Annual ex officio application of the reference tariff methodology for new private hydroelectric plantsAplicación anual de oficio de la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas privadas nuevas

in the entirety of the text - Complete Text of Regulation 0119 Annual ex officio application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" Complete Text of record: 13D6F3 REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES ENERGY INTENDENCY RE-0119-IE-2020 OF NOVEMBER 24, 2020 ANNUAL EX OFFICIO APPLICATION OF THE "REFERENCE TARIFF METHODOLOGY FOR NEW PRIVATE HYDROELECTRIC GENERATION PLANTS" ET-023-2020

I.That on August 10, 2011, through resolution RJD-152-2011, the Board of Directors of ARESEP approved the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants", which was published in La Gaceta No. 168 of September 1, 2011, and modified through resolutions RJD-161-2011 published in La Gaceta No. 230 of November 30, 2011, RJD-013-2012 published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012, RJD-027-2014 published in Alcance No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014, and RJD-017-2016 published in Alcance No. 17 to La Gaceta No. 31 of February 15, 2016.

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

III.That on July 16, 2019, through resolution RE-0049-IE-2019, the Energy Intendency (IE) set the tariff band for all private generators with new hydroelectric plants, which was published in Alcance No. 166 to La Gaceta No. 137 of July 22, 2019.

IV.That on February 28, 2020, through official communication OF-0207-IE-2020, the opening of case file was requested to process the ex officio setting proposal for new private hydroelectric generation plants (folio 1).

V.That on March 4, 2020, through official communication OF-0221-IE-2020, ICE was requested to update the tariff structure for the private generation tariff methodology for new hydroelectric plants as provided in the tariff methodology.

VI.That on March 13, 2020, through official communication OF-0277-IE-2020, the call for a public hearing was requested to present the ex officio setting proposal for new private hydroelectric generation plants, contained in report IN-0056-IE-2020 (folios 2 to 5).

VII.That on March 24, 2020, through resolution RE-0113-DGAU-2020, the Dirección General de Atención al Usuario ordered not to schedule public hearings in light of the health emergency due to COVID-19 and as indicated in Decreto Ejecutivo 42221-S of March 10, 2020.

VIII.That on April 8, 2020, through note 5500-0306-2020, the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) submitted the "Proposal for the time-of-use seasonal structure in energy purchase prices from independent generators".

IX.That on May 7, 2020, through official communication OF-0427-IE-2020, the IE requested ICE a series of justifications for some elements of its proposed time-of-use seasonal structure.

X.That on June 16, 2020, through note 5500-0538-2020, ICE responded to the request made by the IE in official communication OF-0427-IE-2020.

XI.That on July 23, 2020, through official communication OF-0799-IE-2020, the IE again requested justifications for ICE's proposal, considering those provided in note 5500-0538-2020 insufficient.

XII.That on August 5, 2020, through note 5500-0759-2020, ICE requested a meeting with the IE to clarify the doubts that persisted regarding the proposed time-of-use seasonal structure.

XIII.That on September 8, 2020, ICE held a virtual meeting with officials of the IE and the Office of the Regulador General to explain its proposed time-of-use seasonal structure.

XIV.That on October 9, 2020, the call for a public hearing was published in the national circulation newspapers La Extra and La Teja, and subsequently published in La Gaceta No. 248 of October 12, 2020. Said hearing would be held on November 4, 2020 (folio 13).

XV. That on November 4, 2020, the public hearing was held, as recorded in record AC-0482-DGAU-2020 (folios 24 to 29)

XVI.That on November 10, 2020, through report IN-0932-DGAU-2020, the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) sent the IE the report on oppositions and coadjuvancies (folios 30 to 31).

XVII.That on November 20, 2020, through report IN-0199-IE-2020, the IE analyzed the present tariff adjustment proceeding and in said technical study recommended setting the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for sale to ICE under Chapter I of Law No. 7200.

I.That from report IN-0199-IE-2020, cited and which serves as the basis for the present resolution, it is appropriate to extract the following:

[·]

II. ANALYSIS OF THE MATTER

1. Application of the methodology This section presents the detail of the application of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" according to resolution RJD-152-2011 and its approved modifications.

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

CE + CFC = p ∗E Where:

CE = Operating costs (explotación) CFC = Fixed capital cost P = Price of energy (variable of interest) E = Annual sales Therefore, solving for the price, we have:

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

Below is the detail of how each of the model variables was calculated.

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

E = C ∗ 8760 ∗ fp Where:

E = Annual sales 8760 = Number of hours in a year (24 hours * 365 days) fp = plant factor applicable by source C = 1 (unitary capacity, simplification of the model calculation) According to the methodology approved in resolution RJD-152-2011 and its reforms, the value of the plant factor (fp) used in this model will be obtained from the data available to Aresep on Costa Rican private hydroelectric plants with installed capacities less than 20 MW. Thus, consistent with what is established in the tariff methodology, only data from the aforementioned group of plants that generated energy for 10 or more months of the respective year were used. The plants not considered in the calculation for having generated energy for less than 10 months were Río Lajas in 2015, Hidrovenecia in 2017, and Don Pedro and Volcán 3X in 2019. In accordance with the tariff methodology, data from the last five-year period on which Aresep possesses real information were used. No tenders for acquiring energy have been presented in the last five-year period (2015-2019).

For the installed capacity, the information provided by the companies and CENCE was used (Anexo 19). Regarding annual production, the information provided by ICE to the Sistema de Información Regulatoria (SIR) was considered, which in turn was sent to Aresep with official communications 5500-0617-2020 and 5500-0868-2020 (Anexos 1 and 18). For cases where a capacity change occurred during the year, the annual power is considered as the monthly average of the indicated powers.

In accordance with what is established in the tariff methodology, the value of the plant factor was calculated as follows: for each of the years of the last five-year period, an arithmetic mean of the values of each individual plant was estimated; then the arithmetic mean of the five resulting values is obtained, thus determining the plant factor data to be used in the tariff setting.

The plant factor resulting from the procedure described above for a new hydroelectric plant is 53.83% (Anexo 2).

b. Operating costs (CE) The operating costs (costos de explotación, CE) consider the variable and fixed operating costs necessary to maintain and operate a plant under normal conditions for our country, excluding depreciation expenses, financial The methodology approved in resolution RJD-152-2011 and its reforms indicates that the calculation of this variable will be obtained by determining a sample of the operating costs of hydroelectric plants that operate in the country, with different installed capacities.

To determine the sample for this study, the values approved by the IE in tariff study ET-017-2018 were taken, in which the company El Ángel S.A. requested the update of this tariff.

Thus, the operating costs of the 3 plants in the new hydroelectric sector (Vara Blanca, El Ángel, and El Ángel Ampliación) were taken and indexed to October 2020 (the month prior to the public hearing) based on the BCCR Manufacturing Price Index1.

1 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526 Subsequently, said indexed values (which were in colones per kW) were converted to US dollars by dividing by the simple average of the BCCR's Reference Selling Exchange Rate (Tipo de Cambio de Venta de Referencia)2 for the month prior to the public hearing.

2 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400 Then, the method described in the methodology was applied for the curve that best fits between the installed capacities and the costs of the plants (whose units are dollars per kW) and the curve that best fit was chosen. In this case, it was the natural logarithmic curve with an R² (R-squared) of 0.5198. It should be noted that the polynomial curve was not considered since, despite showing an R² (R-squared) fit of 1, the result of the evaluation at 10 MW (as the next step of the methodology) yields an atypical result of more than 919 US$ per kW when compared with the value considered in previous settings. This occurs because the polynomial curve is convex and does not allow reflecting the reduction and/or dilution of costs, the economies of scale, nor the efficiencies that a plant with greater capacity is expected to exhibit. Therefore, the polynomial curve was not considered because its result is disproportionate in accordance with the provisions of Article 32 of the Ley de Autoridad Reguladora, as well as when contrasting it with the historical values of the settings dictated in previous resolutions.

When evaluating the natural logarithmic curve (y = -61.19ln(x)+230.52) with the value of 10 MW, it results in 89.62 US$ per kW, which is a more reasonable value and similar to the historical value that has been considered in this type of tariff settings during previous years.

Therefore, the operating cost (CE) resulting from the procedure described above for a new hydroelectric plant is 89.62 US$ per kW (see Anexos 3 and 4).

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

The CFC is calculated as follows:

CFC = M ∗ FC Where M is the total unit investment amount and FC is the factor that reflects the investment conditions.

The determination of these elements is carried out according to what is established in the tariff methodology, as follows:

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

The calculation is made based on data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW, from four sources of information:

a. The most recent version of the Indicative Regional Generation Expansion Plan, published by the Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR)3.

3 http://www.enatrel.gob.ni/wp-content/uploads/2017/09/Informe-GTPIR_2018-2035_310517.pdf b. Reports made by the Autoridad Reguladora on energy sale price settings to ICE from private hydroelectric plants, within the framework of Law No. 7200. During recent years, the individual settings requested that can be used in this sample are those of P.H. El Ángel (ET-169-2010) and P.H. Vara Blanca (ET-185-2010). Data from the previous tariff setting were considered, in which the interest during the grace period was calculated so they would be comparable with the GTPIR data.

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

c. Audited information on investment costs of new hydroelectric plants that in the future sell energy to ICE, within the framework of Law No. 7200. No such information is available.

d. Tenders conducted to acquire energy from private generators. Information from tenders 01-2012-ICE and 02-2014-ICE is considered.

First, the investment cost values were indexed to October 2020 considering the latest United States Industrial Producer Price Index (IPP), specifically that for new construction, series WPUIP2310001 from the "Bureau of Labor Statistics". This index is used for two main reasons: its convenience in taking into account all parts of a hydroelectric plant and for consistency with previous tariff settings4. The value for October 2020 is used, which corresponds to the value for the month prior to the day of the public hearing.

Subsequently, to determine the average value, we first proceeded to the exclusion of extreme values, as indicated by the current methodology. Assuming the observations follow a normal distribution, according to Chebyshev's Theorem, 95% of the data would be concentrated in a range whose upper limit is the arithmetic mean increased by two standard deviations and the lower limit is the arithmetic mean decreased by two standard deviations. The arithmetic mean of the observations is $3,798.6, with a standard deviation of $1,157.7, yielding an upper limit of $6,114.0 and a lower limit of $1,483.2. As can be seen in Anexo 6, the Piedras Negras and Tablón projects are located outside the previously established range, so that, under these assumptions, they correspond to extreme values that must be excluded.

From the sample obtained with the information from the previous sources, once the extreme values were excluded, the following was done in accordance with the methodology:

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

2. The average investment cost is obtained for each mentioned group: US$ 3,561.2 per kW, US$ 3,469.0 per kW, US$ 3,892.1 per kW, US$ 4,526.4 per kW, and US$ 4,453.9 per kW, respectively.

3. Then, the average of the average values of each plant group is obtained.

Therefore, the unit investment amount is obtained, which is US$ 3,980.51 per kW (see Anexo 5).

Investment conditions factor (FC) The FC factor is calculated using the following equation:

Where "v" is the economic life of the project, "e" is the age of the plant, "t" is the income tax rate, "ρ" is the return (rentabilidad) on capital contributions, "Ψ" is the leverage (apalancamiento), "i" is the interest rate, and "d" is the debt term.

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

For this sample, the weighted average was calculated by installed capacity of each plant. To perform the calculation, information on financing of electric projects available in Aresep's databases was used. Thus, information is available from 2 hydroelectric projects directly from Aresep's database (P.H. El Ángel and P.H. Vara Blanca) and 22 data points from the 1st and 2nd Calls for Tenders of ICE. In the case of the information from the 2 projects available at Aresep (P.H. El Ángel and P.H. Vara Blanca), the data from the setting processed in case file ET-017-2018 were considered, corresponding to the financial statements for the period ended in September 2017.

The weighted average of the financial leverage of the projects for which information is available is 73.98% (see Anexo 7).

b. Return on capital contributions (ρ) The level of return (rentabilidad) will be determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the sources of information indicated in the tariff methodology, these being:

. Risk-free rate (KL): This is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate is used with the same maturity period for which the risk premium is calculated, which is available on the website of the Federal Reserve of the United States, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. The data for the last 5 years are averaged. For this case, the average of the risk-free rate for the last 5 years is 2.27% (see Anexo 8).

. Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" is used, which is available on the internet page: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls. The data for the last 5 years are averaged. For this case, the simple average of the risk premium for the last 5 years is 5.61% (see Anexo 9).

. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data called "Risk Premiums for the other markets" where country risk is called "Country Risk Premium". The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html. The data for the last 5 years are averaged. For this case, the simple average of the country risk for the last 5 years is 4.32% (see Anexo 10).

. Debt-to-equity ratio (D/Kp): 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 (apalancamiento) in the current methodology will be used. In this case, the leverage calculated in point a. above is used, resulting in 73.98%.

. Unlevered beta: For the value of the unlevered beta (βd), the values of "Utility General" as set out in past tariff settings are taken, and for the 2019 data, the value from the information published by Dr. Aswath Damodaran at: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html is taken. The data for the last 5 years are averaged. For this case, the value obtained for the unlevered beta is 0.2354 (see Anexo 11). When levered in accordance with the provisions of the tariff methodology, it results in a beta level of 0.7040.

It is important to note that, in accordance with previous settings, the marginal unlevered beta is used, which considers the stepped corporate tax, more aligned with the reality of companies whose income tax rate is also stepped in our country and which contemplates a series of deductible expenses that mean the total rate is not paid. Additionally, upon consulting the source of information, it was clarified in previous proceedings that the marginal rate must be used since the payment of interest is tax-deductible (saves taxes) (see Anexo 17).

. Income tax rate: defined based on current legislation.

The current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Law No. 7092.

Therefore, the level of return "ρ" for new hydroelectric plants, obtained through the CAPM method, is 10.55% (see Anexo 12).

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

The arithmetic mean of the last sixty months prior to the public hearing, i.e., from November 2015 to October 2020, is 8.20% (see Anexo 13).

It is important to note that the Banco Central de Costa Rica modified the methodology for calculating the interest rates it publishes on its website, changing from counter rates to effectively negotiated rates, as of April 2019. The tariff methodology establishes that the monthly average of the last sixty months must be considered; said average from April 2019 to October 2020 corresponds to rates negotiated by private banks. As time passes, the calculated average for the last sixty months will consider more data on negotiated rates and fewer counter rates, until the complete series corresponds to negotiated rates.

d. Economic life of the project (v) According to what is established in the tariff methodology, 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.

e. Debt term (d) and contract term According to what is established in the tariff methodology, the debt term is 20 years.

This duration has been assigned so that it equals the maximum term of the energy purchase-sale contract, which is the maximum permitted by law.

f. Age of the plant Given that, in the present methodologies, the plants are new, this variable is assigned the value of zero, according to the provisions of the tariff methodology.

Considering the previous elements, the Investment Factor (FC) is obtained, whose value is 0.1173 (see Anexo 14).

Finally, the value of the Fixed Capital Cost (CFC) of US$ 466.94 per kW is obtained by multiplying the two previous values M and FC.

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

i. The standard deviation corresponding to all the data used to estimate the average investment cost was calculated, which results in US$ 982.81 per kW.

ii. The upper limit is established as the updated average investment cost plus the standard deviation from point i above, that is, US$ 3,980.51 + US$ 982.81 per kW = US$ 4,963.33 per kW.

iii. The lower limit is established as the updated average investment cost minus 3 standard deviations from point i above, that is, US$ 3,980.51 - 3*US$ 982.81 per kW = US$ 1,032.08 per kW.

Under no circumstances may the prices paid for the purchase of electric energy be higher than the upper limit of the current tariff band, nor lower than the lower limit of that band, as established in Article 21 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley No. 7200.

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

| --- | --- | --- | | Variable | Unit | Value | | Expected Sales (Expectativas de Ventas) E | KWh | 4,715.51 | | Operating Costs (Costos de explotación) CE | US$/kW | 89.62 | | Fixed Capital Cost (Costo Fijo de Capital) CFC | US$/kW | 466.94 | | **Energy Price (Precio de la Energía) p** | **US$/kWh** | **0.11804** | | Upper band limit (Límite superior de banda) p | US$/kWh | 0.13727 | | Lower band limit (Límite inferior de banda) p | US$/kWh | 0.07190 | f. Time-of-use seasonal structure:

From the seasonal time-of-use structure approved in resolution RJD-152-2011, the following reference tariff structure is obtained for a new hydroelectric electricity generation plant:

| --- | --- | | **Period** | **Factor** | | Peak (Punta) | 100.00% | | Night (Noche) | 50.10% | | Valley (Valle) | 50.10% | On this point, it is important to note that through official communication OF-0221-IE-2020 of March 4, 2020, ICE was requested to update the tariff structure for the private generation tariff methodology for new hydroelectric plants as provided in the tariff methodology. At the time of preparing the preliminary report and the request for the call for a public hearing, ICE had not responded to said official communication.

Subsequently, on April 8, 2020, through note 5500-0306-2020, ICE submitted the "Proposal for the time-of-use seasonal structure in energy purchase prices from independent generators". In general terms, in said proposal, ICE emphasized the need for a tariff structure to issue economic signals and optimize the installation and use of infrastructure. It also noted that using marginal costs was inconvenient due to their volatility and their subsequent impact on the cash flow of ICE and private generators.

Following the IE's review of the proposal presented by ICE, on May 7, 2020, through official communication OF-0427-IE-2020, the IE requested a series of justifications for some elements contained in its report. Specifically, it was requested to provide the technical justification that motivated the proposed ratio of 1.5 between high and low season, as well as the proposed values of 80% and 60% for the valley and night periods, respectively.

On June 16, 2020, through note 5500-0538-2020, ICE responded to the request made by the IE in official communication OF-0427-IE-2020, reiterating why it considers that marginal costs are not a good basis for establishing the dimensionless parameters and noting that the proposed values of 1.5, 80%, and 60% are based exclusively on expert judgment.

On July 23, 2020, through official communication OF-0799-IE-2020, the IE again requested justifications for ICE's proposal, considering those provided in note 5500-0538-2020 insufficient. On August 5, 2020, through note 5500-0759-2020, ICE requested a meeting with the IE to clarify the doubts that persisted regarding the proposed time-of-use seasonal structure. On September 8, 2020, ICE held a virtual meeting with officials from the IE and the Office of the Regulador General to they had expressed in previous notes.

Thus, the proposal submitted by ICE has not been considered in this tariff study given that it fails to technically justify each of the dimensionless parameters and their differences between them, especially since these differences represent incentives for the regulated entities to deliver energy at different times of the day, which entails a different economic retribution. In this sense, without having the technical reasons used by ICE to determine the level and the differences between them, it is impossible for this Intendency to modify and implement them, given the lack of data traceability.

It is important to indicate that said values (tariff structure) must be the result of determining the needs to meet the country's electricity demand (load curve), types of plants, generation source, economic pre-dispatch, etc. In this sense, using the proposal sent by ICE does not respond to what has been indicated, therefore it was not incorporated into the present tariff proposal.

This documentation is contained in Anexo 20.

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

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

h. Obligation to submit information As established by RJD-152-2011, new private hydroelectric generators to which the tariffs established through this tariff methodology are applied 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 proper justification that relates them to the provision of the public service of electrical energy supply in its generation stage.

i. Application of the methodology The result of the model is applicable to the tariff fixations of energy sales to ICE by private generators producing with new hydroelectric plants, within the framework of Chapter 1 of Law No. 7200, for those purchases and sales of electrical energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those purchases and sales of energy from new plants producing with non-conventional sources for which a specific methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist. The tariff band applicable to private generation with non-conventional energy sources for which a specific methodology does not exist is the tariff band estimated by this methodology, without considering seasonal structure.

j. Regulatory accounting New private hydroelectric generators that provide the public electricity service in its generation stage under Chapter I of Law 7200 must be informed that they must comply with resolution RIE-132-2017 "Implementation of Regulatory Accounting for the Public Service of Electricity Supply in its Generation Stage, provided by Generators under Chapter I of Law 7200, Consortia of Public Companies, Municipal and Cooperative Companies dedicated to Electricity Generation and other similar entities authorized by the legal framework" of December 22, 2017.

[.]

IV. CONCLUSIONS

1. Applying the tariff methodology approved for new private hydroelectric generators, the result is that the plant factor (factor de planta) is 53.83%; the average financial leverage (apalancamiento financiero) value is 73.98%; the profitability (rentabilidad) is 10.55%; the operating cost (costo de explotación) is 89.62 US$ per kW and the average investment cost (costo de inversión) is 3,980.51 US$ per kW.

2. With the updating of the variables that make up the tariff methodology for new private hydroelectric generation plants, the result is a lower band (lower limit) of 0.04468 US$ per kWh, an average tariff of 0.11803 US$ per kW and an upper band (upper limit) of 0.14248 US$ per kW.

3. The tariff structure for hydroelectric generation in new plants is:

[.]

II.That regarding the public hearing, from official communication IN-0199-IE-2020 cited, it is appropriate to extract the following:

[.]

1. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Javier Orozco Canossa, identity card number 01-0508-0457, in his capacity as Special Administrative Attorney-in-Fact.

Observations: Did not speak at the public hearing. Submitted a written statement (folio 17-18).

Notifications: To the email addresses: [email protected] in the name of Gricelio Cubero Badilla, [email protected] in the name of Juan Carlos Salas Hidalgo and [email protected] in the name of Eugenio Hernández Palma.

Summary:

a. Regarding the dimensionless parameters (parámetros adimensionales): ICE states that through official communication 0610-138-2019 of August 2019 and official communication 5500-0759-2020 of August 5, 2020, a response was provided to the IE regarding the updating of the dimensionless parameters of the tariff structure; therefore, it is not well-received to indicate that the information had not been sent by ICE. In this context, it requests that the background information be updated to indicate that ICE sent what was requested.

b. Regarding the updating of interest rates: since the public hearing was held in November, the period considered for determining the average interest rate should be updated, from November 2015 to October 2020, these being the 60 months prior to the public hearing.

c. Regarding the updating of the selling exchange rate (tipo de cambio de venta): since the public hearing was held in November, the selling exchange rate should be updated to the average data for October 2020, this being the month prior to the public hearing.

Response:

a. Regarding the dimensionless parameters: firstly, it must be clarified to ICE that in background item 4 of the preliminary report, the IE indicated that no response had been received from ICE regarding what was requested through official communication OF-0221-IE-2020 of March 4, 2020, which was true at the time said report was prepared. Subsequently, ICE sent a proposal to update the tariff structure and some additional clarifications that the IE requested on the matter; therefore, these elements were added to section I. BACKGROUND of this report.

The official communication mentioned by ICE of August 2019 (0610-138-2019) responded to another request for information made by the IE the previous year, which, although it could be the same as the request made this year, could not be known beforehand. With the response provided by ICE after the issuance of the preliminary report, it became known that the proposal to update the tariff structure was the same as the one presented the previous year. These inputs were analyzed by the IE but were not considered in this tariff fixation as explained in section "f. Tariff Structure" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.

b. Regarding the updating of interest rates: as mentioned by ICE, the IE proceeded to update the average interest rate considering the 60 months prior to the public hearing. This can be verified in section c of the section "Investment Conditions Factor (FC)" of this report and Annex 13.

c. Regarding the updating of the selling exchange rate: as mentioned by ICE, the IE proceeded to update the exchange rate used in converting items from colones to dollars, considering the month of October as it was the month prior to the public hearing. This can be verified in Annex 21.

2. Coadjuvancy: Consejero del Usuario, represented by Jorge Sanarrucia Aragón, bearer of identity card number 05-0302-0917.

Observations: Did not speak at the public hearing, submitted a written statement (folio 19).

Notifications: To the email addresses: [email protected]; [email protected] Summary: the Consejero del Usuario notes that, as a result of the health emergency and the suspension of public hearings, ICE had more time to be able to present the information required by the IE regarding the updating of the tariff structure. He also notes that in any tariff adjustment and application, all the necessary information must be available for its rigorous, technically sound determination, and that if the IE already has that information, the appropriate course is to continue processing the case file.

He also notes that the proposal complies with what is set forth in the tariff methodology regarding the determination of sales expectations (based on historical data of the energy generated by the plants) and operating costs, noting that these should be updated since the proposal contemplates their indexation to February 2020.

Response: regarding the updating of the structure, the Consejero del Usuario is informed that after the preparation of the preliminary report of this ex officio study, ICE sent the requested information as well as some required clarifications, as evidenced in section I. BACKGROUND. In this regard, he is informed that these inputs were analyzed by the IE but were not considered in this tariff fixation, as explained in section "f. Tariff Structure" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.

Regarding the updating of operating costs, he is informed that these were indexed to October 2020, corresponding to the month prior to the public hearing, as explained in section "b. Operating Costs" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report.

Regarding the additional points of his coadjuvancy, he is thanked for his interest and participation in this study, with the indication that these will be evaluated by this Intendancy for future discussions regarding the reality of the national electricity sector.

3. Opposition: El Ángel Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-032590, represented by Mr. Domingo Argentini Alfayate, identity card number 8-0066-0703, in his capacity as Unlimited General Attorney-in-Fact.

Observations: Did not speak at the public hearing.

Submitted a written statement (visible at folio 20).

Notifications: To the email address: [email protected] Summary: the company clarifies that it agrees with the proposed tariff, but notes some "inconsistencies" that should be corrected.

a. Regarding operating cost: it notes that the IE does not explain whether the sample of 3 plants considered is representative of the sector, since, upon obtaining the best-fit curve and evaluating it at 10 MW, a lower operating cost value than the minimum of the sample is obtained. It adds that it makes no sense to evaluate the curve at 10 MW if the sample has lower power values, and that if it were evaluated at the average power of the sample (3.9 MW), a higher operating cost would be obtained. It requests that a representative power value be used based on the sample.

b. Regarding the application of the curve: the company notes that the IE departed from the methodology by not considering the best-fit curve, which would be the polynomial one, because it yields an atypical result.

Response:

a. Regarding operating cost: firstly, it is reiterated that the sample used corresponds to the total population to which the tariff bands for private generators with new hydroelectric plants currently apply. Furthermore, the tariff methodology states in the "Operating Costs (CE)" section that "c) The value of the mentioned function is used, corresponding to a 10 MW plant, which is the average value of the range permitted by Chapter 1 of Law No. 7200". Therefore, if another value were to be used to evaluate the curve, this would constitute a modification of the current methodology, which falls outside the scope of this tariff study.

b. Regarding the application of the curve: the company is reiterated what was indicated in section "b. Operating Costs" of section II. ANALYSIS OF THE MATTER of this report, in that the polynomial curve was not considered because, despite showing an R2 (R-squared) fit of 1, the result of the 10 MW evaluation (as the next step in the methodology) yields an atypical result of more than 912 US$ per kW when compared with the value considered in previous fixations. This occurs because from the three sample values, a polynomial curve is derived, which is convex and does not allow for reflecting the reduction and/or dilution of costs, the economies of scale, or the efficiencies that a plant is expected to present the larger its capacity. Therefore, the polynomial curve was not considered because its result is disproportionate, in accordance with the provisions of Article 32 of the Ley de Autoridad Reguladora, as well as when contrasted with the historical values of the fixations issued in previous resolutions.

[.]

III.That in accordance with what was stated in the preceding recitals and consideranda, and on the merits of the case, the appropriate course is to fix the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for the sale to ICE under Chapter I of Law No. 7200; as ordered.

LA INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.To fix the tariff band for all new private hydroelectric generators that sign a contract for the sale to the Instituto Costarricense de Electricidad under Chapter I of Law No. 7200, for those purchases and sales of electrical energy from new private hydroelectric plants with conditions similar to those established by Law 7200, which are legally feasible and must be regulated by Aresep, and for those purchases and sales of energy from new plants producing with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, at: a lower band (lower limit) of 0.04468 US$ per kWh, an average tariff of 0.11803 US$ per kW and an upper band (upper limit) of 0.14248 US$ per kW.

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

III.For all those purchases and sales of energy from plants producing with non-conventional sources for which a specific tariff methodology approved by the Regulatory Authority does not yet exist, the proposed tariff band shall be applied without considering the seasonal structure.

IV.To inform new private hydroelectric generators to which the tariffs established by this tariff methodology RJD-152-2011 are applied, 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 proper justification that relates them to the provision of the public service of electrical energy supply in its generation stage.

V.To inform private generators that sell electrical energy to ICE under Law No. 7200 that, should they fail to comply with the provisions of resolution RJD-152-2011, specifically in the section "Other considerations. (.) For these purposes, the audited financial statements of the company must be submitted at least annually.", the respective documentation will be forwarded to the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), for the purpose of assessing the possibility of initiating the corresponding administrative procedures.

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

VII. To consider as the response to the oppositions what was stated in "Considerando II" of this resolution

VIII. To establish that the prices are effective as of the day following their publication in the Diario Oficial La Gaceta

In compliance with Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby reported 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 Intendente de Energía, who is responsible for resolving it, and the appeal and review remedies may be filed before the Junta Directiva, which is responsible for resolving them.

In accordance with Article 346 of the LGPA, the remedies of revocation and appeal must be filed within three business days, counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the time limits set forth in Article 354 of said law.

PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE

WHEREAS:

CONSIDERING:

POR TANTO

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 0119 Aplicación anual de oficio de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" Texto Completo acta: 13D6F3 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0119-IE-2020 DEL 24 DE NOVIEMBRE DE 2020 APLICACIÓN ANUAL DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA HIDROELÉCTRICAS NUEVAS" ET-023-2020

I.Que el 10 de agosto de 2011 mediante la resolución RJD-152-2011, la Junta Directiva de la ARESEP aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las resoluciones RJD-161-2011 publicada en La Gaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta No. 74 del 17 de abril de 2012, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014, y, RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016.

II.Que el 19 de febrero de 2018, mediante 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.

III.Que el 16 de julio de 2019, mediante la resolución RE-0049-IE-2019, el Intendente de Energía (IE) fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 166 a La Gaceta No. 137 del 22 de julio de 2019.

IV.Que el 28 de febrero de 2020, mediante el oficio OF-0207-IE-2020, se solicitó la apertura del expediente para tramitar la propuesta de fijación de oficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas (folio 1).

V.Que el 4 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0221-IE-2020, se le solicitó al ICE la actualización de la estructura tarifaria para la metodología tarifaria de generación privada de plantas hidroeléctricas nuevas según lo dispuesto en la metodología tarifaria.

VI.Que el 13 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0277-IE-2020, se solicitó la convocatoria a audiencia pública para conocer la propuesta de fijación de oficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, contenida en el informe IN-0056-IE-2020 (folios 2 al 5).

VII.Que el 24 de marzo de 2020, mediante la resolución RE-0113-DGAU-2020, la Dirección General de Atención al Usuario dispuso no programar audiencias públicas a la luz de la emergencia sanitaria por el COVID-19 y lo señalado en el decreto ejecutivo 42221-S del 10 de marzo de 2020.

VIII.Que el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) remitió la "Propuesta para la estructura horario-estacional en los precios de compra de energía a generadores independientes".

IX.Que el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE solicitó al ICE una serie de justificaciones de algunos elementos de su propuesta de estructura horario-estacional.

X.Que el 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE atendió la solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020.

XI.Que el 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE solicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar insuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020.

XII.Que el 5 de agosto de 2020, mediante la nota 5500-0759-2020, el ICE solicitó una reunión con la IE para aclarar las dudas que persistían en torno a la propuesta de estructura horario-estacional.

XIII.Que el 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión virtual con funcionarios de la IE y el Despacho del Regulador General para explicar su propuesta de estructura horario-estacional.

XIV.Que el 9 de octubre de 2020, se publicó la convocatoria a audiencia pública en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, posteriormente se realizó en La Gaceta No. 248 del 12 de octubre de 2020. Dicha audiencia se celebraría el 4 de noviembre de 2020 (folio 13).

XV.Que el 4 de noviembre de 2020 se llevó a cabo la audiencia pública, como consta en el acta AC-0482-DGAU-2020 (folios 24 al 29).

XVI.Que el 10 de noviembre de 2020, mediante el informe IN-0932-DGAU-2020, la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de oposiciones y coadyuvancias (folios 30 al 31).

XVII.Que el 20 de noviembre de 2020, mediante el oficio IN-0199-IE-2020, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200.

I. Que del oficio IN-0199-IE-2020, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente

[.]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" según la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones aprobadas.

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

CE + CFC = p ∗E Donde:

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

(CE + CFC) p = -------------------- E Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.

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

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

E = C ∗ 8760 ∗ fp Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía) 8760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días) fp = factor de planta aplicable según fuente C = 1 (capacidad unitaria, simplificación del cálculo del modelo) Según la metodología aprobada en la resolución RJD-152-2011 y sus reformas, 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 hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW. Así, de manera consistente con lo establecido en la metodología tarifaria, se utilizó únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Las plantas que no se consideraron en el cálculo por haber generado energía menos de 10 meses fueron Río Lajas en el 2015, Hidrovenecia en el 2017 y Don Pedro y Volcán 3X en 2019. De acuerdo con la metodología tarifaria se utilizaron los datos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea información real. No se han presentado concursos para adquirir energía en el último quinquenio (2015-2019).

Para la capacidad instalada se utilizó la información proporcionada por las empresas y el CENCE (Anexo 19). En cuanto a la producción anual se contempló la información suministrada por el ICE al Sistema de Información Regulatoria (SIR), que a su vez fue remitida a la Aresep con los oficios 5500-0617-2020 y 5500-0868-2020 (Anexos 1 y 18). Para los casos donde se hubiese dado un cambio de capacidad durante el año, la potencia anual se considera como el promedio mensual de las potencias señaladas.

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

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 53,83% (Anexo 2).

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

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

Para la determinación de la muestra del presente estudio, se tomó los valores aprobados por la IE en el estudio tarifario ET-017-2018, en donde la empresa El Ángel S.A. solicitó la actualización de esta tarifa.

De esta manera, se tomaron los costos de explotación de las 3 plantas del sector hidroeléctricas nuevas (Vara Blanca, El Ángel y El Ángel Ampliación) y se indexaron hasta octubre de 2020 (mes previo a la audiencia pública) con base en el Índice de Precios a la Manufactura del BCCR1.

1 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526 Luego, se convirtieron dichos valores indexados (que estaban en colones por kW) a la divisa de dólares estadounidenses dividiendo por el promedio simple del Tipo de Cambio de Venta de Referencia del BCCR2 del mes previo a la audiencia pública.

2 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400 Luego, se aplicó el método descrito en la metodología de la curva que mejor se ajusta entre las capacidades instaladas y los costos de las plantas (cuyas unidades son de dólares por kW) y se escogió la curva que mejor ajustó. En este caso, fue la curva logarítmica natural con un R2 (R-cuadrado) de 0,5198. Cabe destacar que no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar de mostrar un ajuste R2 (R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10 MW (como paso siguiente de la metodología), da un resultado atípico de más de 919 US$ por kW si se compara con el valor considerado en fijaciones anteriores. Esto se da porque la curva polinómica es convexa y no permite reflejar la reducción y/o dilución de costos, las economías de escala ni las eficiencias que se espera presente una planta entre mayor sea su capacidad. Por lo tanto, no se consideró la curva polinómica porque su resultado resulta desproporcionado de conformidad con lo establecido en el artículo 32 de la Ley de Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo con los valores históricos de la fijaciones dictadas en resoluciones anteriores.

Al evaluar la curva logarítmica natural (y = -61,19ln(x)+230,52) con el valor de 10MW, da como resultado 89,62 US$ por kW, el cual es más un valor más razonable y similar al histórico que se ha considerado en este tipo de fijaciones de tarifarias durante los años anteriores.

Por tanto, el costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 89,62 US$ por kW (ver Anexos 3 y 4).

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

El CFC se calcula de la siguiente manera:

CFC = M ∗ FC Siendo M el monto total de la inversión unitaria y el FC el factor que refleja las condiciones de la inversión.

La determinación de estos elementos se realiza según lo dispuesto en la metodología tarifaria, de la siguiente manera:

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

El cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de cuatro fuentes de información:

a. La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR)3.

3 http://www.enatrel.gob.ni/wp-content/uploads/2017/09/Informe-GTPIR_2018-2035_310517.pdf b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de la P.H. El Ángel (ET-169-2010) y P.H. Vara Blanca (ET-185-2010). Se consideraron los datos de la fijación tarifaria anterior en los cuales se calcularon los intereses durante el periodo de gracia para que fueran comparables con los datos del GTPIR.

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

c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley No.7200. No se cuenta con esta información.

d. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores privados. Se considera la información de los concursos 01-2012-ICE y 02-2014-ICE.

En primer lugar, los valores de costo de inversión fueron indexados a octubre de 2020 considerando el último Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie WPUIP2310001 del "Bureau of Labor Statistics". Se utiliza este índice por dos principales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por consistencia con las anteriores fijaciones tarifarias4. Se utiliza el valor de octubre 2020, el cual corresponde al valor del mes anterior al día de la audiencia pública.

Posteriormente, para la determinación del valor promedio se procedió en primer lugar a la exclusión de los valores extremos, tal como lo indica la metodología vigente. Suponiendo que las observaciones siguen una distribución normal, según el Teorema de Chebyshev el 95% de los datos estaría concentrado en un rango cuyo límite superior es la media aritmética aumentada en dos desviaciones estándar y el inferior es la media aritmética disminuida en dos desviaciones estándar. La media aritmética de las observaciones es de $3 798,6, con una desviación estándar de $1 157,7, lo que arroja un límite superior de $6 114,0 y un límite inferior de $1 483,2. Como puede observarse en el Anexo 6, los proyectos Piedras Negras y Tablón se ubican fuera del rango antes establecido, de modo que, bajo estos supuestos, corresponden a valores extremos que deben excluirse.

De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores una vez excluidos los valores extremos, se realizó lo siguiente de conformidad con la metodología:

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

2. Se obtiene el promedio de costo de inversión para cada grupo mencionado: US$ 3 561,2 por kW, US$ 3 469,0 por kW, US$ 3 892,1 por kW, US$ 4 526,4 por kW y US$ 4 453,9 por kW, respectivamente.

3. Luego, se obtiene el promedio de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas.

Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria, el cual es US$ 3 980,51 por kW (ver Anexo 5).

Factor de las condiciones de inversión (FC) El factor FC se calcula mediante la siguiente ecuación:

Donde "v" es la vida económica del proyecto, "e" es la edad de la planta, "t" es la tasa de impuesto sobre la renta, "ρ" es la rentabilidad sobre aportes de capital, "Ψ" es el apalancamiento, "i" es la tasa de interés y "d" es el plazo de la deuda.

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

Para esa muestra, se calculó 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 2 proyectos hidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la Aresep (P.H. El Ángel y P.H. Vara Blanca) y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE. En el caso de la información de los 2 proyectos disponible en Aresep (P.H. El Ángel y P.H. Vara Blanca), se consideraron los datos de la fijación tramitada en el expediente ET-017-2018, correspondiente a los estados financieros del período concluido en setiembre de 2017.

El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo 7).

b. 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 metodología tarifaria, siendo estas:

. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15. Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,27% (ver Anexo 8).

. Prima por riesgo (PR): se emplea 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. Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,61% (ver Anexo 9).

. 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 se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html. Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 4,32% (ver Anexo 10).

. 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 en la metodología vigente). En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto a. anterior, que da como resultado 73,98%.

. 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 2019, 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. Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el valor obtenido de beta desapalancada es de 0,2354 (ver Anexo 11). Al apalancarlo de acuerdo con los dispuesto en la metodología tarifaria, da como resultado un nivel de beta de 0,7040.

Es importante acotar que, de acuerdo con las fijaciones previas, se utiliza la beta desapalancada marginal, 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 aclaró en trámites anteriores que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses es deducible del impuesto (ahorra impuestos) (ver Anexo 17).

. 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 "ρ" para las plantas hidroeléctricas nuevas, obtenida mediante el método del CAPM, es de 10,55% (ver Anexo 12).

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

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses anteriores a la audiencia pública, es decir, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, es de 8,20% (ver Anexo 13).

Es importante señalar que el Banco Central de Costa Rica modificó la metodología de cálculo de las tasas de interés que publica en su página web, pasando de tasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de abril de 2019. La metodología tarifaria establece que se debe considerar el promedio mensual de los últimos sesenta meses, dicho promedio de abril de 2019 a octubre de 2020 corresponde a tasas negociadas por los bancos privados. Conforme transcurra el tiempo, el promedio calculado para los últimos sesenta meses considerará más datos sobre tasas negociadas y menos tasas en ventanilla, hasta que la serie completa corresponda a tasas negociadas.

d. Vida económica del proyecto (v) Según lo establecido en la metodología tarifaria, 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.

e. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato Según lo establece la metodología tarifaria, 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.

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

Considerando los elementos anteriores, se obtiene el Factor de Inversiones (FC) cuyo valor es de 0,1173 (ver Anexo 14).

Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) de US$ 466,94 por kW, multiplicando los dos valores anteriores M y FC.

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

i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado US$ 982,81 por kW.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir, US$ 3 980,51 + US$ 982,81 por kW = US$ 4 963,33 por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, es decir, US$ 3 980,51 - 3*US$ 982,81 por kW = US$ 1 032,08 por kW.

En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley No. 7200.

e. Cálculo de la tarifa 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:

f. Estructura horario-estacional:

A partir de la estructura horaria estacional aprobada en la resolución RJD-152-2011, se obtiene la siguiente estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica nueva:

En este punto es importante señalar que mediante el oficio OF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de 2020, se le solicitó al ICE la actualización de la estructura tarifaria para la metodología tarifaria de generación privada de plantas hidroeléctricas nuevas según lo dispuesto en la metodología tarifaria. Al momento de la elaboración del informe preliminar y la solicitud de convocatoria a audiencia pública, el ICE no había respondido a dicho oficio.

Posteriormente, el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020, el ICE remitió la "Propuesta para la estructura horario-estacional en los precios de compra de energía a generadores independientes". En términos generales, en dicha propuesta el ICE recalcaba la necesidad de contar con una estructura tarifaria para emitir señales económicas y optimizar la instalación y el uso de la infraestructura. También señalaba que utilizar los costos marginales resultaba inconveniente por la volatilidad de los mismos y su posterior impacto en el flujo de caja del ICE y los generadores privados.

A partir de la revisión que realizó la IE de la propuesta planteada por el ICE, el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE solicitó una serie de justificaciones de algunos elementos contenidos en su informe. Específicamente se solicitó aportar la justificación técnica que motivó el planteamiento de la relación de 1,5 entre época alta y baja, así como los valores propuestos de 80% y 60% para período valle y noche, respectivamente.

El 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE atendió la solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020 reiterando porqué considera que los costos marginales no son una buena base para establecer los parámetros adimensionales y señalando que los valores propuestos de 1,5, 80% y 60% se basan exclusivamente en el criterio experto.

El 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE solicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar insuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020. El 5 de agosto de 2020, mediante la nota 5500-0759-2020, el ICE solicitó una reunión con la IE para aclarar las dudas que persistían en torno a la propuesta de estructura horario-estacional. El 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión virtual con funcionarios de la IE y el Despacho del Regulador General para habían expresado en las notas previas.

De modo tal que la propuesta remitida por el ICE no ha sido considerada en este estudio tarifario dado que la misma es omisa en justificar técnicamente cada uno de los parámetros adimensionales y sus diferencias entre ellos, máxime que estas diferencias representan incentivos para los regulados de entregar energía en diferentes momentos del día, lo cual conlleva una retribución económica diferente. En este sentido, de no disponer de las razones técnicas utilizadas por el ICE para determinar el nivel y las diferencias entre ellas, es imposible para esta Intendencia su modificación e implementación, dada la falta de trazabilidad de los datos.

Es importante indicar que dichos valores (estructura tarifaria) deben ser el resultado del ejercicio de las necesidades para atender la demanda de electricidad del país (curva de carga), tipos de plantas, fuente de generación, predespacho económico, etc. En este sentido, utilizar la propuesta enviada por el ICE no responde a lo señalado, por lo cual no fue objeto de incorporarla en la presente propuesta tarifaria.

Esta documentación está contenida en el Anexo 20.

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

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

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

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

j. Contabilidad regulatoria Se debe indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos que brindan el servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de la Ley 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 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. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 53,83%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la rentabilidad es del 10,55%; el costo de explotación es de 89,62 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 3 980,51 US$ por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,14248 US$ por kW.

3. La estructura tarifaria para la generación hidroeléctrica en plantas nuevas es:

[.]

II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0199-IE-2020 citado, conviene extraer lo siguiente

[.]

1. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Javier Orozco Canossa, cédula de identidad número 01-0508-0457, en su condición de Apoderado Especial Administrativo.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito (folio 17-18).

Notificaciones: Al correo electrónico: [email protected] a nombre de Gricelio Cubero Badilla, [email protected] a nombre de Juan Carlos Salas Hidalgo y [email protected] a nombre de Eugenio Hernández Palma.

Resumen:

a. Sobre los parámetros adimensionales: el ICE señala que con el oficio 0610-138-2019 de agosto de 2019 y el oficio 5500-0759-2020 del 5 de agosto de 2020, se ha brindado respuesta a la IE sobre la actualización de los parámetros adimensionales de la estructura tarifaria, por lo cual no es de recibido que se indique que la información no había sido enviada por el ICE. En este contexto, solicita que se actualicen los antecedentes para indicar que el ICE remitió lo solicitado.

b. Sobre la actualización de las tasas de interés: como la audiencia pública se realizó en noviembre, se debe actualizar el periodo considerado para determinar la tasa de interés promedio, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, siendo estos los 60 meses previos a la audiencia pública.

c. Sobre la actualización del tipo de cambio de venta: como la audiencia pública se realizó en noviembre, se debe actualizar el tipo de cambio de venta al dato promedio de octubre de 2020, siendo este el mes previo a la audiencia pública.

Respuesta:

a. Sobre los parámetros adimensionales: en primer lugar, se debe aclarar al ICE que en el antecedente 4 del informe preliminar la IE señaló que no se había recibido respuesta del ICE respecto a lo solicitado por medio del oficio OF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de 2020, lo cual era cierto al momento en que se elaboró dicho informe. Posteriormente, el ICE remitió una propuesta de actualización de estructura tarifaria y algunas aclaraciones adicionales que solicitó la IE al respecto; de manera que estos elementos fueron adicionados a la sección I. ANTECEDENTES de este informe.

El oficio que menciona el ICE de agosto de 2019 (0610-138-2019) respondía a otra solicitud de información que realizó la IE el año anterior, que si bien podía ser la misma a la solicitud hecha este año, no se podía saber de antemano. Con la respuesta que brindó el ICE posterior a la emisión del informe preliminar, se conoció que la propuesta de actualización de la estructura tarifaria era la misma que presentó el año anterior. Estos insumos fueron analizados por la IE pero no fueron considerados en esta fijación tarifaria según lo explicado en la sección "f. Estructura Tarifaria" del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.

b. Sobre la actualización de las tasas de interés: tal y como lo menciona el ICE, al IE procedió a actualizar la tasa de interés promedio considerando los 60 meses previos a la audiencia pública. Esto se puede verificar en la sección c del apartado "Factor de las condiciones de inversión (FC)" de este informe y el Anexo 13.

c. Sobre la actualización del tipo de cambio de venta: tal y como lo menciona el ICE, la IE procedió a actualizar el tipo de cambio utilizado en la conversión de rubros de colones a dólares, considerando el mes de octubre al ser el mes previo a la audiencia pública. Esto se puede verificar en el Anexo 21.

2. Coadyuvancia: Consejero del Usuario, representado por Jorge Sanarrucia Aragón, portador de la cédula de identidad número 05-0302-0917.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública, presenta escrito (folio 19).

Notificaciones: Al correo electrónico: [email protected]; [email protected] Resumen: el Consejero del Usuario señala que, producto de la emergencia sanitaria y la suspensión de las audiencias públicas, el ICE tuvo más tiempo para poder presentar la información que requería la IE sobre la actualización de la estructura tarifaria. Señala además que en todo ajuste y aplicación tarifaria se debe contar con toda la información necesaria para su determinación rigurosa apegada a la técnica y que si la IE cuenta ya con esa información, lo que procede es darle continuidad al trámite del expediente.

También señala que la propuesta cumple con lo dispuesto en la metodología tarifaria en cuanto a la determinación de las expectativas de ventas (según datos históricos de la energía generada por las plantas) y los costos de explotación, señalando que estos deben actualizarse ya que la propuesta contemplada su indexación a febrero de 2020.

Respuesta: en lo que respecta a la actualización de la estructura, se le indica al Consejero del Usuario que posterior a la elaboración del informe preliminar de este estudio de oficio, el ICE remitió la información solicitada así como algunas aclaraciones requeridas como se evidencia en el apartado I. ANTECEDENTES. Al respecto, se le indica que estos insumos fueron analizados por la IE pero no fueron considerados en esta fijación tarifaria según lo explicado en la sección "f. Estructura Tarifaria" del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.

En cuanto a la actualización de los costos de explotación, se le indica que estos fueron indexados a octubre de 2020 correspondiente al mes previo a la audiencia pública, según se explica en la sección "b. Costos de explotación" del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO de este informe.

En lo que respecta a los puntos adicionales de su coadyuvancia, se le agradece su interés y participación en este estudio, indicando que estos serán valorados por esta Intendencia para futuras discusiones en torno a la realidad del sector eléctrico nacional.

3. Oposición: El Ángel Sociedad Anónima, cédula jurídica número 3-101-032590, representada por el señor Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad número 8-0066-0703, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de suma.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.

Presenta escrito (visible a folio 20).

Notificaciones: Al correo electrónico: [email protected] Resumen: la empresa aclara que se encuentra conforme con la tarifa propuesta, pero señala algunas "inconsistencias" que debían ser subsanadas.

a. Sobre el costo de es representativa del sector, ya que al obtener la curva de mejor ajuste y evaluarla en 10 MW, se obtiene un valor de costo de explotación menor al mínimo de la muestra. Agrega que no tiene sentido evaluar la curva en 10 MW, si la muestra posee valores de potencia inferiores y que en caso de evaluarla en la potencia promedio de la muestra (3,9 MW), se obtendría un costo de explotación mayor. Solicita que se utilice un dato de potencia representativo en función de la muestra.

b. Sobre la aplicación de la curva: la empresa señala que la IE se apartó de la metodología al no considerar la curva de mejor ajuste, que sería la polinómica, porque esta arroja un resultado atípico.

Respuesta:

a. Sobre el costo de al total de la población a la que le aplica actualmente las bandas tarifarias para generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas. Además, la metodología tarifaria señala en la sección "Costos de explotación (CE)" que "c) Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley Nº7200". De modo que, si se quisiera utilizar otro dato para evaluar la curva, esto correspondería a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del alcance del presente estudio tarifario.

b. Sobre la aplicación de la curva: se le reitera a la empresa lo indicado en la sección "b. Costos de que no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar de mostrar un ajuste R2 (R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10 MW (como paso siguiente de la metodología), da un resultado atípico de más de 912 US$ por kW si se compara con el valor considerado en fijaciones anteriores. Esto se da porque a partir de los tres valores de la muestra se deriva una curva polinómica, la cual es convexa y no permite reflejar la reducción y/o dilución de costos, las economías de escala ni las eficiencias que se espera presente una planta entre mayor sea su capacidad. Por lo tanto, no se consideró la curva polinómica porque su resultado resulta desproporcionado de conformidad con lo establecido en el artículo 32 de la Ley de Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo con los valores históricos de la fijaciones dictadas en resoluciones anteriores.

[.]

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200; tal y como se dispone.

LA INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora, en: una banda inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,14248 US$ por kW.

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

III.Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la banda tarifaria propuesta sin considerar la estructura estacional.

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

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 lo establecido en la resolución RJD-152-2011, específicamente en el apartado "Otras consideraciones. (.) Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.", se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.

VI.Indicar a los generadores privados hidroeléctricos 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.

VII. Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el "Considerando II" de esta resolución

VIII. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente 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 LGPA., 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.

PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

POR TANTO

RESUELVE: