Setting of reference price band for new private wind generationFijación de banda tarifaria para generación eólica privada nueva

in the entirety of the text - Full Text of Norm 0089 Ex officio application of the methodology "Model for the determination of reference tariffs for new private wind generation plants" Full Text of minute: 1323D2 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0089-IE-2019 of November 14, 2019 EX OFFICIO APPLICATION OF THE METHODOLOGY "MODEL FOR THE DETERMINATION OF REFERENCE TARIFFS FOR NEW PRIVATE WIND GENERATION PLANTS" ET-067-2019

I.That on November 30, 2011, through Resolution RJD-163-2011, the Board of Directors of Aresep approved the "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants", which was published in La Gaceta No. 245 of December 21, 2011, and amended through resolution RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014 and through resolution RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 of La Gaceta No. 31 of February 15, 2016.

II.That on May 25, 2016, via electronic mail, ICE was requested to update the tariff structure for the applicable private generation methodologies.

III.That on December 22, 2017, through resolution RIE-132-2017, the Intendencia de Energía resolved the implementation of Regulatory Accounting for the public electricity supply service in its Generation stage, provided by generators covered under Chapter I of Law No. 7200, consortia of public, municipal, and cooperative companies engaged in electricity generation and other similar entities authorized by the legal framework.

IV.That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 by the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic invoicing system, in accordance with the technical and normative specifications defined through resolution DGT-R-48-2016 issued by that same department, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places.

V.That on August 23, 2018, through resolution RE-IE-0079-2018, the Intendente de Energía set the current tariff band for all new private wind generators, which was published in Alcance 158 of La Gaceta No. 165 of September 10, 2018.

VI.That on January 21, 2019, through official letter OF-0078-IE-2019, ICE was again requested to update the new dimensionless values of the aforementioned tariff structure. However, as of the formalization date of this report, the Intendencia de Energía has not received the requested information.

VII.That on September 19, 2019, the call for the public hearing and explanatory note was published in La Gaceta No. 177, as well as in the nationally circulated newspapers La Extra and La Teja, with September 23, 2019 being the scheduled date to hold the

public hearing.

VIII.That on October 15, 2019, the public hearing for the annual application of the methodology "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" was held, during which 9 position papers were presented, in accordance with position paper report IN-0575-DGAU-2019 and hearing minutes AC- 0378-DGAU-2019.

IX.That on November 14, 2019, through official letter IN-0134-IE-2019, the Intendencia de Energía (IE) issued the technical report, where it was recommended, among other things, to set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200 or other buyers duly authorized by Law.

I.That from the technical report IN-0134-IE-2019, cited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

[.]

II. ANALYSIS OF THE ISSUE

1. Annual ex officio application of the methodology This section presents the details of the application of the "Model for the Determination of Reference Tariffs for New Private Wind Generation Plants" according to resolution RJD-163-2011 and its approved reforms RJD-027-2014 and RJD-017-2016.

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

Where:

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

It should be noted that the calculation of the band is determined from the investment data, resulting in an upper limit and a lower limit.

The following table summarizes the update of the main variables of this annual ex officio application:

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

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

Where:

E = Annual sales expectations (amount of energy) 8760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = plant factor applicable by source C = 1 (unit capacity, simplification of the model calculation) According to the methodology approved in resolution RJD-163-2011, the value of the plant factor (fp) used in this model will be obtained from the data that Aresep has on private Costa Rican wind plants with installed capacities less than 20 MW, which generated energy for 10 or more months of the respective year.

Additionally, information on plant factors from the public tenders held to acquire energy was included, as an additional data point to the real information used. For this purpose, data from the last five years on which Aresep has real information plus data from the calls for tenders will be used.

For the years 2014 to 2017, information from resolution RE-IE-0079-2018 was used (monthly reports1 for 2016 and 2017 and annual reports2 CENCE for 2014 and 2015 for installed capacity), while for the year 2018, information on nominal power (published in the monthly reports3 of CENCE) and annual production (provided by the Área de Información y Mercado of the IE, which in turn is submitted by CENCE as defined for such purposes through resolution RIE-089-2016) was used, having made an adjustment for those plants where there was a nameplate change during the year to better reflect the corresponding plant factor.

1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co digoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante 2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi vo=3008 3 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co digoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante In accordance with what is established, the plant factor value was calculated as follows. Once the plant factor for the national wind plants sample is obtained for each year, the weighted average was calculated for each year using the installed capacity of each plant as the weight.

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

The plant factor resulting from the procedure described above for a new wind plant is 47.54% (see Anexo 1).

Therefore, the energy expectations, following the formula above, is 4,164.69 hours-year.

b. Operating Costs (Costos de Explotación, 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 profits or gains.

The methodology approved in resolution RJD-163-2011 indicates that the calculation of this variable will be obtained by determining a sample of the operating costs of wind plants operating in the country, with different installed capacities, insofar as they are similar to those intended to be tariffed.

For the determination of operating costs, in this study, the information presented by private generators of new wind plants was used, within the framework of the Regulatory Accounting4 process promoted by the Autoridad Reguladora, in accordance with the provisions of RIE-132-2017. The above implied the analysis and monitoring of the information presented with its traceable justifications. It should be noted that the information included in the Regulatory Accounting is public and is contained in file OT-238-2017.

4 File OT-238-2017.

In this way, data were collected from the aforementioned Regulatory Accountings, from which the operating costs of the 7 plants that make up the entirety of Costa Rica's new private wind plant sector were calculated.

It should be noted that, during the public hearing stage, the companies owning these plants justified accounting accounts that, at the time of issuing the tariff proposal, could not be linked to the provision of the public service.

Subsequently, since said data are in colones, they were indexed to the date of interest (September 2019) using the BCCR Manufacturing Price Index. Then, they were converted to dollars using the average of the selling exchange rate as of September 2019, and finally, the weighted average was calculated.

Therefore, the operating cost (CE) resulting from the procedure described above for a new private wind plant is US$92.66 per kW (see Anexo 2).

c. Fixed Capital Cost (Costo Fijo del Capital, CFC) The CFC component guarantees investors returns comparable to those they could obtain in other investments with a similar level of risk, in order to make the alternative of participating in the development of the plant attractive.

The CFC depends on the amount of the initial investment (M) and the conditions of said investment (FC), among which are the debt-to-equity ratio, the financing conditions, the age of the plant and its useful life, among others.

The FC factor (explained below) was calculated using the equation that determines the amount of the uniform installment, applicable during the entire economic life, that the plant owner requires to recover their investment and obtain a reasonable return.

