the lower rate (lower limit) of $0.0286 per kWh, the average rate at $0.0799 per kWh, and an upper rate (upper limit) of $0.0970 per kWh; with the following structure for the rate ($/kWh):

II.In accordance with resolution RJD-163-2011, the new private wind generators to whom the rates established by this rate methodology are applied, are obliged to annually submit to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance, administrative expenses, and individual investment expenses), as well as its due justification. In this way, Aresep may have better information for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually. For which, a maximum period of 15 business days from the day of notification is granted to deliver said information.

III.To indicate to private generators that sell electric energy to ICE under Ley 7200, that if they fail to comply with the provisions of resolution RJD-163-2011, the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) will be contacted to take appropriate action, for the purpose of evaluating the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.

IV. To consider as a response to the objections, what is indicated in "Considerando II" of this resolution

In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review may be filed. The revocation remedy may be filed before the Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Junta Directiva, 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 the notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.

NOTIFY AND PUBLISH

WHEREAS:

CONSIDERING:

Therefore:

POR TANTO

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 053 Aplicación de oficio de la metodología "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas Texto Completo acta: 117F54 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-053-2017 a las 15:11 horas del 20 de junio de 2017 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA METODOLOGÍA "MODELO PARA LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA EÓLICAS NUEVAS" ET-020-2017

I.Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163- 2011, la Junta Directiva de la Aresep aprobó el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, y modificada mediante resolución RJD-027- 2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014.

II.Que el 13 de marzo de 2015, mediante la resolución RIE-027-2015, el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria vigente para todos los generadores privados eólicos nuevos, la cual fue publicada en La Gaceta No. 55 del 19 de marzo 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 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 (.) hasta tanto se lleve a cabo un estudio integral de la citada metodología.", dicho acuerdo fue comunicado a esta Intendencia el 24 de mayo de 2016, mediante oficio 399-SJD-2016.

V.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.

VI.Que el 21 de diciembre de 2016, mediante oficio 1825-IE-2015 [sic] /146231, la IE solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del

Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y convocatoria a audiencia pública para la aplicación de oficio del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas".

VII.Que el 16 de enero de 2017, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en la Gaceta No. 11, y dos días después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 13 de febrero de 2017 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.

VIII.Que el 7 de febrero de 2017, en cumplimiento al acuerdo 07-27-2016 de la sesión 07-2016 celebrada el 12 de mayo de 2016, la Junta Directiva de la Aresep conoció el "Informe de Cumplimiento al Acuerdo de Junta Directiva 07-27-2016 del 12 de mayo de 2016: Modificación a Metodología de Generación Privada con Recursos Renovables (Plantas Existentes)" elaborado por la Fuerza de Trabajo.

IX.Que el 7 de febrero de 2017, mediante la resolución RJD-045-2017, la Junta Directiva resolvió, entre otras cosas, levantar la suspensión de la aplicación de la resolución RJD-017-2016 (que se dio el 12 de mayo de 2016, por medio del acuerdo 06-27-2016 de la sesión ordinaria 27-2016 celebrada el 12 de mayo de 2016).

X.Que el 13 de febrero de 2017, se llevó a cabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas".

XI.Que el 16 de febrero de 2017, mediante oficio 132-SJD-2017/4950, se comunicó a la IE el acuerdo 05-06-2017 de Junta Directiva del acta de la sesión ordinaria 06-2017, en donde se resolvió, entre otras cosas, levantar la suspensión de la aplicación de la resolución RJD-017-2016 (que se dio el 12 de mayo de 2016, por medio del acuerdo 06-27-2016 de la sesión ordinaria 27-2016 celebrada el 12 de mayo de 2016).

XII.Que el 21 de febrero de 2017, mediante resolución RIE-007-2017, la IE resolvió entre otras cosas: "I. Ordenar el archivo de la presente gestión tarifaria tramitada bajo el expediente ET-086-2016, por carecer de interés actual. II. Instruir al Proceso de Tarifas Eléctricas del Intendencia de Energía, realizar un nuevo estudio de técnico tarifario aplicando la metodología vigente (.)".

XIII.Que el 31 de marzo de 2017, mediante oficio 381-IE-2017, 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 del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas".

XIV.Que el 19 de abril de 2017, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en el Alcance No. 82 a la Gaceta No. 73, y 5 días después en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 31 de mayo de 2017 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.

XV.Que el 31 de mayo de 2017, se llevó acabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología, "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", durante la cual se presentaron 3 posiciones, de conformidad con el informe de posiciones 1756-DGAU-2017/15972.

XVI.Que el 20 de junio de 2017, mediante el informe técnico 0831-IE-2017, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, entre otros asuntos, fijar las tarifas para las plantas de generación privada eólicas nuevas.

I. Que del oficio 0831-IE-2017, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente

[.]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" según la resolución RJD-163-2011, sus modificaciones aprobadas RJD-027-2014 y RJD-017-2016 y la información más reciente obtenida de las fuentes establecidas en dicha metodología.

Según esta metodología tarifaria, la respectiva tarifa se calculó a partir de la siguiente ecuación:

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

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

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 de cálculo del modelo) a. Factor de planta (fp) El valor del factor de planta (carga) utilizado en este modelo se obtiene de la información de las plantas nacionales que generan con fuente eólica para las cuales la Autoridad Reguladora tiene información disponible. Se utilizó la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de aquellas plantas que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Para cada año, se consideró el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta, y para el total de los cinco años, se consideró el promedio ponderado por capacidad instalada de cada año.

Por lo tanto, para obtener el factor de planta a utilizar en la aplicación, se siguen los siguientes pasos:

i. Para los años 2012 y 2013 se utilizó los valores establecidos en el informe técnico 472-IE-2015 que aparecen en el Anexo No. 1. Se incluyó los valores de factor de carga de la Convocatoria I-2012 para el año 2012, según la resolución RJD-017-2016.

ii. Para el año 2014, se utilizó los datos correspondientes con las siguientes plantas: Aeroenergia, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central y Los Santos. También se incluyen los valores de factor de carga de la Convocatoria II-2014 para el año 2014, según la resolución RJD-017-2016. Para estas plantas, se calculó el factor de planta utilizando los datos de capacidad instalada según documento "Potencia Jun 2015" del Cence y la energía anual según base de datos de Aresep.

iii. Para el año 2015, se utilizó los datos correspondientes con las siguientes plantas: Aeroenergia, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central, Tilawind, Chiripa y Los Santos. Para estas plantas, se calcula el factor de planta utilizando los datos de capacidad instalada según documento "kW feb2016" del Cence y la energía anual según base de datos de Aresep.

iii. Para el año 2016, se utilizó los datos correspondientes con las siguientes plantas: Aeroenergia, Vientos del Este, Movasa, Tejona, PESA (Tilarán), Eólico Guanacaste, Valle Central, Tilawind, Orosí, Chiripa y Los Santos. Para estas plantas, se calculó el factor de planta utilizando los datos de capacidad instalada según documento "kW feb2016" del Cence y la energía anual según base de datos de Aresep.

iv. Una vez que se obtiene el factor de planta de la muestra de plantas eólicas nacionales de cada año, se calcula para cada año el promedio ponderado utilizando la capacidad instalada de cada planta como ponderador.

v. Por último, se calcula para el total de los cinco años, el promedio ponderado utilizando la capacidad instalada total de cada año como ponderador.

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta eólica es de 45,86% (ver anexo No. 1).

3. Costos de explotación (CE) Entre los costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias. Se contemplan tanto los costos variables de operación como los fijos.

La metodología y su modificación indican que el cálculo se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas similares a las que se pretende tarifar. Dentro de las fuentes de información permitidas se encuentran: documentos de trabajo, informes técnicos, estudios tarifarios y planes de expansión de generación, entre otras; siempre que se trate de fuentes confiables.

Para la presente aplicación, las fuentes de información son:

i. WEC: World Energy Perspective. Cost of Energy Technologies.

ii. IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power.

iii. ICFI-IRENA: The cost and performance of distributed Wind Turbines, 2010-2035.

iv. NREL: The Cost of Wind Energy 2013.

v. EWEA: The Economics of Wind Energy.

vi. USE: 2014 Wind Technologies market report.

vii. USE: 2015 Wind Technologies market report.

viii. Blanco, M. I. (2009) The economics of wind energy. Elsevier.

Para cada una de ellas, el costo de explotación se calculó y actualizó de la siguiente manera:

i. Del informe técnico "World Energy Perspective: Cost of Energy Technologies" (tabla No. 2, página 15), se obtiene que el costo de operación y mantenimiento para plantas con factores de planta entre 20% y 46% que oscilan entre US$24 000 por MW y US$24 400 por MW, por lo que se tomó el promedio de ellos, a saber, US$24 200 por MW, o lo que es lo mismo que US$24,2 por kW. Considerando que el informe técnico fue publicado en octubre 2013, este valor se indexa a enero del 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of labor Statistics, que da como resultado US$ 23,20 por kW.

ii. Del informe técnico de "Renewable Energy Techonologies: Cost Analysis Series. Wind Power" (tabla No. 4.3, página No 28), se obtiene un costo de explotación promedio de US$116,25 por kW para el 2011 de diferentes países. Asumiendo el factor de planta de la sección anterior, el valor obtenido se indexa a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado US$103,14 por kW.

iii. Del informe técnico "The Cost and Performance of Distributed Wind Turbines, 2010-2035" (tabla No 7, página No. 16), se obtiene un desglose de los costos de operación de una planta eólica representativa, que arroja un valor de US$73,30 por kW para el 2010 (tomando en cuenta el factor de planta de la sección anterior). Este valor se indexa a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado US$78,24 por kW.

iv. Del informe técnico "The Cost of Wind Energy 2013" (figura No. 10, página No. 47), se obtienen costos de explotación de entre US$4 por MWh y US$30 por MWh. Considerando el factor de planta de la sección anterior, se calcula un valor US$67,48 por kW. Además, en la tabla 18 se obtiene un valor de US$50 por kW. Estos valores se actualizan a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado US$63,80 por kW y US$47,27 por kW respectivamente, los cuales se promedian para un valor final de US$56,65 por kW.

v. Del informe técnico "The Economics of Wind Energy" (página No. 9), se obtienen que los costos de promedio de 1,35 centavos de euros kWh. Este dato se convierte a dólares utilizando el tipo de cambio anual que, según información de la Reserva Federal, fue de 1,3935 dólares por euro, lo que resulta en US$ 1,88 por MWh del 2009. Considerando el factor de planta de la sección anterior, este valor se actualiza a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado un valor de US$ 83,98 por kW.

vi. Delinforme técnico "Wind Technologies Market Report 20141", se obtienen los siguientes costos de MWh (2014). Considerando el factor de planta de la sección anterior, los anteriores valores en US$ por MWh se recalculan como US$ 35,97 por kW, US$ 100,32 por kW y US$ 85,53 por kW. Estos cuatro datos (en US$ por kW) se indexan a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, y luego se promedian para dar como resultado US$ 60,82 por kW. vii. Del informe técnico "Wind Technologies Market Report 2015" (página No. 58 y primer párrafo de la página No 54), se obtienen los siguientes costos de explotación: US$ 9 por MWh (2010), US$ 24,0 por kW (2015) y US$ 25,5 por MWh (2015). Considerando el factor de planta de la sección anterior, los anteriores valores en US$ por MWh se recalculan como US$ 35,73 por kW y US$ 101,23 por kW. Estos tres datos (en US$ por kW) se indexan a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, y luego se promedian para dar como resultado US$ 52,79 por kW.

1Nota al pie de la página 51, de la página 52 y del párrafo primero de la página 54 viii. Del artículo "The Economics of wind Power" del 2009 (página No. 1376), los costos de euros del 2008. Para este informe, se utilizó el monto promedio que es de 1,25 centavos de ?/kWh. Se calcula cuántos dólares del 2008 equivale a 1,25 centavos de ?/kWh, para lo cual se utilizó el tipo de cambio de dólares por euro del año 2008, el cual según información de la Reserva Federal fue de 1,4726 dólares por euro. Lo que resulta en 1,84 centavos de US$ por kWh. El costo de explotación por kW en el año 2008 es de $73,1 por kW. Este valor se actualiza a enero de 2017 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado US$ 78,1 por kW.

Al promediar todos los anteriores costos de explotación asociados a plantas eólicas, se obtiene un valor de US$ 67,12 por kW (ver Anexo 2).

4. Costo fijo por capital (CFC) Mediante el costo fijo por capital (CFC), se pretende garantizar tanto a los inversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el riesgo similar a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta. El CFC depende del monto y las condiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida útil, entre otros.

El factor FC (explicado abajo) se calculó mediante la ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable, la cual se encuentra en la metodología RJD- 163-2011 en el apartado viii.

A. Factor de Inversiones (FC) i. Apalancamiento (ψ) El apalancamiento se utilizó 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 calculó el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Así las cosas, se cuenta con información de 28 proyectos hidroeléctricos provenientes de la 1era y 2da convocatorias del ICE.

El valor promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos de generación eólica es del 70,15% (ver Anexo 3).

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.

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 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).

. 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 calculó 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 de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años (de 2012 a 2016) es de 2,13% (ver anexo No. 4).

. Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada "Implied Premium (FCFE)" de la siguiente dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.h tml La información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación comprende el periodo 2012 al 2016, siendo el promedio de 5,67% (ver anexo No. 5).

. Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, de la siguiente dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypre m.html.

El valor del riesgo país utilizado es de 3,42%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica (ver anexo No. 6).

. Beta desapalancada (βd): El valor de la beta desapalancada se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.h tml. 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 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 (βa).

El beta desapalancado obtenido es de 0,2496 y el apalancado es de 0,6602 (ver anexo No. 7 y No. 8).

. 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 5.1.b.4 de la resolución RJD- 027-2014.

En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 70,15% (ver anexo No. 3).

. 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 RJD-163-2011, la cual es, De acuerdo con lo anterior, el nivel de rentabilidad obtenido es de 9,29% (ver anexo No. 9).

iii. Tasa de interés Se utilizó 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 2012 a enero 2017, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 9,00% (ver Anexo No. 10).

iv. Vida económica del proyecto (v) Según lo establecido en la resolución RJD-163-2011, 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, siendo esta de 20 años.

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

vi. Edad de la planta Dado que se trata de plantas nuevas, la edad de la plata se le asigna un valor de cero (0).

Por lo tanto, aplicando la fórmula del Factor de Inversiones (FC), se obtiene un valor de 0,1176 (ver Anexo no. 11).

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

En esta aplicación de la metodología se utilizó la primera opción de cálculo incluida en la resolución RJD-163-2011, ya que existen datos para ello, lo cual indica la conformación de una muestra de al menos 20 plantas eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes confiables.

El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:

i. De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en la fijación actual se incluyen los proyectos eólicos participantes de las convocatorias del ICE No. 01-2012 y 02-2014. Luego, se obtiene el costo de inversión de Los Santos y de Valle Central. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile se obtienen costos de inversión para 9 plantas eólicas con capacidades igual o menor a 20 MW, con la información de Mecanismos de Desarrollo Limpio de las Naciones Unidas se actualiza la información de tres proyectos de la muestra (Canela, Cabo Negro y Chome) y de la Corporación Interamericana de Inversiones se obtiene el costo de inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW.

Con la información anterior se tiene una muestra de 40 plantas eólicas de capacidades iguales o menores a 20 MW.

ii. Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los valores se indexan al mes de noviembre de 2016 con el Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión (PCU33361-33361).

iii. Posteriormente, para esta muestra de datos de costos de inversión unitarios indexados a enero de 2017, se calcula el promedio ponderado por capacidad instalada para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra, el cual es de US$ 2 067,72 por kW.

iv. Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión dela muestra y se obtiene un valor de US$ 501,72 por kW. Con la información anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de tarifas, según se detalla más adelante.

Por lo tanto, se obtiene un valor promedio ponderado de US$ 2 157,96 (ver Anexo No. 12).

Por último, una vez calculados el factor de inversiones (FC) y el monto de la inversión (M), se procede a calcular el Costo Fijo del Capital (CFC), el cual es US$ 2 157,96 por kW * 11,76%, cuyo resultado es US$ 243,12 por kW.

5. Definición de la banda Según la metodología vigente (RJD-163-2011) y sus modificaciones, 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 US$ 583,72 por kW.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar: US$ US$ 2 741,68 por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar: US$ US$ 406,79 por kW.

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

7. Estructura tarifaria:

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

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

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

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

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados eólicos, se obtiene que el factor de planta es de 45,86%; el costo de financiero es de 70,15%; la rentabilidad es del 9,29% y el costo de inversión promedio ponderado es de US$ 2.157,96 por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada nuevas eólicas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de US $ 0,0286 por kWh, una tarifa promedio en US$ 0,0799 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,0970 por kWh.

3. La estructura tarifaria para la generación eólica es:

II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio 0831-IE-2017 citado, conviene extraer lo siguiente

[.]

1. Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., cédula de persona jurídica 3-101- 512403, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma. (folios 56 al 79):

• a)Aclaración sobre la aplicabilidad de la metodología. Solicita el petente que la Aresep aclare si, la metodología a aplicar para las plantas nuevas que se busca regular en el expediente ET-020-2017, es aplicable a la planta eólica Altamira, desarrollado por Inversiones Eólicas Guanacaste S.A. (IEGSA). El petente indica que "somos del entendimiento que los proyectos adjudicados por el ICE bajo una metodología específica vigente en ese momento, adquieren el derecho a que su tarifa se mantenga calculada bako los parámetros establecidos en dicha metodología, de lo contrario el plan de negocios que indujo a los inversionistas a entrar en el negocio respectivo se vería injustamente desbalancead (.)".
• b)Costos de Explotación. WEC: World Energy Perspective. Cost of Energy Technologies. El petente solicita que se utilice todos los datos de la Tabla 2, así como, los datos que aparecen mencionados en el párrafo indicado por el petente, que forman parte del documento del WEC citado. Luego, que, con dichos datos se calcule el promedio de costos O&M para cada país, el factor de planta promedio por país, el costo por MWh generado y el costo por MWh por año en Costa Rica (dado el factor de planta promedio observado en el país). Así las cosas, el petente indica que se debe de promediar todas las observaciones de la muestra y se actualiza a enero de 2017. Por último, el petente adjunta una tabla de datos cuyo resultado muestra que el Costo de Explotación final debe ser US$ 35,9 por kW al año.
• c)Costos de que se utilice los datos de O&M presentes en la tabla 18, y luego, calcular los MWh generados según el factor de planta observado en dicha tabla. Luego, con la generación según el factor de planta de Costa Rica, calcular el O&M en dólares por MW por año.

Este dato se lleva como parte de la tabla de la propuesta de Aresep, cuyo valor final debe ser US$ 64 por kW.

• d)Costos de Department of Energy 2015: Wnd Technologies Report. El petente solicita que se elimine los dos datos correspondientes con la fuente de Bloomberg, los cuales son utilizados como parte del cálculo del Costo de Explotación propuesto por Aresep, ya que es probable que dichos datos no representen correctamente la realidad de las plantas que aquí se pretenden tarifar.

Además de que no se cuenta con el estudio que respalda dicho dato.

Así las cosas, el petente indica que los costos de explotación deben ser US$ 71,91 por kW y US$ 67,79 por kW para los años 2014 y 2015, respectivamente. Por último, según todos los cambios solicitados, el petente indica que el valor final de Costo de explotación debe ser de US$ 74,43 por kW.

• e)Costos de Inversión. El petente solicita que se ajuste el valor de Costo de Inversión por kW de la planta Valle Central de Costa Rica a US$ 3.485,7 por kW y el de la planta Punta Colorada de Chile US$ 3.500,0 por Kw. Adjunta un informe de la Contraloría General de la República de Costa Rica y una página web como respaldo de las solicitudes planteadas, respectivamente.
• f)Costos de Inversión. Adición de datos. El petente solicita que se agreguen los datos de las plantas Chiripa y Orosí con US$ 2.525 por kW y US$ 2.909 por Kw, respectivamente, considerando para ello las fuentes de información aportadas, ya que los datos no difieren significativamente de los observados en el resto de la muestra. Por lo anterior, solicita que el Costo de la Inversión Unitaria sea de US$ 2.225,98 por kW con una desviación de US$ 580,93 por kW.
• g)Apalancamiento. El petente solicita que se elimine el dato de 0% del apalancamiento financiero de la planta Eólico Arenal, ya que el dato no representa la realidad de las estructuras de apalancamiento de la industria, y tampoco se ha construido y ni siquiera se le ha adjudicado algún contrato de compraventa de energía.

A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:

• a)Ante la consulta del petente, se le remite a lo establecido en el contrato para compra de energía eléctrica entre el Instituto Costarricense de Electricidad y la Planta Eólica Altamira, específicamente a la cláusula Vigésimo Sétima, la cual dice: "Este contrato se regirá con las tarifas y estructura tarifaria que se establezcan de acuerdo con lo que determine la Aresep con base en la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", aprobada mediante RJD-163-2011 del 30 de noviembre de 2011 y sus modificaciones." Seguidamente, la cláusula Vigésimo Octava establece: "La energía que reciba el ICE al amparo de este Contrato se cancelará al precio ofrecido por el Vendedor en el proceso de selección de proyectos mediante al Convocatoria 01-2012 (.)." Asimismo, se le recuerda el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200, el cual dice: "El ICE comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó seleccionado.

Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el momento de presentar su propuesta.

(.)

El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que tenga vigente la ARESEP." Por lo tanto, se da por atendida la consulta realizada.

• b)Se le indica al petente que debido a que no es posible garantizar la trazabilidad en el cálculo de las columnas tituladas "Generación por MWh por año por MW instalado (Factor de Planta muestra, Factor de planta CR)" de la tabla adjuntada, esta Intendencia se encuentra imposibilitada en acoger dicha posición. Específicamente, no se muestra cómo se calcula los valores de dichas columnas.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.

• c)Se le indica al petente que debido a que no es posible garantizar la trazabilidad en el cálculo de las columnas tituladas "Generación por MWh por (Factor de Planta muestra, Factor de planta CR)" de la tabla incluida en el documento, esta Intendencia se encuentra imposibilitada en acoger dicha posición. Específicamente, no se muestra cómo se calculan los valores de dichas columnas.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.

• d)Según la metodología RJD-163-2011, en el apartado vi. Costos de Explotación, se establece: "(.) Para esto se recopilarán datos nacionales e internacionales de distintas fuentes: dentro de ellas se encuentran documentos de trabajo, informes técnicos, estudios tarifarios y planes de expansión de generación, entre otras; siempre que se trate de fuentes confiables". Al respecto se le indica al petente que, los datos observados dentro del documento titulado "US Department of Energy 2014: Wind Technologies Report", y, "US Department of Energy 2015: Wind Technologies Report" forman parte de un informe técnico de la Oficina de Eficiencia Energética y Energía Renovable de Estados Unidos, la cual forma parte del Departamento Estadounidense de Energía de Estados Unidos2. Al respecto, se considera que los datos contenidos en dicho informe provienen de una fuente confiable, razón por la cual la IE se encuentra incapacitada en omitir algún valor contenido en él. Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.

2Información recuperada de: https://energy.gov/eere/about-office-energy-efficiency-and-renewable-energy e) Con respecto a la primera fuente adjuntada por el petente, la misma corresponde a un boletín de prensa acerca del informe técnico DFOEAE- IF-07-2015 del 20 de julio de 2015 emitido por el Área de Ambiente y Energía de Contraloría General de la República de Costa Rica.

Dentro del mismo, se menciona que: "(.) el costo total en términos nominales se incrementó de $21.116.715 a $53.331.021 (.)". Siendo que la capacidad instalada del proyecto es de 15,3 MW, da como resultado US$ 3.485,7 por kW. Por lo que se recomienda actualizar este valor en la base de datos de la propuesta de Aresep.

Con respecto a la segunda fuente adjuntada por el petente, la misma corresponde a la página web de la compañía que construyó el proyecto. Asimismo, según 472-IE-2015, la información de la planta Punta Colorada fue recopilada de la página web http://www.sea.gob.cl/, y una vez consultada de nuevo, también se encontró información que indica una inversión de US$ 70 millones como costo de inversión3. Siendo que la capacidad instalada del proyecto es de 20 MW, da como resultado US$ 3.485,7 por kW. Por lo tanto, se recomienda actualizar este valor en la base de datos de la propuesta de Aresep.

3Información recuperada de:

http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2982429 y http://seia.sea.gob.cl/mapa/visualizacion/PuntoRepresentativo/index.php?idExpediente=2982429 En atención a lo expuesto, se recomienda acoger esta posición.

• f)La metodología RJD-163-2011, establece en su apartado de Monto de la Inversión Unitaria, lo siguiente: "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. (..) Siempre que la información lo permita, se harán los ajustes que técnicamente se determinen para hacer que ésta sea comparable, en aspectos tales como la consideración de impuestos, tamaño de turbinas, tamaña de la planta, tipo de cambio, inflación, y los aspectos particulares de la economía costarricense y de su sector eléctrico". Así las cosas, al ingresar a las páginas web indicadas por el petente, no es posible desagregar o validar los datos de 125 y 109,1 millones de dólares para calcular, respectivamente, el costo de inversión unitaria del proyecto Chiripa y Orosí. Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
• g)La modificación, RJD-027-2014, a la metodología RJD-163-2011, establece en su apartado de Apalancamiento, lo siguiente: "(.) Para este cálculo se utilizará un promedio ponderado por capacidad instalada de la información más reciente referente al nivel de financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica que esté disponible en la Autoridad Reguladora". Así las cosas, los datos de la Convocatoria 1 de 2012 y 2 de 2014, ambos del ICE, constan de 13 y 15 proyectos ofertados respectivamente, para un total de 28 proyectos ofertados, los cuales presentaron en su momento procesal oportuno todos los requerimientos de información incluyendo la estructura de aportes y crédito. Por lo tanto, a pesar de que el proyecto Arenal muestre un dato atípico a los demás, particularmente 0% de financiamiento, la metodología no menciona algún procedimiento de exclusión de datos atípicos o extremos previo al cálculo del apalancamiento. Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.

2. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora, cédula de identidad número 4-129-640, en su condición de apoderado generalísimo con límite de suma. (folios 93 al 123):

Considerando que todos los argumentos presentados por la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) son idénticos a la posición presentada por el Sr. Allan Broide Wohlstein, los cuales fueron atendidos y respondidos en el punto anterior), se remite al petente a lo resuelto en cada caso.

3. Instituto Costarricense de Electricidad. cédula jurídica 4-000-042139, representada por el señor Guillermo Alan Alvarado, portador de la cédula de identidad número 6-0172-0455, en su condición de apoderado especial. (folios 44 al 55):

• a)Costos de Explotación. IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power. El petente solicita que se utilice un promedio simple para los datos de costo de los países Holanda, Noruega y Suecia, ya que, a ausencia de información adicional, no se puede calcular algún promedio ponderado, además de que la IE no justificó por qué utiliza el dato máximo de costo de esos países.
• b)Costos de Explotación. IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power. El petente indica que "no es recomendable técnicamente transformar los costos de explotación por unidad de energía, cambiando las condiciones propias de cada ubicación geográfica, como el factor de planta, debido a que dentro de O&M hay componentes fijos y otros que dependen de la energía producida (.)".

Continúa indicando que "el factor de planta de un proyecto eólico no depende únicamente de las características físicas de las turbinas, sino que es el resultado de la interacción de múltiples variables, tales como el diseño de la turbina eólica (si la turbina es más eficiente, produce más energía, incrementando el factor de planta), potenciales restricciones de operación (si debido a estas restricciones hay corte de energía, por ejemplo, se reduce la producción, reduciendo el factor de planta), pero más importante aún, de la naturaleza y calidad del recurso de viento (si éstas mejoran, hay una mayor producción incrementando el factor de planta)." Por tanto, el petente indica que no es correcto calcular el costo de operación por kW para una planta eólica en Costa Rica a partir de un costo de de planta propias de ese continente y multiplicarlo por la energía calculada a partir de factores de plantas de granjas ubicadas en Costa Rica.

A manera de ejemplo, el petente indica que, así como el costo de planta de Austria encontrando fundamento en que el costo de operar y mantener una planta se asocia a la energía generada por ésta; entonces el costo de planta de Costa Rica, el cual determina la energía generada en una planta local.

Así las cosas, el petente desarrolla una fórmula de ajuste para solucionar la situación descrita. De esta manera, los costos de explotación de una zona diferente a la de Costa Rica pueden relacionarse con los de otra zona, siempre que se considere la relación entre sus factores de planta.

La fórmula de ajuste es la siguiente:

Donde, 𝐶𝐸𝑇𝐶𝑅 = Costo de Explotación Total de Costa Rica (US$ / kW) 𝐶𝐸𝑖 = Costo de Explotación Internacional (US$ / kW) 𝐶𝐸𝐶𝑅 = Costo de Explotación de Costa Rica (US$ / kW) 𝐹𝑃𝑖 = Factor de Planta Internacional (US$ / kW) 𝐹𝑃𝐶𝑅 = Factor de Planta de Costa Rica (US$ / kW) 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝐶𝑅= Energía promedio de las plantas eólicas de Costa Rica que se obtiene al multiplicar el factor de planta promedio de las plantas eólicas de Costa Ricapor las horas del año (8.760) El petente adjunta una tabla con los valores ajustados de los costos de explotación internacionales recopilados del informe técnico de "IRENA: Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power", en donde el valor final para el costo de explotación debe ser de US$ 64,08 por kW.

A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:

• a)Se le indica al petente que, a ausencia de información adicional dentro de dicho documento para los valores utilizados en el cálculo de explotación de la fuente mencionada, se procederá a utilizar el promedio simple del costo de los países citados, en vez del máximo.

Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.

• b)Unja vez valorada el fondo de la posición, incluyendo el desarrollo y análisis de la fórmula de ajuste enumerada en este informe con (Ecuación 1) así como la tabla de datos adjuntada, la IE procedió a determinar las unidades resultantes que dicta dicha ecuación. Por lo tanto, según la ecuación presentada, se tiene lo siguiente:

Sustituyendo por las unidades respectivas que indica el petente en el desarrollo de la ecuación mencionada, se tiene lo siguiente:

Por lo tanto, el desarrollo del lado derecho de la ecuación debería de dar como resultado las mismas unidades en que está expresado el lado izquierdo; sin embargo, eso no sucede, lo cual se demuestra a continuación:

Por lo tanto:

La anterior desigualdad demuestra que existe una inconsistencia entre el fundamento en prosa de la fórmula de ajuste explicada extensamente y el desarrollo propiamente de la fórmula de ajuste.

Adicionalmente, al analizar la tabla de datos adjuntada por el petente como aplicación de dicha fórmula de ajuste a los valores de costo de informe técnico mencionado, se tiene que se ha utilizado una fórmula de ajuste distinta a la propuesta. Particularmente, en dicha tabla de datos adjuntada, el petente indica que la aplicación de la fórmula de ajuste corresponde con "( ( 1 * 3 ) / 4 ) * 6 )". Por lo que siguiendo un procedimiento similar al anterior de verificar las unidades resultantes producto de la operación realizada por el petente "( ( 1 * 3 ) / 4 ) * 6 )" utilizando los valores consignados en el Cuadro N° 3 elaborado por el petente, se tiene lo siguiente:

Se cancela el factor de planta y las horas, resultando en:

Por lo tanto, se puede ver cómo el desarrollo analítico de la fórmula de ajuste no coincide con la aplicación de dicha fórmula. Es decir, (2) no coincide con (3). Por lo tanto, existe una inconsistencia como parte de la posición del petente, ante la cual, la IE se encuentra imposibilitada en acoger.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición [.]

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 plantas de generación privada nuevas eólicas, tal y como se dispone;

EL DIRECTOR CON RECARGO DE FUNCIONES DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0286 por kWh, la tarifa promedio en $0,0799 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,0970 por kWh; con la siguiente estructura para la tarifa ($/kWh):

II.De conformidad con la resolución RJD-163-2011, los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual), así como su debida justificación. De esta forma, la Aresep podrá disponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa. Para lo cual, se les otorga un plazo máximo de 15 días hábiles a partir del día de la notificación para entregar dicha información.

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-163-2011, se gestionará con la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) lo que corresponda, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.

IV. Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el "Considerando II" de la presente resolución

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.

NOTIFÍQUESE Y PUBLÍQUESE

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

POR TANTO

RESUELVE: