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Resolución 067 · 14/07/2017
OutcomeResultado
SummaryResumen
Resolution RIE-067-2017 of ARESEP's Energy Intendancy sets the tariff band applicable to all new private hydroelectric generators that sign an energy sale contract with ICE under Chapter I of Law 7200. The resolution annually applies the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants' (approved by RJD-152-2011 and its amendments), updating its key variables. The process included a public hearing where three positions were presented, analyzed, and technically responded to. The Intendancy calculated exploitation costs, investment, and profitability based on samples of existing plants and market data, excluding atypical values. It determined a plant factor of 56.44%, exploitation cost of US$159.88/kW, average investment cost of US$2,895.4/kW, and profitability of 9.78%. The resulting tariff band has a lower limit of US$0.0639/kWh, an average tariff of US$0.1016/kWh, and an upper limit of US$0.1142/kWh. Additionally, a reference hourly-seasonal structure is set. The resolution also extends the band to new plants using non-conventional sources without a specific methodology, and reiterates the obligation of generators to submit audited financial statements annually. Non-compliance may trigger administrative proceedings.La Resolución RIE-067-2017 de la Intendencia de Energía de la ARESEP fija la banda tarifaria aplicable a todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato de venta de energía con el ICE al amparo del Capítulo I de la Ley 7200. La resolución aplica anualmente la 'Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas' (aprobada por RJD-152-2011 y sus modificaciones), actualizando sus variables clave. El proceso incluyó una audiencia pública en la que se presentaron tres posiciones, que fueron analizadas y respondidas técnicamente. La Intendencia calculó el costo de explotación, inversión y rentabilidad con base en muestras de plantas existentes y datos de mercado, excluyendo valores atípicos. Se determinó un factor de planta de 56,44%, un costo de explotación de 159,88 US$/kW, un costo de inversión promedio de 2.895,4 US$/kW y una rentabilidad de 9,78%. La banda tarifaria resultante tiene un límite inferior de 0,0639 US$/kWh, una tarifa promedio de 0,1016 US$/kWh y un límite superior de 0,1142 US$/kWh. Además, se establece la estructura horario-estacional de referencia. La resolución también extiende la aplicación de esta banda a plantas nuevas de fuentes no convencionales sin metodología específica, y reitera la obligación de los generadores de presentar estados financieros auditados anualmente. Se advierte que el incumplimiento puede dar inicio a procedimientos administrativos.
Key excerptExtracto clave
I. Set the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law 7200, at a lower band (lower limit) of US$0.0639 per kWh, an average tariff of US$0.1016 per kW, and an upper band (upper limit) of US$0.1142 per kW. III. For all energy purchase-sale agreements from new plants that produce with non-conventional sources for which there is not yet a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority, the band and tariff structure proposed for generation with new hydroelectric plants shall apply. IV. Indicate to new private hydroelectric generators to which the tariffs established by this tariff methodology RJD-152-2011 apply, that they are obliged to annually submit to ARESEP the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made, which must be accompanied by due justification linking them to the provision of the public electricity supply service in its generation stage.I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, en una banda inferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1016 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1142 US$ por kW. III. Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la banda y la estructura tarifaria propuesta para la generación con plantas hidroeléctricas nuevas. IV. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.
Pull quotesCitas destacadas
"Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria."
"The sale price of energy by private generators to ICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, shall be regulated by means of a tariff band."
CONSIDERANDO II.1 ANÁLISIS DEL ASUNTO
"Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria."
CONSIDERANDO II.1 ANÁLISIS DEL ASUNTO
"En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200."
"At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band, as established by Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law 7200."
CONSIDERANDO II.1.d Definición de la banda
"En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200."
CONSIDERANDO II.1.d Definición de la banda
"Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias."
"Exploitation costs consider the variable and fixed operating costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with profits or gains."
CONSIDERANDO II.1.b Costos de explotación
"Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias."
CONSIDERANDO II.1.b Costos de explotación
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in the entirety of the text - Full Text of Standard 067 Establishes the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-067-2017 at 1:58 p.m. on July 14, 2017 ANNUAL APPLICATION OF THE "REFERENCE TARIFF METHODOLOGY FOR NEW PRIVATE HYDROELECTRIC GENERATION PLANTS" ET-025-2017
I.That on August 10, 2011, through resolution RJD-152-2011, the Board of Directors of Aresep approved the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants," which was published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and amended through resolutions RJD-161-2011 published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012 published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012, RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2, 2014, and RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 to La Gaceta No. 31 of February 15, 2016.
II.That on May 9, 2016, through resolution RIE-055-2015, the current tariff band was set for all private generators with new hydroelectric plants, which was published in Alcance No. 73 to La Gaceta No. 88 of May 9, 2016.
III.That on April 24, 2017, through official communication 470-IE-2017, the IE requested the Department of Document Management to open this proceeding, and (in the same communication) requested the Directorate General of User Services (DGAU) to prepare the respective explanatory note and call for a public hearing for the ex officio application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants."
IV.That on May 8, 2017, through Alcance 98 to La Gaceta No. 85, the call for the explanatory note and the public hearing was published.
V.That on May 11, 2017, the call for the explanatory note and the public hearing was published in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with May 23, 2017, and June 14, 2017, being the scheduled dates to carry out both activities.
VI.That on June 14, 2017, the public hearing for the annual application of the methodology "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" was held, during which 3 positions were presented, in accordance with the position report 1955-DGAU-2017 (folios 183 to 184) and according to the hearing minutes (folios 171 to 182).
VII.That on July 13, 2017, through technical report 0992-IE-2017, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding and recommended, among other matters, setting the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to the Costa Rican Electricity Institute under Chapter I of Law 7200 (added to the record).
I.That from official communication 0992-IE-2017, cited and which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:
[.]
1. Application of the methodology This section presents the detail of the application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" according to resolution RJD-152-2011 and its approved amendments.
The general formula of the model can be expressed through the following economic equation from the perspective of the private generator:
CE + CFC = p * E Where:
CE = Operating Costs CFC = Fixed Cost of Capital P = Energy Price (variable of interest) E = Annual sales expectations (quantity of energy) Therefore, solving for price, we have:
p = (CE + CFC) / E The energy sale price by private generators to ICE, within the framework of Chapter I of Law No. 7200, shall be regulated through a tariff band.
Below, the manner in which each of the model variables was calculated is detailed.
a. Sales expectations (E) To estimate the variable called sales expectations, which corresponds to the quantity of energy to be sold during the year, the following equation was considered:
E = C * 8760 * fp Where:
E = Annual sales expectation (quantity 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 calculation) According to the RJD-152-2011 methodology, the plant factor (fp) value used in this model shall be obtained from data from Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW that Aresep has for the last five years. Only data from plants of the aforementioned group that generated energy for 10 or more months of the respective year shall be used. Additionally, the plant factors coming from the tenders conducted by ICE to acquire energy are included.
For the 2012 - 2015 period, the information from resolution RIE-055- 2016 was used; for the year 2016, the nominal capacity information (supplied by CENCE) and annual production (supplied by the Markets Area of the IE) were used.
In accordance with what is established, the plant factor value was calculated in the following manner: for each of the five years, an arithmetic average of the values of each individual plant was estimated; then, the arithmetic average of the five resulting values is obtained, thus determining the plant factor data to be used in the tariff setting.
The plant factor resulting from the procedure described above for a new hydroelectric plant is 56.44% (see Annex No. 1).
b. Operating costs (CE) Operating costs consider the variable and fixed operating costs that are necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial expenses, and taxes associated with utilities or profits.
The current tariff methodology indicates that the calculation of this variable shall be obtained by determining a sample of the operating costs of hydroelectric plants operating in the country, with different installed capacities.
For determining the sample for this study, a limit of plants up to 50 MW was taken; although the methodology does not establish a capacity limit to use, this criterion was defined based on the principles of science and technology set forth in Articles 15 to 17 of the LGAP, since it results from verifying the databases available to the IE and determining the projects with capacities closest to or most similar to those for which the tariff is to be set on this occasion, these being those under 50 MW; being consistent with tariff settings carried out in the past by this Intendancy, such as, for example, the tariff settings for generators of existing plants that sign a new contract with ICE.
In this context, the sample used for the calculation of operating costs consists of 13 plants, as indicated: data for the Echandi, La Garita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I, and Toro III plants were taken from the ICE’s 2015 Generation System Cost Report; the information for the Cubujuquí, El Ángel, and Sigifredo Solís plants was taken from the tariff settings for private generators carried out by the Regulatory Authority in recent years (data considered as the 2011 average, except for Cubujuquí, which is data from January 2013); and information for Suerkata and Vara Blanca from 2016, which was taken from the Audited Financial Statements provided by the same companies to Aresep. Additionally, the operating costs obtained through compliance with Board of Directors Agreement 06-06-2017 for the Platanar and La Rebeca plants (OT-082-20151) were incorporated.
1 Note: A process to create a new case file is currently underway to store all the information gathered through compliance with the cited Board of Directors Agreement 06-06-2017; therefore, both proceedings will be appropriately cross-referenced. The new case file is OT-080-2017.
The Toro III plant was included in accordance with agreement 07-27-2015 from the minutes of the extraordinary session of the Board of Directors held on June 22, 2015, in which the Board of Directors of Aresep requested the IE to "assess the inclusion of the Toro III Plant in determining said cost in the tariff setting for existing private generators (Law 7200) that sign a new electricity purchase-sale contract with ICE." The inclusion of Toro III is considered pertinent, as it is a national plant with a capacity of less than 50 MW; however, half of its nameplate rating is considered, since the generation cost data appearing in the "2015 Generation System Cost Report" correspond to half of the total costs of said plant.
The data were indexed with the Manufacturing Producer Price Index (IPP-MAN)2 to February 2017, and converted to current period dollars using the average selling exchange rate for February 2017, this because the tariff is expressed in this currency.
2 As of January 2015, the Banco Central de Costa Rica suspended the calculation of the Industrial Producer Price Index (IPPI) and publishes a producer price index with a more recent base, the IPPMAN; this new indicator provides continuity to the IPPI series. The IPP-MAN is available from January 2012 and the levels for months prior to that date are calculated through a link with the IPPI variations.
With this data, the operating cost was calculated as follows:
i. Data on operating costs from the sample of hydroelectric plants operating in the country, with different installed capacities, were taken.
ii. A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost.
iii. The function of the estimated curve was used, and a 10 MW plant was evaluated, which is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200.
iv. In each tariff setting, new operating cost data that becomes available and corresponds to hydroelectric plants operating in the country are incorporated.
The operating cost (CE) resulting from the procedure described above for a new hydroelectric plant is 159.88 US$/kW (see Annex No. 2 and 3).
c. Fixed cost of capital (CFC) Through the CFC component, investors are guaranteed returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar risk level, to make the alternative of participating in the plant's development attractive.
The CFC depends on the following variables:
i. Leverage Leverage is used to estimate the relationship between debt and equity.
The calculation shall be performed by determining a sample of the leverage of electric plants, as far as possible similar to the plants for which the tariff is intended.
For this sample, a weighted average by installed capacity of each plant was calculated. To perform the calculation, information from 2 hydroelectric projects coming directly from the Aresep database and 22 data points from ICE's 1st and 2nd Calls for Tenders were used, according to the database available to Aresep.
The weighted average financial leverage of the projects for which information is available is 73.98% (see Annex No. 4).
ii. Return on equity contributions (ρ) The level of return shall be determined by applying the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information sources indicated in resolution RJD-027-2014, which are:
. The Risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as the risk premium calculation shall be used, which is available on the United States Federal Reserve website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Therefore, the global average risk-free rate for the last 5 years is 2.13% (see Annex No. 5).
. Risk premium (PR): The variable called "Implied Premium (FCFE)" shall be used, which is available on the website: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Therefore, the simple average risk premium for the last 5 years is 5.67% (see Annex No. 6).
. Country risk (RP): The value published for Costa Rica is considered, from the data called "Risk Premiums for the other markets," where the country risk is called "Country Risk Premium." The values for this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html Therefore, the simple average country risk for the last 5 years is 3.42% (see Annex No. 7).
As indicated by RJD-027-2014, the source of information chosen for the variables described above shall be used consistently, regarding the extent of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available).
. Relationship between debt and equity (D/Kp): It is estimated using the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 under the section called leverage (RJD-027-2014) shall be used.
In this case, the leverage calculated in point i. above is used, which results in 73.98%.
. Unlevered beta: The value of the unlevered beta (βd) is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, but it is not possible to use an average of the last 60 months because the information source does not have monthly data, as it only calculates a beta using 5 years of data.
For this reason, the unlevered beta is obtained as the data published on the reference page for the unlevered beta for the electricity service of the "Utility General" industry in the United States of America, available on the website: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html The use of said indicator has already been analyzed in previous reports by this Intendancy, considering that it is the most representative for the national electricity sector.
Therefore, the beta value obtained is 0.2496 (see Annex No. 8). When levering it, in accordance with what is indicated in the leverage section, it results in a beta level of 0.7464.
. Income tax rate: It is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30%, according to the Income Tax Law, Law No. 7092.
Therefore, the return level for new hydroelectric plants is 9.78% (see Annex No. 9).
iii. Interest rate The monthly average of the values for the last sixty months of the rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, was used.
The arithmetic average for the last sixty months, that is, from February 2011 to January 2016, for the interest rate mentioned above obtained is 9.00% (see Annex No. 10).
iv. Economic life of the project (v) As established in resolutions RJD-152-2011 and RJD-027-2014, for the purposes of this model, the economic life of the project is 20 years, a period equal to that of the contract considered in the model for defining the tariff. It is assumed that the economic life is half of the useful life of the project, estimated at 40 years.
v. Debt term (d) and contract term As established in resolutions RJD-152-2011 and RJD-027-2014, the debt term is 20 years. This duration has been assigned so that it is equal to the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by law.
vi. Plant age Given that, in this methodology, the plants are new, this variable is assigned the value of zero.
vii. Unit investment amount (M) The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.
The calculation is performed using data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, coming from four information sources:
a. The most recent version of the "Regional Indicative Generation Expansion Plan," published by the Central American Electrification Council-Regional Indicative Planning Working Group (GTPIR).
b. Reports prepared by the Regulatory Authority on price settings for the sale of energy to ICE from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200. During recent years, the individual tariff settings requested that can be used in this sample are those for El Ángel (ET-169-2010) and Vara Blanca (ET-185-2010).
For this data, interest during the grace period was calculated so that it is comparable with the CEPIR data.
For the P.H. El Ángel, a total investment of $10,324,715 was considered, as recorded on folio 882 of ET-169-2010, with a nominal capacity of 3.85 MW. The investment recognized by Aresep for the P.H. Vara Blanca was $7,196,016, as recorded on folio 325 of ET-185-2010, and its capacity is 2.65 MW. These amounts do not include interest for the grace period; for this reason, it was estimated as the equivalent of two years of interest on the average calculated investment value (the interest rate obtained from calculating the average rate published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks, for 2011 was used).
c. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to ICE, within the framework of Law No. 7200.
d. The tenders conducted by ICE to acquire energy from private generators.
Exclusion of extreme values:
The investment costs (indexed to February 2017) present an average of 3,017.4 US$/kW. According to the empirical rule of Chebyshev's Theorem, it is possible to determine extreme outliers using the limits established by the standard deviation of the data series. In a range formed by two standard deviations above and below the average, there are 4 elements outside these limits, which are considered outliers and their exclusion from future analyses is recommended (see Annex No. 11).
From the sample obtained with information from the sources above, the following was performed in accordance with the methodology:
a. The sample is separated by installed capacity ranges, into five groups, each corresponding to a range of 4 MW of installed capacity; that is, the group from zero to 4 MW, from 4.1 MW to 8 MW, from 8.1 MW to 12 MW, from 12.1 MW to 16 MW, and from 16.1 MW to 20 MW.
b. The investment cost for each of the projects included in the sample was updated with the United States Industrial Producer Index (IPP), specifically that for new constructions, series WPUIP2310001 from the Bureau of Labor Statistics. This index was used for two main reasons: its suitability in taking into account all parts of a hydroelectric plant and for consistency with previous tariff settings.
The average investment cost of the plants included in each of the groups is obtained.
Therefore, the unit investment amount is obtained as the arithmetic average of the average values of each of the plant groups, which is 2,895.4 US$/kW (see Annex No. 12).
Likewise, the Investment Factor is obtained, whose value is 0.1183 (see Annex No. 13).
Finally, the value of the Fixed Cost of Capital (CFC) is obtained by multiplying the two previous values, which is 342.54 US$/kW.
d. Definition of the band To establish the tariff band, the following steps are performed:
i. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in 526.2 US$/kW.
ii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation from point i above, i.e., 2,895.4 US$/kW + 526.2 US$/kW = 3,421.6 US$/kW.
iii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations from point i above, in other words, 2,895.4 US$/kW - 3* 526.2 US$/kW = 1,316.9 US$/kW.
At no time may the prices paid for the purchase of electric energy be greater than the upper limit of the current tariff band, nor less than the lower limit of that band, as established in Article 21 of the Regulation to Chapter I of Law 7200.
e. Calculation of the tariff Once all the variables have been calculated, they are entered into the sale tariff calculation formula, and the result is 0.1016 US$/kW, with a maximum of 0.1142 US$/kW and a minimum of 0.0639 US$/kW (see Annex No. 14).
f. Time-of-use structure:
The time-of-use structure used is that approved by RJD-152-2011. The reference tariff structure for a new hydroelectric electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:
g. Currency in which the tariff shall be expressed As established by resolution RJD-152-2011, the tariffs resulting from the current tariff methodology shall be expressed and billed in United States dollars (US$ or $).
The conditions under which payments are made shall be defined in accordance with what the parties establish contractually, and based on applicable regulations.
h. Adjustment of the tariff band values The tariff band values shall be reviewed at least once a year, in accordance with the provisions of Law No. 7593.
i. Obligation to present information As established by RJD-152-2011, the new private hydroelectric generators to whom the tariffs established through this methodology apply are obliged to present annually to Aresep the Audited Financial Statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made. The foregoing must be accompanied by the due justification linking them to the provision of the public service of electricity supply in its generation stage.
j. Application of the methodology The result of the model is applicable to tariff settings for energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of Chapter 1 of Law No. 7200, for those electric energy purchase-sales from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, that are legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those energy purchase-sales from new plants producing with unconventional sources for which a specific methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist. The tariff band applicable to private generation with unconventional energy sources for which no specific methodology exists is the tariff band estimated through this methodology, without considering the time-of-use structure.
[.]
1. Applying the approved tariff methodology for new private hydroelectric generators, the plant factor obtained is 56.44%; the average financial leverage value is 73.98%; the return is 9.78%; the operating cost is 159.88 US$/kW; and the average investment cost is 2,895.4 US$/ kW.
2. With the update of the variables comprising the tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, the result is a lower band (lower limit) of 0.0639 US$/kWh, an average tariff of 0.1016 US$/kW, and an upper band (upper limit) of 0.1142 US$/kW.
3. The tariff structure for hydroelectric generation is:
[.]
II.That regarding the oppositions presented at the public hearing, from the technical study 0992-IE-2017, which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:
[.]
1. Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., legal identification number 3- 101-141401, represented by Mr. Esteban José Lara Erramouspe, identity document number 1-0785-0994, in his capacity as general attorney-in-fact (folios 137 to 146).
Below, the response to the position raised during the public hearing process:
"The plant factor value used in this model shall be obtained from data from Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW, on which ARESEP possesses such information. (.) Information on plant factors coming from tenders conducted to acquire energy shall be included, as an additional data point to the actual information used." Thus, the IE is unable to exclude the mentioned data as part of the sample for calculating the plant factor.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
Therefore, it is recommended to accept this position.
"b) A regression exercise is performed to estimate the curve that best approximates the function relating installed capacity and operating cost." Subsequently, methodology RJD-162-2011 states: "c) The value of the mentioned function, corresponding to a 10 MW plant, which is the mean value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200, is used." In this regard, despite the mean value of the sample selected for calculating operating costs being 18.21 MW, the IE performs the calculation in accordance with what is established in the mentioned methodology and amendments, using the 10 MW value to evaluate said regression function to calculate the operating cost.
On the other hand, regarding the calculation of investment costs, the methodology and its amendments establish a completely different calculation procedure from the calculation of operating costs, which in general terms consists of the average investment costs of a group of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, as shown in the Excel file attached to this report. Therefore, the IE is unable to perform the regression procedure for investment costs in the terms suggested, considering that it departs from what is established in said section of the methodology and mentioned amendments.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
2. Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Guillermo Alan Alvarado, identity card number 601720455, in his capacity as special administrative attorney-in-fact (folios 147 to 156).
The objector continues to argue that bidders use, for their financial estimates, average plant factors during the useful life of the plant, that is, they do not use specific plant factors for each year of operation. It is assumed that, in the future, a similar hydrological series could repeat itself and, therefore, a plant factor that could repeat itself for the analysis period is simulated.
In that sense, it is the criterion of ICE that the IE must include, for the years 2013, 2014, 2015, and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria I-2012 and, additionally, for the years 2015 and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria 2-2014.
In this same direction, the financial analysis of the cost and expense structure from the information provided by the private generation plants, carried out by the IE of Aresep, must identify items whose variation is disproportionate or for which no justification for their growth is provided; just as it does permanently with ICE.
Likewise, it should exclude those expenses that have not been recognized for ICE in the electricity sales tariffs and eliminate them from the expenses of the ICE plants considered in the calculation of tariffs for private generators. Continuing to do it in the current way is totally discriminatory, since the totality of the private generators' expenses are included without any analysis in the tariff calculation, which clearly violates the Principle of Equality.
It is necessary for the regulatory body to fulfill its obligation to monitor and verify that the figures, even if they are audited data, comply with the principles of cost-of-service (servicio al costo) to be considered within the tariff calculation, given that unjustified or disproportionate expenses increase the tariff paid by the end customer.
Below, the response to the position raised in the public hearing process:
"The value of the plant factor used in this model shall be obtained from the data of private Costa Rican hydropower plants with installed capacities less than 20 MW, for which Aresep has information available. Only data from plants in the aforementioned group that generated energy for 10 or more months of the respective year shall be used. This value shall be updated in each tariff setting (fijación tarifaria). Information on plant factors from tenders carried out to acquire energy shall be included as additional data to the real information used. For this purpose, data from the last five-year period for which Aresep possesses real information shall be used, plus the data from the tenders (convocatorias). The value of the plant factor shall be calculated as follows: for each of the years in the five-year period, an arithmetic average of the values of each individual plant shall be estimated; then the arithmetic average of the five resulting values shall be obtained, and the result is the plant factor data to be used in the tariff setting." (the underlining is not part of the original).
From what is mentioned in the preceding paragraph, it is interpreted that the tender data must be included according to the year in which they were generated, as is done in the present tariff application proposal.
Recording the ICE tender data for the following years—as requested by the petitioner when mentioning that "the IE must include, for the years 2013, 2014, 2015, and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria I-2012 and, additionally, for the years 2015 and 2016, the plant factors of all the projects participating in Convocatoria 2-2014"—does not contribute to the dynamic basis of the modification RJD-017-2016 regarding the methodology contained in resolution RJD-162-2011 corresponding to new hydropower plants, when it establishes in Por Tanto III the following:
"3.2. Of the Tenders to acquire energy blocks. (.) A band that incorporates new information revealed by the actors and the market has the advantage that companies in the industry reveal convergence in costs, given competition for lower prices, managing to take advantage of efficiency margins. (.) In this way, the Regulatory Authority is proposing a dynamic process that takes into account the nature of the market and/or market segment, seeking to ensure that the benefits guaranteeing cost-of-service (servicio al costo) and the continuity and quality of service are transferred to consumers, maintaining the balance between both actors." (the underlining is not part of the original).
The foregoing can be corroborated by observing the plant factor data of the same project, which was proposed by the same bidder in both Convocatoria 1-2012 and Convocatoria 2-2014; such is the case of the hydropower project P.H. Torito of Hidro Canalete S.A., which participated in both Tenders with the same hydropower project presenting almost identical capacities (4,991 kW for 2012 and 5,000 kW for 2014) and the same offered prices (US$ 0.1348 per kWh). However, it can be observed that the plant factors are not the same, namely: ~84 versus ~60, respectively.
Therefore, it is impossible for the IE to accept this position.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
Therefore, it is recommended to accept this position.
Additionally, the objector is informed that progress has been made regarding the Regulatory Accounting project, as well as in the training sessions on the Regulatory Information System (SIR) that were carried out during the month of June. Currently, it is in the process of consultations and review of the chart of accounts (plan de cuentas), which will later allow it to go to the public consultation period and its resolution.
Additionally, regarding the real operating conditions of the sector, it is established: "Other considerations. To improve this methodology in the future, it is established that new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied, are obligated to annually present to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification. In this way, ARESEP may have better information available for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually." Therefore, the inclusion of the audited financial data of the Rebeca and Platanar plants, to the extent permitted by the referenced methodology, is the product of the IE's recent efforts to comply with what is dictated by the methodology, which was approved by the Board of Directors, to adjust the model to the real operating conditions of the sector.
Finally, the objector is informed that, in accordance with Strategy E.3.5. of Strategic Objective 3 of the Aresep Institutional Strategic Plan 2017 - 2022, which is transcribed below: "E.3.5 Incorporate, in the design and implementation of tariff methodologies, the precise estimation of regulation costs," the IE plans to prepare a technical report incorporating all opportunities for improvement to the tariff methodologies, in such a way as to allow for updated methodological instruments consistent with what is intended to be regulated.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
3. El Ángel S.A., legal identification number 3-101-032590, represented by Mr. Domingo Argentini Alfayate, identity card 8-0076-0703, in his capacity as Generalísimo Attorney-in-fact without limit of amount (folios 157 to 161, 163 to 170 (PowerPoint presentation), and 171 to 182 (hearing minutes)).
Regarding the request to restore the financial equilibrium of the contract between the El Ángel Hydropower Project (Ampliación) and ICE, it is indicated that this tariff setting (fijación tarifaria) is by industry, according to the tariff methodology in force in resolution RJD-162-2011 and its modifications, which is why it is not appropriate to conduct an analysis of particular cases.
Additionally, it is recalled that, for the present tariff application, Aresep held an explanatory session on May 23, 2017—which was communicated to the general public together with the call for the public hearing—whose objective is: "This activity is an Aresep initiative aimed at clarifying doubts and queries regarding said proposal, so that you can present positions at the public hearing duly informed and having clarified any doubt or query you might have about the proposal.
This is a stage different from the public hearing; it is merely informative and serves to resolve any doubts you may have. Therefore, you are reminded that if you wish to present a position, this is not the space for it; rather, you must present your positions through the means indicated in the call published in the Gazette and/or at the public hearing on June 14, 2017." Said explanatory note is available for public consultation on the institutional website of Aresep.
Therefore, it is recommended to accept this position.
In this sense, even though the methodology is silent on the permitted age of the data to be considered as part of the sample for calculating operating costs, the same methodological compendium establishes:
"To improve this methodology in the future, it is established that new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied, are obligated to annually present to ARESEP the audited financial information (including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification. In this way, ARESEP may have better information available for adjusting the model to real operating conditions. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted, at least annually." Therefore, because an actual audited data item for the last fiscal year of P.H. El Ángel S.A. is not available and is not attached as part of the objection, the IE cannot modify the 2011 data used in the present tariff setting (fijación tarifaria).
Therefore, it is recommended not to accept this position.
Therefore, it is recommended to accept this position.
"The calculation method was as follows: a) The operating cost data from a sample of hydropower plants operating in the country, of different installed capacities, are taken." Regarding the operating costs themselves, the methodology RJD-162-2011 establishes that it "includes the costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country. It does not include depreciation expenses, financial expenses, taxes associated with profits, or gains." And, according to the modification RJD-027-2014 to the methodology RJD-162-2011, it establishes:
"The model presented is applicable to the tariff settings (fijaciones tarifarias) of energy sales to ICE by private generators that produce with new hydropower plants, within the framework established by Chapter 1 of Ley 7200, for those electric energy purchase-sales from new private hydropower plants with conditions similar to those established by Ley 7200, that are legally feasible and that must be regulated by ARESEP (.)." Now, following the objector's position, data have been identified from the Plan de Expansión de Generación Eléctrica 2014 - 2035 that, although they correspond to data from hydropower plants, cannot be added as part of the data sample for calculating operating costs, considering that: 1 data item corresponds to the Doña Julia plant—which, by its nature as an existing private hydropower plant, does not reflect the nature of a new private hydropower plant—3 data items correspond to aggregated, unidentifiable data of specific new private hydropower plants ("Gen Priv Hidro1", "Gen Priv Hidro2", and "Gen Priv Hidro3"), and the remaining data correspond to data from public (or cooperative) hydropower plants that also do not correspond to the nature of a new private hydropower plant. Therefore, it is impossible for the IE to include them as part of the sample for calculating operating costs, as established by the referenced methodology and modification.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
Therefore, it is recommended to accept this position.
Therefore, it is recommended not to accept this position.
[.]
III.That, in accordance with the findings and reasoning set forth in the preceding resultandos and considerandos, and on the merits of the case record, it is appropriate to set the tariff band for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, as hereby ordered;
EL INTENDENTE DE ENERGÍA
I.To set the tariff band for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, at a lower band (lower limit) of 0.0639 US$ per kWh, an average tariff of 0.1016 US$ per kW, and an upper band (upper limit) of 0.1142 US$ per kW.
II.To set the following tariff structure for all new private hydropower generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley 7200, as detailed:
III.For all those purchases-sales of energy from new plants that produce with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, the band and tariff structure proposed for generation with new hydropower plants shall be applied.
IV.To indicate to the new private hydropower generators to which the tariffs established through this tariff methodology RJD-152-2011 are applied, that they are obligated to present annually to Aresep the audited financial statements of the generation service they provide, a detailed breakdown of expenses and costs, as well as the total cost of the investment made; the foregoing must be accompanied by the due justification relating them to the provision of the public service of electric energy supply in its generation stage. For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.
V.To indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Ley 7200, that if they fail to comply with the provisions of resolution RJD-152-2011, specifically in the section "Other considerations. (.) For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.", the respective documentation shall be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.
In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública, LGAP), you are hereby informed that the ordinary remedies of motion to reconsider (revocatoria) and appeal (apelación), as well as the extraordinary remedy of review (revisión), may be filed against this resolution. The motion to reconsider may be filed before the Energy Superintendent (Intendente de Energía), who is responsible for resolving it, and the appeal and review may be filed before the Board of Directors (Junta Directiva), which is responsible for resolving them.
In accordance with Article 346 of the LGAP, the motion to reconsider and the appeal must be filed within a period of three business days, counted from the business day following notification, and the extraordinary review must be filed within the periods indicated in Article 354 of said law.
NOTIFY AND PUBLISH
WHEREAS:
WHEREAS:
POR TANTO
RESUELVE:
en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 067 Fija la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-067-2017 a las 13:58 horas del 14 de julio de 2017 APLICACIÓN ANUAL DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA HIDROELÉCTRICAS NUEVAS" ET-025-2017
I.Que el 10 de agosto del 2011, mediante la resolución RJD-152-2011, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante resoluciones RJD-161-2011 publicada en La Gaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta No. 74 del 17 de abril de 2012, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014, y, RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016.
II.Que el 9 de mayo de 2016, mediante la resolución RIE-055-2015, se fijó la banda tarifaria vigente para todos los generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No.73 de la Gaceta No. 88 del 9 de mayo del 2016.
III.Que el 24 de abril de 2017, mediante el oficio 470-IE-2017, la IE solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del presente expediente, y (en el mismo oficio), a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la respectiva nota explicativa y convocatoria a audiencia pública para la aplicación de oficio de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas".
IV.Que el 8 de mayo de 2017, mediante el Alcance 98 a La Gaceta No. 85, se publicó la convocatoria a la nota explicativa y a la audiencia pública.
V.Que el 11 de mayo del 2017, se publicó la convocatoria a la nota explicativa y a la audiencia pública en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 23 de mayo de 2017 y el 14 de junio de 2017 las fechas programadas para llevar a cabo ambas actividades.
VI.Que el 14 de junio de 2017, se llevó acabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", durante la cual se presentaron 3 posiciones, de conformidad con el informe de posiciones 1955-DGAU-2017 (folios 183 al 184) y según el acta de la audiencia (folios 171 al 182).
VII.Que el 13 de julio de 2017, mediante el informe técnico 0992-IE-2017, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y recomendó, entre otros asuntos, fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 (corre agregado en autos).
[.]
1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" según la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones aprobadas.
La fórmula general del modelo se puede expresar mediante la siguiente ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:
CE + CFC = p * E Donde:
CE = Costos de Explotación CFC = Costo Fijo por Capital P = Precio de la Energía (variable de interés) E = Por lo tanto, despejando el precio, tenemos:
p = (CE + CFC) / E Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.
A continuación, se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.
a. Expectativas de ventas (E) Para estimar la variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad de energía a vender durante el año, se consideró la siguiente ecuación:
E = C * 8760 * fp Donde:
E = 8760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días) fp = Factor de planta aplicable según fuente C = 1 (capacidad unitaria, simplificación del cálculo del modelo) Según la metodología RJD-152-2011, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW que disponga la Aresep para los últimos cinco años. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Adicionalmente, se incluyen los factores de planta proveniente de los concursos realizados por el ICE para adquirir energía.
Para el periodo 2012 - 2015, se utilizó la información de la resolución RIE-055- 2016, en el caso del año 2016, se utilizó la información de potencia nominal (suministrada por el CENCE) y la producción anual (suministrada por el Área de Mercados de la IE).
De acuerdo con lo establecido, el valor del factor de planta se calculó de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimó un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtiene el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, determinándose de esta manera el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria.
El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 56,44% (ver Anexo No. 1).
b. Costos de explotación (CE) Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.
La metodología tarifaria vigente indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.
Para la determinación de la muestra del presente estudio se tomó un límite de plantas de hasta 50 MW, aunque la metodología no establece un límite de potencia a utilizar, dicho criterio se definió con base en los principios de la ciencia y la técnica dispuestos en los artículos del 15 al 17 de la LGAP, ya que resulta de verificar las bases de datos con que cuenta la IE y de determinar los proyectos con capacidades más cercanas o parecidas a los que se desea tarifar en esta ocasión, siendo los mismos los menores a 50 MW; siendo consistente con fijaciones tarifarias realizadas en el pasado por esta Intendencia, como por ejemplo, las fijaciones tarifarias para generadores de plantas existentes que firman un nuevo contrato con el ICE.
En ese contexto, la muestra utilizada para el cálculo de los costos de explotación consta de 13 plantas, según se indica: los datos de las plantas Echandi, La Garita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I y Toro III se tomaron del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015 del ICE; la información de las plantas Cubujuquí, El Ángel y Sigifredo Solís se tomó de las fijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años (datos considerados como promedio del 2011, excepto para Cubujuquí, que es un dato de enero 2013); y la información de Suerkata y Vara Blanca del 2016 que fue tomada de los Estados Financieros Auditados aportados por las mismas firmas a Aresep. Adicionalmente, se incorporó los costos de Junta Directiva, de las plantas Platanar y La Rebeca (OT-082-20151).
1 Nota: Actualmente se está llevando un proceso de conformación de nuevo expediente para almacenar toda la información recopilada por medio del cumplimiento del citado Acuerdo 06-06-2017 de Junta Directiva, por lo que en ambos expedientes se dejará consignado apropiadamente. El nuevo expediente es el OT-080-2017.
Se incluyó la planta Toro III de conformidad con el acuerdo 07-27-2015 del acta de sesión extraordinaria de la Junta Directiva celebrada el 22 de junio de 2015, en el cual la Junta Directiva de la Aresep le solicitó a la IE, "valorar la inclusión de la Planta Toro III en la determinación de dicho costo en la fijación de la tarifa para los generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE". Se considera pertinente la inclusión de Toro III, por tratarse de una planta nacional con una potencia menor de 50 MW, sin embargo, se considera la mitad de su placa nominal ya que, los datos de costos de generación que aparecen en el "Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015" corresponden con la mitad de los costos totales de dicha planta.
Los datos fueron indexados con el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN)2 al mes de febrero de 2017, y se convierten a dólares del periodo actual con el tipo de cambio de venta promedio de febrero de 2017, esto debido a que la tarifa está expresada en esta moneda.
2 A partir de enero 2015 el Banco Central de Costa Rica suspende el cálculo del índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al productor con una base más reciente, el IPPMAN; este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI. El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.
Con estos datos, el costo de explotación se calculó de la siguiente manera:
i. Se tomó los datos de costos de explotación de la muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.
ii. Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.
iii. Se utilizó la función de la curva estimada, y se le evaluó una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley N° 7200.
iv. En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se dispongan y que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.
El costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 159,88 US$ por kW (ver Anexo No. 2 y 3).
c. Costo fijo por capital (CFC) Mediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.
El CFC depende de las siguientes variables:
i. Apalancamiento El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio.
El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.
Para esa muestra, se calculó un promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de 2 proyectos hidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la Aresep y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE, según la base de datos que dispone la Aresep.
El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo No. 4).
ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ) El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-027-2014, siendo estas:
. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Por lo tanto, el promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,13% (ver Anexo No. 5).
. Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)", la cual está disponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,67% (ver Anexo No. 6).
. Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados "Risk Premiums for the other markets" en donde el riesgo país se denomina "Country Risk Premium". Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 3,42% (ver Anexo No. 7).
Según lo indica la RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas anteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).
. Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014).
En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 73,98%.
. Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, pero no es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos.
Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad de la industria "Utility General" en los Estados Unidos de América disponible de la página de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html El uso de dicho indicador ya ha sido analizado en informes anteriores de esta Intendencia, considerando que es el más representativo para el sector eléctrico nacional.
Por tanto, el valor obtenido del beta es de 0,2496 (ver Anexo No. 8). Al apalancarlo, de acuerdo con lo señalado en el apartado de apalancamiento, da como resultado un nivel de beta de 0,7464.
. Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.
Por tanto, el nivel de rentabilidad para las plantas hidroeléctricas nuevas es de 9,78% (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 2011 a enero 2016, 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-152-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.
v. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo establece la resolución RJD-152-2011 y la RJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.
vi. Edad de la planta Dado que, en la presente metodología, las plantas son nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.
vii. Monto de la inversión unitaria (M) El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.
El cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de cuatro fuentes de información:
a. La versión más reciente del "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación", publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).
b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2010).
Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.
Para la P.H. El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715 según consta en el folio 882 del ET-169-2010, con una capacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por la Aresep a la P.H. Vara Blanca fue de $7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculada (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular el promedio de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para los préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados, para el 2011).
c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley No.7200.
d. Los concursos realizados por el ICE para adquirir energía de los generadores privados.
Exclusión de los valores extremos:
Los costos de inversión (indexados a febrero 2017) presentan un promedio de 3.017,4 US$/kW. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio, se encuentran 4 elementos fuera de estos límites, lo que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión de los análisis futuros (ver Anexo No. 11).
De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores, se realizó lo siguiente de conformidad con la metodología:
a. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8 MW, el de 8,1 MW a 12 MW, el de 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.
b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualizó con el Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie WPUIP2310001 del Bureau of Labor Statistics. Se utilizó este índice por dos principales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por consistencia con anteriores fijaciones tarifarias.
Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos.
Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria como el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es 2 895,4 US$ por kW (ver Anexo No. 12).
Asimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo valor es de 0,1183 (ver Anexo no. 13).
Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) multiplicando los dos valores anteriores, el cual es de 342,54 US$ por kW.
d. Definición de la banda Para establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:
i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado 526,2 US$ por kW.
ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir, 2 895,4 US$ por kW + 526,2 US$ por kW = 3.421,6 US$ por kW.
iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, en otras palabras, 2 895,4 US$ por kW - 3* 526,2 US$ por kW = 1.316,9 US$ por kW.
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200.
e. Cálculo de la tarifa Una vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa de venta y el resultado es 0,1016 US$ por kW, con un máximo de 0,1142 US$ por kW y un mínimo de 0,0639 US$ por kW (ver Anexo No. 14).
f. Estructura horario-estacional:
La estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-152-2011. La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica nuevas según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:
g. Moneda en que se expresará la tarifa Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de la metodología tarifaria vigente serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).
Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.
h. Ajuste de los valores de la banda tarifaria Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.
i. Obligación de presentar información Como se establece mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los Estados Financieros Auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada. Lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.
j. Aplicación de la metodología El resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y deben ser reguladas por Aresep, y para aquellas compra-ventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no existe aún una metodologías específica aprobada por la Autoridad Reguladora. La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para las que no exista una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante esta metodología, sin considerar estructura estacional.
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1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 56,44%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la rentabilidad es del 9,78 %; el costo de explotación es de 159,88 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 2 895,4 US$ por kW.
2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidráulicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1016 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1142 US$ por kW.
3. La estructura tarifaria para la generación hidráulica es:
[.]
II.Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del estudio técnico 0992-IE-2017, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[.]
1. Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A., cédula de persona jurídica 3- 101-141401, representada por el señor Esteban José Lara Erramouspe, cédula de identidad número 1-0785-0994, en su condición de apoderado generalísimo (folios 137 al 146).
A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
"El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. (.) Se incluirá la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada." Así las cosas, a la IE se le imposibilita excluir los datos mencionados como parte de la muestra para el cálculo del factor de planta.
Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.
"b) Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación". Seguidamente, la metodología RJD-162-2011 establece: "c) Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº 7200." Al respecto, a pesar de que el valor medio de la muestra seleccionada para el cálculo de los costos de explotación es de 18,21 MW, la IE realiza de conformidad con lo establecido en la metodología y modificaciones mencionadas, utilizando el valor de 10 MW para evaluar dicha función de regresión con el fin de calcular el costo de explotación.
Por otro lado, con respecto al cálculo de los costos de inversión, la metodología y sus modificaciones establece un procedimiento de cálculo completamente distinto al cálculo de los costos de operación, que en términos generales consiste en el promedio de los costos de inversión de un grupo de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores a 20 MW, tal y como se muestra en el archivo de Excel adjunto al presente informe. Por tanto, a la IE se le imposibilita realizar el procedimiento de regresión para los costos de inversión en los términos sugeridos, considerando que se aparta de lo establecido en dicho apartado de la metodología y modificaciones mencionadas.
Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
2. Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Guillermo Alan Alvarado, cédula de identidad número 601720455, en su condición de apoderado especial administrativo (folios 147 al 156).
El opositor continúa alegando que los oferentes emplean para sus estimaciones financieras, factores de planta promedio durante la vida útil de la planta, es decir, no utilizan factores de planta específicos para cada año de operación. Se parte del supuesto que, en un futuro se puede repetir una serie hidrológica similar y, por lo tanto, se simula un factor de planta que se podría repetir para el periodo de análisis.
En ese sentido, es criterio del ICE que la IE debe incluir para los años 2013, 2014, 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos participantes en la Convocatoria I-2012 y, adicionalmente, para los años 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos participantes en la Convocatoria 2-2014.
En esta misma dirección, el análisis financiero de la estructura de costos y gastos a la información aportada por las plantas de generación privadas que realiza la IE de la Aresep, debe identificar partidas cuya variación resulta desproporcionada o no se aporta justificación alguna para su crecimiento; tal y como lo hace de forma permanente con el ICE.
De igual manera, debería excluir aquellos gastos que no le han sido reconocido al ICE en las tarifas de venta de electricidad y eliminarlo de los gastos de las plantas ICE que se consideran en el cálculo de las tarifas a generadores privados. Continuar haciéndolo de la manera actual es totalmente discriminatorio, ya que a los generadores privados se incluyen la totalidad de sus gastos sin ningún análisis en el cálculo de la tarifa, lo cual atenta evidentemente el Principio de Igualdad.
Resulta necesario que el ente regulador atienda su obligación de dar seguimiento y comprobar que las cifras, a pesar de que sean datos auditados cumplan con los principios de servicio al costo para ser considerados dentro del cálculo de la tarifa, siendo que los gastos sin justificación o desproporcionados incrementen la tarifa que paga el cliente final.
A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:
"El valor del factor de planta que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la Aresep disponga de información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. Se incluirá la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea información real más los datos de las convocatorias. El valor del factor de planta se calculará de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria." (el subrayando no es parte del original).
De lo mencionado en el párrafo anterior, se interpreta que se deben de incluir los datos de las convocatorias según corresponda al año en que fueron generadas, tal y como se encuentra en la presente propuesta de aplicación tarifaria.
Plasmar los datos de las convocatorias del ICE para los años siguientes -tal y como lo solicita el petente al mencionar que "la IE debe incluir para los años 2013, 2014, 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos participantes en la Convocatoria I-2012 y, adicionalmente, para los años 2015 y 2016 los factores de planta de todos los proyectos participantes en la Convocatoria 2-2014.", no contribuye con la fundamentación dinámica de la modificación RJD-017-2016 en lo que respecta a la metodología contenida en la resolución RJD-162-2011 correspondiente a plantas hidroeléctricas nuevas, cuando establece en el Por Tanto III lo siguiente:
"3.2. De las Convocatorias para adquirir bloques de energía. (.) Una banda que incorpore nueva información revelada por los actores y del mercado, tiene el conveniente de que las empresas en la industria revelen convergencia en costos, dada la competencia por precios a la baja, logrando aprovechar márgenes de eficiencia. (.) De esta manera, la Autoridad Reguladora está proponiendo un proceso dinámico que toma en cuenta la naturaleza del mercado y/o segmento del mercado, procurando que los beneficios que garanticen el servicio al costo y la continuidad y calidad del servicio, se traslade a los consumidores, manteniendo el equilibrio entre ambos actores." (el subrayado no es parte del original).
Lo anterior se puede corroborar al observar los datos de los factores de planta de un mismo proyecto, que fue propuesto por un mismo oferente tanto en la Convocatoria 1-2012 y como en la 2-2014, tal es el caso del proyecto hidroeléctrico P.H. Torito de Hidro Canalete S.A. que participó en ambas Convocatorias con el mismo proyecto hidroeléctrico el cual presenta potencias casi idénticas (4.991 kW para el 2012 y 5.000 kW para el 2014) y mismos precios ofertados (US$ 0,1348 por kWh). Sin embargo, se puede observar que los factores de planta no son los mismos, a saber: ~84 contra ~60, respectivamente.
Por lo tanto, a la IE se le imposibilita acoger esta posición.
Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.
Adicionalmente, se le indica al opositor que se ha avanzado con respecto al proyecto de Contabilidad Regulatoria, así como en las capacitaciones del Sistema de Información Regulatoria (SIR) que se realizaron durante el mes de junio. Actualmente, se está en el proceso de consultas y revisión del plan de cuentas, lo cual permitirá luego ir al periodo de consulta pública y a su resolución.
Adicionalmente, respecto a las condiciones operativas reales del sector, se establece: "Otras consideraciones. Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP 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." Por tanto, la inclusión de los datos financieros auditados de la Planta Rebeca y Platanar, en lo que permite la metodología referida, son producto de los esfuerzos recientes de la IE en cumplir con lo dictado por la metodología, la cual fue aprobada por Junta Directiva, para ajustar el modelo a las condiciones operativas reales del sector.
Por último, se le indica al opositor que, de conformidad con la Estrategia E.3.5. del Objetivo Estratégico 3 del Plan Estratégico Institucional 2017 - 2022 de Aresep, el cual se trascribe a continuación: "E.3.5 Incorporar en el diseño e implementación de las metodologías tarifarias, la estimación precisa de los costos de la regulación", la IE tiene previsto elaborar un informe técnico en el cual se incorporen todas aquellas oportunidades de mejora a las metodologías tarifarias, de tal manera que se permita disponer de instrumentos metodológicos actualizados y acordes con lo que se desea regular.
Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
3. El Ángel S.A., cédula jurídica número 3-101-032590, representada por el señor Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad 8-0076-0703, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de suma (folios 157 al 161, del 163 al 170 (presentación PowerPoint), y 171 al 182 (acta de audiencia)).
En lo que respecta a la solicitud de restablecer el equilibrio financiero del contrato entre El Proyecto Hidroeléctrico El Ángel (Ampliación) y el ICE, se le indica que la presente fijación tarifaria es por industria, según la metodología tarifaria vigente en la resolución RJD-162-2011 y sus modificaciones, razón por la cual la no procede realizar el análisis de casos particulares.
Adicionalmente, se le recuerda que, para la presente aplicación tarifaria, la Aresep realizó una nota explicativa el día 23 de mayo de 2017 -la cual fue comunicada al público en general junto con la convocatoria de la audiencia pública-, cuyo objetivo consiste en: "Esta actividad es una iniciativa de la Aresep que tiene como finalidad aclarar dudas y consultas con respecto a dicha propuesta, para que de esta forma puedan presentar posiciones en la audiencia pública debidamente informados y habiendo aclarado cualquier duda o consulta que tuvieran de la propuesta.
Esta es una etapa diferente a la audiencia pública, es meramente informativa y sirve para resolver las dudas que se tuvieran, por lo que se les recuerda que en el caso que quisieran presentar una posición, no sería en este espacio, sino que deben presentar las posiciones por los medios que han sido señalados en la convocatoria publicada en Gaceta y/o en la audiencia pública del día 14 de junio del 2017." Dicha nota explicativa está disponible para consulta pública en la página web institucional de Aresep.
Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.
En este sentido, aun cuando la metodología es omisa en cuanto a la antigüedad permitida de los datos a considerar como parte de la muestra para el cálculo de los costos de explotación, en el mismo compendio metodológico se establece:
"Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP 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." Por lo tanto, debido a que no se dispone de un dato real auditado para el último año fiscal de P.H. El Ángel S.A. y no se adjunta como parte de la oposición, la IE no puede modificar el dato del año 2011 utilizado en la presente fijación tarifaria.
Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
"El método de cálculo fue el siguiente: a) Se toman los datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas." Con respecto a los costos de explotación propiamente, la metodología RJD-162-2011 establece que "incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las utilidades, o ganancias." Y, según la modificación RJD-027-2014 a la metodología RJD-162- 2011, establece:
"El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP (.)." Ahora bien, siguiendo la posición del opositor, del Plan de Expansión de Generación Eléctrica 2014 - 2035 se han identificado datos que, si bien corresponden con datos de plantas hidroeléctricas, no es posible agregarlas como parte de la muestra de datos para el cálculo de costos de cual por su naturaleza de planta hidroeléctrica privada existente, no refleja la naturaleza de planta hidroeléctrica privada nueva-, 3 datos corresponden a datos agregados no identificables de plantas específicas hidroeléctricas privadas nuevas ("Gen Priv Hidro1", "Gen Priv Hidro2" y "Gen Priv Hidro3"), y los demás datos corresponden con datos de plantas hidroeléctricas públicas (o de cooperativas) que tampoco corresponden con la naturaleza de planta hidroeléctrica privada nueva. Por tanto, a la IE se le imposibilita su inclusión como parte de la muestra para el cálculo de los costos de Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.
Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.
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 la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se dispone;
EL INTENDENTE DE ENERGÍA
I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, en una banda inferior (límite inferior) de 0,0639 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1016 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1142 US$ por kW.
II.Fijar la siguiente estructura tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se detalla:
III.Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la banda y la estructura tarifaria propuesta para la generación con plantas hidroeléctricas nuevas.
IV.Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación. Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.
V.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-152-2011, específicamente en el apartado "Otras consideraciones. (.) Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.", se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.
En cumplimiento de lo que ordenan los 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:
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