The CFC depends on the following variables:

. Leverage Leverage is used to estimate the relationship between debt and equity.

For this sample, the weighted average by installed capacity of each plant was calculated. To perform the calculation, information on the financing of electrical projects available in Aresep's databases was used.

Thus, information is available from 28 wind projects from the data of the 1st and 2nd ICE Tenders.

The weighted average of the financial leverage of the projects for which information is available is 70.15% (see Anexo 3).

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

o 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 used to calculate the risk premium will be used, which is available on the U.S. Federal Reserve web page, at the internet address:

http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 Therefore, the overall average of the risk-free rate for the last 5 years is 2.35% (see Anexo 4).

o Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used, which is available on the internet page of:

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Therefore, the simple average of the risk premium for the last 5 years is 5.73% (see Anexo 5).

o Country risk (RP): the published value 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 of this variable and the unlevered beta will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address:

http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/c tryprem.html Therefore, the simple average of the country risk for the last 5 years is 4.19% (see Anexo 6).

o Relationship between debt and equity (D/Kp): it is estimated with the formula D/Kp=Y/(1-Y), where Y is the financial leverage.

For this calculation, what is indicated in section 6.1.1 in the section called leverage (RJD-027-2014) will be used.

In this case, the leverage calculated in point i. above is used, which yields 70.15%.

o Unlevered Beta: For the value of the unlevered beta (βd), the values of "Utility General" provided in past tariff settings are taken, and for the data for 2018, the value from the information published by Dr. Aswath Damodaran in:

http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ Betas.html Therefore, the value obtained for beta is 0.2799 (see Anexo 7). When levered, in accordance with the reform to the methodology RJD-027-2016, it results in a beta level of 0.7403.

It is important to note that on this occasion, the marginal unlevered beta from Damodaran's website Excel file was used, which contemplates the staggered corporate tax, more aligned with the reality of companies whose income tax rate is also staggered in our country and which contemplates a series of deductible expenses that mean the total rate is not ultimately paid. Furthermore, upon inquiry to the author of the information source, it was clarified that the marginal rate must be used since the payment of interest is tax-deductible (saves taxes) (see Anexo 8).

o Income tax rate: it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Income Tax Law, Ley del Impuesto sobre la Renta, Law No. 7092.

Therefore, the rate of return for new wind plants is 10.78% (see Anexo 8).

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

In this regard, it is worth noting the footnote on the Banco Central de Costa Rica web page, which indicates the following: "n4/ As of April 16, 2019, this counter rate information by intermediary group has ceased to be calculated and published. As an improvement in indicator management by the BCCR, information on weekly negotiated lending rates is published, with greater availability of intermediaries and activities; it is available from January 16, 2019 onward." Likewise, upon investigating the new variable proposed by the BCCR, it is possible to see that there are differences between the two interest rates, so this intendencia considers that it is not advisable to use both interest rates in the same average calculation.

Therefore, this observation will be integrated as part of the improvement opportunities that the intendencia will refer to the Centro de Desarrollo de la Regulación for appropriate action.

The arithmetic average of the last sixty months, that is, from May 2014 to April 2019, for the previously mentioned interest rate obtained is 9.00% (see Anexo 9).

. Economic life of the project (v) According to what is established in resolution RJD-163-2011 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 to define the tariff. It is assumed that the economic life is half of the useful life of the project, estimated at 40 years.

. Debt term (d) and contract term According to resolution RJD-163-2011 and RJD-027-2014, the debt term is 20 years. That duration has been assigned, so that it is equal to the maximum term of the energy purchase and sale contract, which is the maximum allowed by law.

. Age of the plant Given that, in this methodology, the plants are new, this variable is assigned the value of zero.

Therefore, applying the Investment Factor (FC) formula, a value of 0.1239 is obtained (see Anexo 10).

. Amount of the unitary investment (M) The investment cost represents the total costs necessary to build a generation plant under normal conditions for our country.

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

The investment amount is calculated as follows:

o From the information available at the Autoridad Reguladora on wind plants in the current tariff setting, data from wind projects participating in ICE Tenders No. 01-2012 and 02-2014, 6 Latin projects (Chile, Argentina, Panama) and the original costs of the 7 new wind plants from the Regulatory Accounting data are included. With the previous information, there is a sample of 35 wind plants with capacities equal to or less than 20 MW.

o For each of the wind plants in the sample, the year in which the investment cost was estimated is identified, and then they are indexed to the month of September 2019 using the Turbine and Transmission Equipment Industry Price Index (PCU33361-33361).

o Subsequently, for this sample of indexed unitary investment cost data, the weighted average by installed capacity is calculated to obtain the value of the average investment cost of the sample, which is US$1,999.27 per kW.

o Finally, the standard deviation of the investment costs of the sample is calculated and a value of US$342.63 per kW is obtained. With the previous information, the upper and lower limit of the tariff range are calculated, as detailed further on.

Therefore, a weighted average value of US$1,999.27/kW is obtained (see Anexo 11).

Finally, once the investment factor (FC) and the investment amount (M) are calculated, the Fixed Capital Cost (CFC) is calculated, which is US$1,999.27 per kW * 0.1239, resulting in US$247.63 per kW.

d. Definition of the deviation for the tariff band According to the current methodology (RJD-163-2011) and its modifications, to establish the tariff band, the following steps are taken:

. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, resulting in US$1,999.27 per kW (see Anexo 11).

. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation from point i above, i.e., US$1,999.27 + US$342.63 per kW = US$2,341.90 per kW (see Anexo 11).

. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations from point i above, i.e., US$1,999.27 - 3 * US$342.63 per kW = US$971.36 per kW (see Anexo 11).

Under no circumstances may the prices paid for the purchase of electrical 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 No. 7200.

e. Calculation of the Tariff Band and Tariff Structure Below, a summary of all the variables calculated in this tariff application is presented, where the price respects the technical specifications defined in the cited resolutions DGT-R-48-2016 and DGT-R-012-2018, where the mandatory use of the electronic invoicing system was resolved, in accordance with the technical and normative specifications defined therein, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integer digits and 5 decimal places:

The seasonal hourly structure used is the one approved by RJD-163-2011. The reference tariff structure for a new wind electricity generation plant, according to the dimensionless parameters approved in resolution RJD-163-2011, is:

f. Other Considerations o Currency in which the tariff will be expressed According to resolution RJD-163-2011, the tariffs resulting from the methodology detailed will be expressed and invoiced in United States of America dollars (US$ or $).

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

o Adjustment of the tariff band values The values of the tariff band will be reviewed at least once a year, in accordance with Law No. 7593.

o Obligation to present information Other considerations. To improve this methodology in the future, it is established that the new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied, are obligated to annually present to ARESEP audited financial information (including operating and maintenance, administrative expenses, and individual investment have better information for adjusting the model to real operational conditions. For these purposes, the company's audited financial statements must be submitted at least annually.

o Application of the methodology Scope. The model presented is applicable to the tariff settings for energy sales to the ICE by private generators producing from new wind plants, within the framework of what is established in Chapter 1 of Law No. 7200, and for those purchases and sales of electrical energy from new private wind plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law No. 7200, that are legally feasible and that must be regulated by Aresep. A new plant is understood to be one whose investment in physical capital has not yet been used in any electricity production process. Consequently, new plants by definition could not have generated energy that was sold under any electricity purchase-sale contract or for self-consumption purposes.

o Regulatory Accounting Instruct the new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage, covered under Chapter I of Law No. 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 "Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Private Generators covered under Chapter I of Law No. 7200, Consortia of Public, Municipal and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework" of December 22, 2017.

[.]

IV. CONCLUSIONS

1. From the application of the approved tariff methodology for new private wind generators, it is obtained that the average plant factor is 47.54%; the average financial leverage value is 70.15%; the return is 10.78%; the average operating cost is US$92.65 per kW and the average investment cost is US$1,999.27 per kW.

2. From the update of the variables that make up the tariff methodology for new private wind generation plants, the resulting lower band (lower limit) is US$0.05114 per kWh and the upper band (upper limit) is US$0.09190 per kW.

3. The proposed tariff structure for private generation with new wind plants is the following:

II.That regarding the public hearing, from the cited official letter IN-0134-IE-2019, it is appropriate to extract the following:

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1. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal entity identification number 4-000-042139, represented by Mr. Javier Orosco Canossa, identity card number 1-0508-0457, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits written brief No. 0610-121-2019 (visible on folio 63), does not speak at the public hearing.

• a)For the year 2018, correct the energy from the Vientos del Este plant, so that for said year you consider the 12 months of actual operation of this plant and not only 11 months as done; and therefore, use a value of 56,410,269.21 kWh instead of 50,744,733.5 kWh.

In this regard, it is indicated that, in accordance with resolution RIE-089-2016, the electrical companies (including the ICE) must submit to the Intendencia de Energía each month the statistical market information for the distribution, generation, transmission, and public lighting systems, corresponding to the immediately preceding month, as well as any adjustment to the statistical information submitted in previous months. In this regard, according to the verification of the information submitted by the ICE on the operation of the Vientos del Este plant, this corresponds to 11 months and not 12 months as indicated in this opposition.

Based on the above, it is reiterated that it is the responsibility of the companies to comply with the provisions of resolution RIE-089-2016, which is the mechanism established to guarantee the reliability of the regulatory information used.

Therefore, it is recommended not to accept this position.

• b)For the calculation of the average plant factor, consider the energy sold by private generators to the ICE, and the maximum contracted power, so that the resulting average factor conforms to the legislation and the contractual frameworks under which the country's private generators operate.

In response to this position, it is indicated that the referenced methodology establishes in section "iv. Sales expectations (E)" that for the calculation of the average plant factor, it will be based on the installed capacity of each project: "(.) The weighting for each year will be based on the installed capacity of each project. The weighting to obtain the total for the five years will be based on the installed capacity of each year." Therefore, it is recommended not to accept this argument.

• c)Act in accordance with Article No. 3 of the Reglamento de Organización y Funciones of the ARESEP regarding its obligation to contribute so that the established regulations, methodologies, processes, and procedures are updated in a timely manner, requesting from the responsible party the modification of the methodologies to consider the contracted power and not the nominal power in all applicable cases.

In response to what was indicated, it is stated that through official letter 2074-IE-2017 of December 22, 2017, the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) was communicated a series of improvement opportunities related to the referenced methodology as well as other private generation methodologies. In this context, a Task Force was formed on October 8, 2019 through official letter OF-0476-CDR-2018 to analyze possible modifications to the tariff methodology for new private wind generation plants.

2. Opposition: Fila de Mogote DCR, S.R.L. legal identification 3-102-155950, represented by Mr. Enrique Alberto Morales González., identity card 1-0606-0457, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits a written brief, does not speak at the public hearing (folio 64).

• a)Regarding regulatory accounting information: as for the maintenance costs of the plant, presented in the regulatory accounting, these do not reflect the actual costs incurred to maintain a plant as referenced, since, due to the supply contract scheme for the generation equipment, in the last two years (2016-2018) they were under warranty and everything related to equipment maintenance was covered by the wind turbine manufacturer. In other words, this situation would be distorting reality and affecting the operating cost downwards, the relative weight and consequently the definition of the average tariff and its bands.

In that regard, the petitioner is advised that the operating cost (costo de explotación) requested for inclusion in this tariff setting, related to the maintenance of the generation equipment, is not a cost that the company incurred for the provision of the public service, because, as the equipment is under warranty as mentioned, it was the generation equipment supplier that incurred the expense, which is not chargeable to the operator or to the service users. Furthermore, it is clarified that the petitioner, at the time of presenting its position, did not provide the cost data to which it refers, making it materially impossible to carry out the corresponding technical assessment.

Therefore, it is recommended that this argument not be accepted.

3. Opposition: Vientos del Volcán S.A., legal identification number 3-101-512404, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68) a) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.

In that regard, the petitioner is advised that, based on the information provided, following a technical assessment, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, using the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:

. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.

. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.

. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,520,372.50 → 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses incurred for an amount of ¢ 8,900.33 → 5.3.1.01.03 Contracted Services - Ernest & Young S.A. for an amount of ¢ 207,944.15 and external legal services for an amount of ¢361,397,673.10 → 5.3.1.01.06 Marketing/Advertising Material - ¢357,976.00 Therefore, it is recommended that the position be partially accepted, as set forth above.

• b)Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider "civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines." The petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.

Therefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be accepted.

4. Opposition: Costa Rica Energy Holding S.A., legal identification number 3-101-457242, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68) a) Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.

In response to this position, the petitioner is advised that, based on the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:

. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.

. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.

. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,520,372.50 → 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses incurred for an amount of ¢ 8,867.39, provision for bonuses for an amount of ¢170,587.97 → 5.3.1.01.03 Contracted Services - Other consultancies for an amount of ¢ 207,484.25 and external legal services for an amount of ¢361,221,725.93 Therefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be partially accepted, as set forth above.

• b)Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider "civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines." The petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.

Therefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.

5. Opposition: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A., legal identification number 3-101-644281, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

• a)Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.

In response to this position, the petitioner is advised that, based on the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:

. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.

. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.

. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,626,836.25 → 5.3.1.01.01 Personnel - Estimated bonuses for an amount of ¢ 132,370.50, estimated bonus charges for an amount of ¢37,751.73 → 5.3.1.01.03 Contracted Services - Other consultancies for an amount of ¢ 354,556.25 and external legal services for an amount of ¢2,541,995.35 → 5.3.1.01.06 Other - marketing advertising material for an amount of ¢380,684.51 Therefore, it is recommended that this argument of the position be partially accepted.

• b)Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider "civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines." The petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.

Therefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.

6. Opposition: Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., legal identification number 3-101-512403, represented by Mr. Allan Broide Wohlstein, bearer of identity card number 1-1110-0069, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 67-68).

• a)Based on argument A and the considerations indicated in Anexo 1 of the opposition filed in case file ET-067-2019, it requests that ARESEP include those adjustments as part of the operating costs (costos de explotación) in the calculation of the tariff band.

In response to this position, the petitioner is advised that, following a technical assessment of the information provided, the operating costs (costos de explotación) have been adjusted in the requested terms, considering the corresponding justifications from said Anexo as support, with the following exceptions:

. The recognition of the items CCSS 23.17%, Vacations and Aguinaldo from account 5.3.1.01.01 Personnel was adjusted because it differs from the current percentages for social charges.

. The recognition of the items Air Tickets, Gasoline, Lodging, and Meals from account 5.3.1.01.06 Other in its regulatory accounting, despite the petitioner indicating that they are costs necessary for the provision of the public service in accordance with resolution RIE-132-2017, were adjusted because the petitioner justified said data neither during the regulatory accounting follow-up stage nor during the public hearing stage.

. The following costs were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, pursuant to Article 32 of Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Contracted Services - Professional insurance services for an amount of ¢ 1,627,623.75 → 5.3.1.01.01 Personnel - Bonuses for an amount of ¢154,736.44 → 5.3.1.01.03 Contracted Services - external legal services for an amount of ¢3,969,053.74 Therefore, it is recommended that the arguments set forth in this position be partially accepted, as set forth above.

• b)Based on argument B, it requests that ARESEP include adjustments as part of the investment costs in the calculation of the tariff band, which consider "civil works investment costs to allow access to the project's lands and wind turbines." The petitioner is advised that, after the respective assessments were made, said data have been included as part of the investment cost.

Therefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.

7. Opposition: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), legal identity number 3-002-115819, represented by Mr. Mario Alvarado Mora, identity card number 4-129-640, in his capacity as general attorney-in-fact with a sum limit. Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folio 69-82) a) It requests that the result of the application of the "reference tariff methodology for new private wind generation plants," in relation to the determination of the plant factor (factor de planta), include the changes indicated in this technical position, expanding the list of plants from Convocatoria No. 2-2014 considered in the calculation.

In that regard, the opponent is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.

Therefore, it is recommended that this position be accepted.

8. Opposition: Aeroenergía S.A, legal identification number 3-101-155347, represented by Mr. Salomón Lechtman Koslowski, identity card number 1-0527-0594, in his capacity as unlimited general attorney-in-fact.

Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folios 83 to 91).

• a)That the Regulatory Accounting information from our Vientos del Este wind plant be taken into account for the calculation of the Operating Cost (Costo de Explotación, CE) variable, within the formula for the determination of the reference tariff.

The company Aeroenergía S.A. is advised, after the respective assessments, the accounts of the Vientos del Este plant have been included in consideration of their amounts and justifications, with the following exceptions: accounts 5.2.1.03.03 Contracted Services for an amount of ¢16,709,483.03, 5.2.1.03.06 Other for an amount of ¢12,666,023.16, and 1.2.3.02.03.06 Improvements included in the regulatory accounting were not accepted because they were not justified in relation to the provision of the public service, in accordance with Article 32 of Aresep's Ley 7593.

Therefore, it is recommended that this argument of the position be partially accepted.

• b)That for the calculation of the Plant Factor (Factor de Planta, FP) variable, all the projects participating in the Convocatoria 2-2014 be considered, and not only the projects that were selected. As was done in the previous tariff adjustment processes RIE-0079-2018 and RIE-053-2017.

In response to this position, the petitioner is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.

Therefore, it is recommended that this argument of the position be accepted.

9. Opposition: Mario Alvarado Mora, bearer of identity card number 4-129-640 Observations: Submits a brief, does not speak at the public hearing (folios 96 to 107).

• a)It requests that the result of the application of the "reference tariff methodology for new private wind generation plants," in relation to the determination of the plant factor (factor de planta), include the changes indicated in this technical position, expanding the list of plants from Convocatoria No. 2-2014 considered in the calculation.

In response to this position, the petitioner is advised that, in accordance with the foregoing, the input data have been adjusted as part of the plant factor (factor de planta) calculation, in the requested terms, since what was requested is in conformity with the provisions of the current methodology.

Therefore, it is recommended that this position be accepted.

[.]

III.That in accordance with the provisions set forth in the preceding resultandos and considerandos, it is appropriate to set, among other things, the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200 or other buyers duly authorized by Law, as provided:

THE ENERGY INTENDENT

I.To set the tariff band for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200 or other buyers duly authorized by Law, composed of a lower tariff (lower limit) of US$ 0.05114 per kWh and an upper band (upper limit) of US$ 0.09190 per kW.

II.To set the following tariff structure for all new private wind generators that sign a contract for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Ley No. 7200, as detailed below:

| --- | --- | | Technology | Tariff Structure | | Wind | $0.05114 - $0.09190 |

III.To indicate to the new private wind generators to which the tariffs established through this tariff methodology RJD-163-2011 apply, that they are obligated 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; the foregoing must be accompanied by the appropriate justification linking them to the provision of the public electricity supply service in its generation stage.

IV.To indicate to the new private wind generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Ley No. 7200, that they must comply with resolution RIE-132-2017 "Implementation of Regulatory Accounting for the Public Electricity Supply Service in its Generation Stage, provided by Generators covered under Chapter I of Ley No. 7200, Consortia of Public, Municipal and Cooperative Companies engaged in Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework" of December 22, 2017.

V.To indicate to the private generators that sell electric energy to ICE under Ley No. 7200, that if they fail to comply with the two preceding provisions (Por Tantos III and IV), the respective documentation shall be referred to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of initiating the corresponding administrative procedures.

VI. To consider the statements made in Considerando II of this resolution as the response to the oppositions

VII. This resolution is effective as of its publication in the Official Gazette La Gaceta

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

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

WHEREAS:

CONSIDERING:

POR TANTO

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 0089 Aplicación de oficio de la metodología "Modelo para la determinación de tarifas de referencias para plantas de generación privado eólicas nuevas" Texto Completo acta: 1323D2 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0089-IE-2019 del 14 de noviembre de 2019 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA METODOLOGÍA "MODELO PARA LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA EÓLICAS NUEVAS" ET-067-2019

I.Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163-2011, la Junta Directiva de la Aresep aprobó el "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas", el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, y modificada mediante resolución RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014 y mediante resolución RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016.

II.Que el 25 de mayo de 2016, mediante correo electrónico, se le solicitó al ICE acerca de la actualización de la estructura tarifaria para las metodologías aplicables de generación privada.

III.Que el 22 de diciembre de 2017, mediante la resolución RIE-132-2017, la Intendencia de Energía resolvió la implementación de la Contabilidad Regulatoria para el servicio público suministro de electricidad en su etapa de Generación, prestado por generadores amparados en el capítulo I de la Ley No.7200, consorcios de las empresas públicas, municipales y cooperativas que se dediquen a la generación de electricidad y otros similares que el marco legal autorice.

IV.Que el 19 de febrero de 2018, mediante la resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.

V.Que el 23 de agosto de 2018, mediante la resolución RE-IE-0079-2018, el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria vigente para todos los generadores privados eólicos nuevos, la cual fue publicada en el Alcance 158 a La Gaceta No. 165 del 10 de septiembre de 2018.

VI.Que el 21 de enero de 2019, mediante el oficio OF-0078-IE-2019, se le solicitó nuevamente al ICE la actualización de los nuevos valores adimensionales de la citada estructura tarifaria. Sin embargo, a la fecha de formalización del presente informe la Intendencia de Energía no ha recibido la información solicitada.

VII.Que el 19 de septiembre de 2019, se publicó la convocatoria a la audiencia pública y nota explicativa en La Gaceta No. 177, así como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 23 de septiembre de 2019 la fecha programada para llevar a cabo la nota explicativa, y el 15 de octubre de 2019 la fecha programada para la audiencia pública.

VIII.Que el 15 de octubre de 2019, se llevó a cabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas", durante la cual se presentaron 9 posiciones, de conformidad con el informe de posiciones IN-0575-DGAU-2019 y el acta de audiencia AC- 0378-DGAU-2019.

IX.Que el 14 de noviembre de 2019, mediante el oficio IN-0134-IE-2019, la Intendencia de Energía (IE) emitió el informe técnico, donde se recomendó, entre otras cosas, fijar a banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley.

I.Que del informe técnico IN-0134-IE-2019, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación anual de oficio de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación del "Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas" según la resolución RJD-163-2011 y sus reformas aprobadas RJD-027-2014 y RJD-017-2016.

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

Donde:

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

Cabe destacar que el cálculo de la banda se determina a partir de los datos de inversión, resultando en un límite superior y un límite inferior.

El siguiente cuadro resume la actualización de las principales variables de esta aplicación anual de oficio:

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

2. Cálculo de las variables del modelo a.

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

Donde:

E = 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 aprobada en la resolución RJD-163-2011, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos que disponga la Aresep de plantas eólicas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, los cuales generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año.

Además, se incluyó la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea información real más los datos de las convocatorias.

Para los años 2014 a 2017 se utilizó la información de la resolución RE-IE-0079- 2018 (informes mensuales1 para 2016 y 2017 e informes anuales2 CENCE para 2014 y 2015 para la capacidad instalada), mientras que para el año 2018 se utilizó la información de potencia nominal (publicada en los informes mensuales3 del CENCE) y la producción anual (suministrada por el Área de Información y Mercado de la IE, que a su vez es remitida por el CENCE según lo definido para tales efectos por medio de la resolución RIE-089-2016), habiendo hecho un ajuste para aquellas plantas en donde hubo un cambio de placa durante el año para reflejar de mejor manera el factor de planta correspondiente.

1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co digoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante 2 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi vo=3008 3 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivoMes.jsf?init=true&categoria=3&co digoTipoArchivo=3007&fecha_inic=ante De acuerdo con lo establecido, el valor del factor de planta se calculó de la siguiente manera. Una vez que se obtiene el factor de planta de la muestra de plantas eólicas nacionales de cada año, se calculó para cada año el promedio ponderado utilizando la capacidad instalada de cada planta como ponderador.

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

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta eólica nueva es de 47,54% (ver Anexo No. 1).

Por lo tanto, las expectativas de energía, siguiendo la fórmula de arriba es de 4 164,69 horas-año.

b. Costos de Explotación (CE) Los costos de necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

La metodología aprobada en la resolución RJD-163-2011 indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de instaladas, en la medida similares a las que se pretende tarifar.

Para la determinación de los costos de explotación, en el presente estudio se utilizó la información presentada por los generadores privados de plantas eólicas nuevas, en el marco del proceso de Contabilidad Regulatoria4 que impulsa la Autoridad Reguladora, de conformidad con lo dispuesto en la RIE-132-2017. Lo anterior implicó el análisis y seguimiento de la información presentada con sus justificaciones trazables. Cabe destacar que la información incluida en la Contabilidad Regulatoria es pública y consta en el expediente OT-238-2017.

4 Expediente OT-238-2017.

De esta manera, se recolectaron datos de las Contabilidades Regulatorias mencionadas a partir de los cuales se calcularon los costos de explotación de las 7 plantas que conforman la totalidad del sector de plantas privadas eólicas nuevas de Costa Rica.

Cabe indicar que, en la etapa de audiencia pública, las empresas dueñas de dichas plantas justificaron cuentas contables que a la hora de emisión de la propuesta tarifaria no era posible relacionar con el suministro del servicio público.

Posteriormente, siendo que dichos datos se encuentran en colones, se procedió a indexarlos a la fecha de interés (septiembre 2019) mediante el uso del Índice de Precios a la Manufactura del BCCR. Luego, se convirtieron a dólares utilizando el promedio del tipo de cambio de venta a septiembre 2019, y por último se calculó el promedio ponderado.

Por tanto, el costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta privada eólica nueva es de 92,66 US$ por kW (ver Anexo No. 2).

c. Costo Fijo del 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 del monto de la inversión inicial (M) y de las condiciones de dicha inversión (FC), entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida útil, entre otros.

El factor FC (explicado abajo) se calculó mediante la ecuación que permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener una rentabilidad razonable.

El CFC depende de las siguientes variables:

. Apalancamiento El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio.

Para esta muestra, se calculó el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la Aresep.

Así las cosas, se cuenta con información de 28 proyectos eólicos provenientes de los datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE.

El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 70,15% (ver Anexo No. 3).

. 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:

o 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 2,35% (ver Anexo No. 4).

o Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)", la cual está disponible en la página de internet de:

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,73% (ver Anexo No. 5).

o 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/c tryprem.html Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 4,19% (ver Anexo No. 6).

o 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 70,15%.

o Beta desapalancada: Para el valor de la beta desapalancada (βd), se toman los valores de "Utility General" dispuestos en las fijaciones tarifarias pasadas, y para el dato del 2018, se toma el valor de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran en:

http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ Betas.html Por tanto, el valor obtenido del beta es de 0,2799 (ver Anexo No. 7). Al apalancarlo, de acuerdo con la reforma a la metodología RJD-027-2016, da como resultado un nivel de beta de 0,7403.

Es importante acotar que en esta ocasión se utilizó la beta desapalancada marginal del archivo de Excel de la página web de Damodaran, que contempla el impuesto a las sociedades escalonado, más apegado a la realidad de las empresas cuya tasa impositiva de renta es escalonada en nuestro país también y que contempla una serie de gastos deducibles que hacen que no se termine pagando la tasa total del mismo. Además, ante consulta al autor de la fuente de información se nos aclaró que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses es deducible del impuesto (ahorra impuestos) (ver Anexo No. 8).

o 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 eólicas nuevas es de 10,78% (ver Anexo No. 8).

. 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.

Al respecto, vale la pena indicar la nota al pie de página de la página web del Banco Central de Costa Rica, la cual indica lo siguiente: "n4/ A partir del 16 de abril del 2019, esta información de tasas de ventanilla por grupo de intermediario se dejó de calcular y publicar. Como mejora en la gestión de indicadores por parte del BCCR, se publica información de tasas activas negociadas semanalmente, contando con una mayor disponibilidad de intermediarios y de actividades, la misma se encuentra disponible desde el 16 de enero 2019 en adelante." Asimismo, al investigar la nueva variable propuesta del BCCR, es posible ver que existen diferencias entre ambas tasas de interés, por lo que esta intendencia considera que no es recomendable utilizar ambas tasas de interés en un mismo cálculo de promedio.

Por lo tanto, esta observación será integrada como parte de las oportunidades de mejora que la intendencia le remitirá al Centro de Desarrollo de la Regulación para lo que corresponda.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de mayo 2014 a abril 2019, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 9,00% (ver Anexo No. 9).

. Vida económica del proyecto (v) Según lo establecido en la resolución RJD-163-2011 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.

. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo establece la resolución RJD-163-2011 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.

. Edad de la planta Dado que, en la presente metodologías, las plantas son nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

Por lo tanto, aplicando la fórmula del Factor de Inversiones (FC), se obtiene un valor de 0,1239 (ver Anexo no. 10).

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

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

El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:

o De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en la fijación actual, se incluyen los datos de los proyectos eólicos participantes de las convocatorias del ICE No. 01-2012 y 02-2014, 6 proyectos latinos (Chile, Argentina, Panamá) y los costos originales de las 7 plantas eólicas nuevas a partir de los datos de las Contabilidades Regulatorias. Con la información anterior se tiene una muestra de 35 plantas eólicas de capacidades iguales o menores a 20 MW.

o Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de inversión, y luego se indexan al mes de septiembre de 2019 con el Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo de Transmisión (PCU33361-33361).

o Posteriormente, para esta muestra de datos de costos de inversión unitarios indexados, se calcula el promedio ponderado por capacidad instalada para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra, el cual es de US$ 1 999,27 por kW.

o Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se obtiene un valor de US$ 342,63 por kW. Con la información anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de tarifas, según se detalla más adelante.

Por lo tanto, se obtiene un valor promedio ponderado de US$ 1 999,27 kW (ver Anexo No. 11).

Por último, una vez calculados el factor de inversiones (FC) y el monto de la inversión (M), se procede a calcular el Costo Fijo del Capital (CFC), el cual es US$ 1 999,27 por kW * 0,1239, cuyo resultado es US$ 247,63 por kW.

d. Definición de la desviación para la banda tarifaria Según la metodología vigente (RJD-163-2011) y sus modificaciones, para establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:

. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado US$ 1.999,27 por kW (ver Anexo No. 11).

. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir, US$ 1 999,27 + US$ 342,63 por kW = US$ 2 341,90 por kW (ver Anexo No. 11).

. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, es decir, US$ 1.999,27 - 3 * US$ 342,63 por kW = US$ 971,36 por kW (ver Anexo No. 11).

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 No. 7200.

e. Cálculo de la Banda Tarifaria y Estructura Tarifaria A continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas en esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones técnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas, en donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí definidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:

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

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

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

o 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.

o Obligación de presentar información Otras consideraciones. Para mejorar esta metodología en el futuro, se establece que los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá disponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.

o Aplicación de la metodología Alcance. 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 eólicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep. Se entiende por planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera vendida en el marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para fines de autoconsumo.

o Contabilidad Regulatoria Indicar a los generadores privados eólicos nuevos que brindan el servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017 "Implementación de La Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por Generadores privados amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice" del 22 de diciembre de 2017.

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. De la aplicación de la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados eólicos nuevos, se obtiene que el factor de planta promedio es de 47,54%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 70,15%; la rentabilidad es del 10,78%; el costo de explotación promedio es de 92,65 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 1 999,27 US$ por kW.

2. A partir de la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada eólicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de US$ 0,05114 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,09190 por kW.

3. La estructura tarifaria propuesta para la generación privada con planta eólicas nuevas es la siguiente:

II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0134-IE-2019 citado, conviene extraer lo siguiente

[.]

1. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Javier Orosco Canossa, cédula de identidad número 1-0508-0457, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito oficio N°0610-121-2019 (visible a folio 63), no hace uso de la palabra en la audiencia pública.

• a)Para el año 2018 corrija la energía proveniente de la planta Vientos del Este, de tal manera que para dicho año considere los 12 meses de operación real de esta planta y no solamente 11 meses como lo realizó y; por lo tanto, utilice un valor de 56 410 269.21 kWh en lugar de 50 744 733.5 kWh.

Al respecto, se le indica que, de acuerdo con la resolución RIE-089- 2016, las empresas eléctricas (incluido el ICE) deben remitir a la Intendencia de Energía cada mes la información estadística del mercado de los sistemas de distribución, generación, transmisión y alumbrado público, correspondiente al mes inmediato anterior, así como cualquier ajuste en la información estadística remitida en meses anteriores. Al respecto, según la verificación de la información remitida por el ICE sobre la operación de la planta Vientos del Este, esta corresponde a 11 meses y no de 12 meses como lo indican en esta oposición.

En función de lo anterior, se reitera que es responsabilidad de las empresas cumplir con lo establecido en la resolución RIE-089-2016, que es el mecanismo establecido para garantizar la confiabilidad de la información regulatoria utilizada.

Por lo tanto, se recomienda no acoger esta posición.

• b)Para el cálculo del factor de planta promedio considere la energía vendida por los generadores privados al ICE, y la potencia máxima contratada, de forma tal que el factor promedio resultante obedezca a la legislación y los marcos contractuales con los cuales operan los generadores privados del país.

Ante esta posición, se le indica que la metodología referida establece en la sección "iv.

capacidad instalada de cada proyecto: "(.) La ponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años se hará con base en la capacidad instalada de cada uno de los años." Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

• c)Actúe conforme establece al artículo N°3 del Reglamento de Organización y Funciones de la ARESEP en cuanto a su obligación de contribuir para que lo reglamentos, metodologías, proceso y procedimientos establecidos sean actualizados oportunamente, solicitando a quien corresponda la modificación de las metodologías para que se consideren la potencia contratada y la no nominal en todos los casos que aplique.

En atención a lo indicado, se le indica que mediante el oficio 2074-IE- 2017 del 22 de diciembre de 2017, se le comunicó a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) una serie de oportunidades de mejora relacionadas con la metodología referida así como de otras metodologías de generación privada. En este contexto, se conformó una Fuerza de Tarea el 8 de octubre de 2019 mediante oficio OF-0476-CDR-2018 para analizar posibles modificaciones a la metodología tarifaria para plantas de generación privada eólicas nuevas.

2. Oposición: Fila de Mogote DCR, S.R.L. cédula jurídica 3-102-155950, representada por el señor Enrique Alberto Morales González., cédula de identidad 1-0606-0457, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 64).

• a)Sobre la información de contabilidad regulatoria: en cuanto a los costos de mantenimiento de la planta, presentados en la contabilidad regulatoria, éstos no reflejan los costos reales en los que se incurren para mantener una planta como referida ya que, debido al esquema del contrato de suministro de los equipos de generación, en los últimos dos años (2016-2018) se encontraban en garantía y todo lo relacionado con mantenimiento de los equipos era cubierto por el fabricante de los aerogeneradores. En otras palabras, esta situación estaría desvirtuando la realidad y afectando a la baja del costo de y sus bandas.

Al respecto, se le indica que el costo de explotación solicitado a incluir en la presente fijación tarifaria, relacionado con el mantenimiento del equipo de generación, no es un costo en el que haya incurrido la empresa para la prestación del servicio público, debido a que al estar en garantía los equipos tal y como lo mencionan, el que incurrió en el gasto fue la empresa proveedora del equipo de generación, no siendo imputables al operador ni a los usuarios del servicio. Además, se aclara que el petente, al momento de presentar su posición, no aportó los datos de costos a los cuales hace referencia, por lo que resulta materialmente imposible realizar la correspondiente valoración técnica.

Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

3. Oposición: Vientos del Volcán S.A., cédula de persona jurídica número 3-101-512404, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 67-68) a) Con base en el argumento A y las consideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta en el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como parte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.

Al respecto, se le indica que con base en la información aportada, previa valoración técnica, se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados, utilizando como respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes salvedades:

. El reconocimiento de los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01 Personal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las cargas sociales.

. El reconocimiento de los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta 5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente indica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos datos.

. Los siguientes costos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del servicio público, según el artículo 32 de la Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Servicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 520 372.50 → 5.3.1.01.01 Personal - Bonos incurridos por un monto de ¢ 8 900.33 → 5.3.1.01.03 Servicios contratados - Ernest & Young S.A. por un monto de ¢ 207 944.15 y servicios legales externos por un monto de ¢361 397 673.10 → 5.3.1.01.06 Mercadeo/Material Publicitario - ¢357 976.00 Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente la posición, según lo expuesto anteriormente.

• b)Con base en el argumento B, solicita a la ARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de la banda tarifaria, los cuales consideran "costos de inversión de obra civil para permitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto".

Se le indica al petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido dichos datos como parte del costo de inversión.

Por lo tanto, se recomienda acoger lo argumentado en esta posición.

4. Oposición: Costa Rica Energy Holding S.A., cédula de persona jurídica número 3-101-457242, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 67-68) a) Con base en el argumento A y las consideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta en el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como parte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.

Ante posición, se le indica que, con base en la información aportada, se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados, considerando como respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes salvedades:

. El reconocimiento de los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01 Personal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las cargas sociales.

. El reconocimiento de los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta 5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente indica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos datos.

. Los siguientes costos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del servicio público por, según el artículo 32 de la Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Servicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 520 372.50 → 5.3.1.01.01 Personal - Bonos incurridos por un monto de ¢ 8 867.39, provisión de bonos por un monto de ¢170 587.97 → 5.3.1.01.03 Servicios contratados - Otras consultorías por un monto de ¢ 207 484.25 y servicios legales externos por un monto de ¢361 221 725.93 Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente lo argumentado en esta posición, según lo b) Con base en el argumento B, solicita a la ARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de la banda tarifaria, los cuales consideran "costos de inversión de obra civil para permitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto".

Se le indica al petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido dichos datos como parte del costo de inversión.

Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento de la posición.

5. Oposición: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A., cédula de persona jurídica número 3-101-644281, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

• a)Con base en el argumento A y las consideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta en el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como parte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.

Ante posición, se le indica que, con base en la información aportada, se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados, considerando como respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes salvedades:

. El reconocimiento de los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01 Personal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las cargas sociales.

. El reconocimiento de los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta 5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente indica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos datos.

. Los siguientes costos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del servicio público por, según el artículo 32 de la Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Servicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 626 836.25 → 5.3.1.01.01 Personal - Bonos estimación por un monto de ¢ 132 370.50, bonos carga estimada por un monto de ¢37 751 .73 → 5.3.1.01.03 Servicios contratados - Otras consultorías por un monto de ¢ 354 556.25 y servicios legales externos por un monto de ¢2 541 995.35 → 5.3.1.01.06 Otros - mercadeo material publicitario por un monto de ¢380 684.51 Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente este argumento de la posición.

• b)Con base en el argumento B, solicita a la ARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de la banda tarifaria, los cuales consideran "costos de inversión de obra civil para permitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto".

Se le indica al petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido dichos datos como parte del costo de inversión.

Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento de la posición.

6. Oposición: Inversiones Eólicas Guanacaste S.A., cédula de persona jurídica número 3-101-512403, representado por el señor Allan Broide Wohlstein, portadora de la cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 67-68).

• a)Con base en el argumento A y las consideraciones indicadas en el Anexo 1, de la oposición presentada que consta en el expediente ET- 067-2019, solicita a la ARESEP incluya esos ajustes como parte de los costos de explotación en el cálculo de la banda tarifara.

Ante posición, se le indica que, previa valoración técnica de la información aportada, se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados, considerando como respaldo las justificaciones correspondientes de dicho Anexo, con las siguientes salvedades:

. El reconocimiento de los registros CCSS 23,17%, Vacaciones y Aguinaldo de la cuenta 5.3.1.01.01 Personal fue ajustado por cuanto difiere de los porcentajes vigentes de las cargas sociales.

. El reconocimiento de los registros Tiquetes aéreos, Gasolina, Hospedaje y Comidas de la cuenta 5.3.1.01.06 Otros de su contabilidad regulatoria, a pesar de que el petente indica que son costos necesarios para el suministro del servicio público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos fueron ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos datos.

. Los siguientes costos no fueron aceptados por no estar justificados con la prestación del servicio público por, según el artículo 32 de la Ley 7593:

→ 5.2.2.03.03 Servicios contratados - Servicios profesionales seguros por un monto de ¢ 1 627 623.75 → 5.3.1.01.01 Personal - Bonos por un monto de ¢154 736.44 → 5.3.1.01.03 Servicios contratados -servicios legales externos por un monto de ¢3 969 053.74 Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente lo argumentado en esta posición, según lo b) Con base en el argumento B, solicita a la ARESEP incluya ajustes como parte de los costos de inversión en el cálculo de la banda tarifaria, los cuales consideran "costos de inversión de obra civil para permitir los accesos a los terrenos y aerogeneradores del proyecto".

Se le indica al petente que, una vez hechas las valoraciones respectivas, se ha incluido dichos datos como parte del costo de inversión.

Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento de la posición.

7. Oposición: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de personería jurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado Mora, cédula de identidad número 4-129-640, en su condición de apoderado generalísimo con límite de suma Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folio 69-82) a) Se solicita que el resultado de la aplicación de la "metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", con relación a la determinación del factor de planta, incluya los cambios indicados en esta posición técnica, ampliando la lista de plantas provenientes de la Convocatoria No. 2-2014 consideradas en el cálculo.

Al respecto, se le indica que al oponente que de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado los datos de insumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos solicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo establecido por la metodología vigente.

Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.

8. Oposición: Aeroenergía S.A, cédula de persona jurídica 3-101-155347, representada por el señor Salomón Lechtman Koslowski, cédula de identidad número 1-0527-0594, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folios 83 al 91).

• a)Que la información de Contabilidad Regulatoria de nuestra planta eólica Vientos del Este sea tomada en cuenta para el cálculo de la variable Costo de Explotación (CE), dentro de la fórmula para la determinación de la tarifa de referencia.

Se le indica a la empresa Aeroenergía S.A., luego de las valoraciones respectiva, se han incluido las cuentas de la planta Vientos del Este en consideración de sus montos y justificaciones, con las siguientes salvedades: las cuentas 5.2.1.03.03 Servicios contratados por un monto de ¢16 709 483.03, 5.2.1.03.06 Otros por un monto de ¢12 666 023.16 y 1.2.3.02.03.06 Mejoras incluidas dentro de la contabilidad regulatoria, no fueron aceptadas ya que no se encontraban justificadas en relación con el suministro del servicio público, de conformidad con el artículo 32 de la Ley 7593 de Aresep.

Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente este argumento de la posición.

• b)Que para el cálculo de la variable Factor de Planta (FP), se considere la totalidad de los proyectos participantes en la convocatoria 2-2014 y no solamente los proyectos que resultaron elegidos. Tal como se hizo en los procesos de ajuste tarifario RIE-0079-2018 y RIE-053-2017 anteriores.

Ante posición, se le indica que, de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado los datos de insumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos solicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo establecido por la metodología vigente.

Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento de la posición.

9. Oposición: Mario Alvarado Mora, portador de la cédula de identidad número 4-129-640 Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (folios 96 al 107).

• a)Se solicita que el resultado de la aplicación de la "metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", con relación a la determinación del factor de planta, incluya los cambios indicados en esta posición técnica, ampliando la lista de plantas provenientes de la Convocatoria No. 2-2014 consideradas en el cálculo.

Ante posición, se le indica que, de acuerdo con lo expuesto, se han ajustado los datos de insumo como parte del cálculo del factor de planta, en los términos solicitados, ya que lo solicitado se encuentra de conformidad con lo establecido por la metodología vigente.

Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.

[.]

III.Que de conformidad con lo establecido en los resultandos y considerandos anteriores, lo procedente es fijar, entre otras cosas, la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, tal y como se dispone:

EL INTENDENTE DE ENERGÍA

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de US$ 0,05114 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$ 0,09190 por kW.

II.Fijar la siguiente estructura tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200, tal y como se detalla:

III.Indicar a los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-163- 2011, que están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.

IV.Indicar a los generadores privados eólicos nuevos que brindan el servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, que deben cumplir con la resolución RIE- 132-2017 "Implementación de La Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por Generadores amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice" del 22 de diciembre de 2017.

V.Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con las dos disposiciones anteriores (Por Tantos III y IV), se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se apertura los procedimientos administrativos correspondiente.

VI. Tener como respuesta a las oposiciones lo externado en el Considerando II de esta resolución

VII. Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta

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

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

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

POR TANTO

RESUELVE: