AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

RIE-080-2013 del 19 de setiembre de 2013.—Fijación tarifaria de oficio según el “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas”. (ET-072-2013) 

Resultando: 

I.—Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la resolución RJD-163-2011, se 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. 

II.—Que el 11 de mayo del 2012, mediante la resolución 855- RCR-2012, el Comité de Regulación resolvió fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0830 por kWh, la tarifa promedio en $0,1000 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1171 por kWh, la cual fue publicada en el Alcance Digital Nº 81 a La Gaceta Nº 120 del 21 de junio de 2012. 

III.—Que el 9 de julio de 2013, mediante oficio 977-IE-2013 la Intendencia de Energía presentó el informe técnico sobre la aplicación actualizada del “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas” (folios 3 al 27). 

IV.—Que el 9 de julio de 2013, mediante oficio 978-IE-2013 la Intendencia de Energía solicitó la apertura del expediente y la convocatoria a audiencia pública (folios 1 al 2). 

V.—Que el 22 de julio de 2013, se publicó la convocatoria a audiencia pública en los diarios de circulación nacional: La Nación y La República (folio 31). 

VI.—Que el 23 de julio de 2013, se publicó en La Gaceta Nº 141, la convocatoria a audiencia pública (folio 32). 

VII.—Que el 20 de agosto de 2013 se llevó a cabo la audiencia pública. De conformidad con el oficio 2521-DGAU-2013 del 30 de agosto del 2013, de la Dirección General de Atención al Usuario, se recibieron y admitieron las siguientes oposiciones y coadyuvancias: 

- Vientos del Volcán, representada por Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad 1-1110-069 (folios 45 al 63). 

- Molinos de Viento del Arenal, S.A, representada por José Benavides Sancho, cédula de identidad 1-478-037 (folios 64 al 84). 

- Eólico Laguna de Mogote, S. A., Eólico Cerros de Mogote, S. A. y Eólico Alto de los Leones S. A., representadas por Enrique Alberto Morales González, cédula de identidad 1-606-457 (folios 85 al 127).

- Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), representada por Mario Alvarado Mora, cédula de identidad 4-129-640 (folios 128 al 155).

- Carlos Enrique Salazar Sauter, cédula de identidad número 1-374-354 (folios 36 al 40 y 43).

- Luca Catullo, con documento de identificación 138000092300 (folios 41 y 42)

VIII.—Que luego de la respectiva audiencia pública de ley, la fijación tarifaria fue analizada por la Intendencia de Energía. Dicho análisis consta en el oficio 1523-IE-2013/ 25498 del 18 de setiembre de 2013, en el que se recomienda fijar nuevas las tarifas para la generación de energía eólica.

IX.—Que en el procedimiento se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

Considerando:

I.—Que del oficio 1523-IE-2013/ 25498 del 18 de setiembre de 2013, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

“II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología

En este apartado se presenta el detalle de la aplicación del “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas” según la resolución RJD-163-2011 publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre del 2011 y los criterios que se utilizan en cada caso.

A continuación se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo. En esta sección se incluye tanto el análisis que previamente se había realizado por parte de esta Intendencia y contenido en el oficio 977-IE-2013, como los argumentos presentados durante el proceso de audiencia pública y que se han creído convenientes de acoger, según se explica en la sección correspondiente.

a. Expectativas de venta (E)

Para estimar la cantidad de energía a utilizar para determinar las tarifas aplicables se considera la siguiente ecuación:

E=8760*fp

Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía)

8760 = Cantidad de horas de un año (24*365)

Fp = factor de planta aplicable según fuente

b. Factor de planta

El valor del factor de planta utilizado en este modelo se obtiene de la información de las plantas nacionales que generan con fuente eólica para las cuales la Autoridad Reguladora tiene información disponible. Se utiliza la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas que generaron energía durante 10 ó más meses del respectivo año, para estas plantas se considera el promedio ponderado por capacidad instalada para cada uno de los años.

Para obtener el factor de planta a utilizar en la aplicación, se siguen los siguientes pasos:

i. Para los últimos cinco años con información disponible, es decir, para el 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012, se estima el promedio de los valores de cada planta individual que cuente con 10 o más meses de producción en cada uno de esos años.

ii. La información disponible se refiere a la generación de las siguientes plantas: Molinos de Viento, S. A., Plantas Eólicas S. A., Aeroenergía S. A., Tejona, Planta Eólica Guanacaste, S. A. y el Proyecto Eólico Los Santos

iii. Una vez que se obtiene el promedio para cada planta particular, se calcula el promedio anual ponderado por capacidad instalada para los años mencionados anteriormente, es decir, se tienen luego de esto cinco datos, uno para cada año, los resultados se detallan en el cuadro Nº 1.

iv. El promedio ponderado por la capacidad instalada total de estos cinco valores es el factor de planta a utilizar para obtener la tarifa. El valor actualizado es de 0,41.

El anexo 1 muestra la información requerida para obtener el factor de planta, es decir, la cantidad de energía producida por planta y la capacidad instalada, así como el resultado para cada una de las plantas eólicas utilizadas. El cuadro siguiente muestra el resumen de los resultados para cada año y el promedio del periodo 2008-2012.

Cuadro Nº 1

Cálculo del Factor de planta.

Periodo 2008-2012

Fuente: Elaboración Intendencia de Energía, Anexo Nº 1

c. Costos de explotación (Ca)

Entre los costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

La metodología aprobada en la RJD-163-2011 indica que el cálculo se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas similares a las que se pretende tarifar y que de no ser posible obtener datos puntuales de plantas individuales, se podrá utilizar biografía complementaria, siempre que sea de fuentes confiables, imparciales y públicas.

Para la presente aplicación, a pesar de la búsqueda de información relevante sobre costos de explotación de plantas eólicas, no se cuenta con información de costos de explotación de plantas individuales, razón por la cual se utiliza bibliografía para la obtención de los costos de explotación.

Se analizó bibliografía de fuentes confiables de Latinoamérica, Europa y Estados Unidos de América.

El costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

i. Según la bibliografía consultada1, los costos de explotación se encuentran entre 1 y 1,5 centavos de €/kWh durante la vida útil de las turbinas, en euros del 2008. Para el estudio, se utilizó el monto promedio que es de 1,25 centavos de €/kWh.

1 Renewable And Sustainable Energy Reviews. The economics of Wind Energy. María Isabel Blanco. Departamento de Economía de la Universidad de Al­calá, España. 2009. Elsevier Journal.

ii. Como el dato se requiere en dólares, se calcula cuántos dólares del 2008 equivale a 1,25 centavos de €/kWh, para lo cual se utilizó el tipo de cambio de dólares por euro del año 2008, el cual según información de la Reserva Federal (http://www.federalreserve.gov/ datadownload/Review.aspx?rel=H10) fue de 1,47 dólares por euro. Lo que resulta en 1,84 centavos de US$ por kWh.

iii. El costo de explotación por kW en el año 2008 es de $65,5 por kW. Este valor se actualiza a julio 2013 con el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos a la industria manufacturera (PCUOMFG) obtenido del Bureau of Labor Statistics, que da como resultado una variación de 10,35%.

El costo de explotación para una planta eólica resultante es de US$ 72,29 por kW (ver anexo Nº 2).

d. Costo fijo por capital (CFC)

El costo fijo por capital (CFC) depende del monto y las condiciones de inversión, entre las cuales están la relación deuda y aporte de capital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su vida útil, entre otros.

El factor FC se calcula 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.

i. Apalancamiento (ψ)

El apalancamiento es el porcentaje de la inversión que va a ser financiado con deuda. Para obtener este dato la Autoridad Reguladora calcula el promedio de financiamiento con deuda de los proyectos de generación eléctrica para los que contenga información.

En este caso, la información disponible es la aportada en las siguientes fuentes:

• Los oferentes de la licitación pública Nº 2006LI- 000043-PROV promovida por el ICE: Consorcio Hidrotárcoles (P.H. Capulín), Unión Fenosa Internacional (P.H. Torito), GHELLA SPA (P.H. Los Negro II), Consorcio Las Palmas (P.H. Las Palmas) y Consorcio ENEL-Ielesa (P.H. Chucás).

• Las últimas fijaciones a generadores privados que contienen información sobre el apalancamiento, para la P.H. El Ángel es de un 65% según datos del ET- 169-2010 en el folio 855 y para P.H. Vara Blanca es de 75% según el folio 327 del ET-185-2010.

• Se incluyen las condiciones financieras presentadas por los participantes en la licitación pública 2010LI- 000020-PROV, las cuales son: Inversiones Eólicas de Orosi Dos S. A. (P.E Orosi Dos), Energía y Recursos Ambientales S.A (P.E. Los Ángeles) y Consorcio Acciona-Ecoenergía (P.E. Chiripa).

• Se incluyen todos los proyectos eólicos participantes en la convocatoria Nº 01-2012 del ICE: Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), para los cuales se maneja información de financiamiento en un rango, por lo que se promedian los valores del rango y el resultado es el que se utiliza, y TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Segeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo (Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte S. A.) y Vientos del Este (Aeroenergía S. A.). En este caso sólo se dispone de un dato para todos los proyectos, el cual fue utilizado.

El valor promedio del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 72,4%.

El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:

Cuadro Nº 2

Cálculo del Porcentaje de apalancamiento

ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)

El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-163-2011, siendo estas:

• La Tasa libre de riesgo (KL). Se obtiene como el promedio aritmético de los últimos 12 meses de la tasa de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA), la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la siguiente dirección: http://www.stern. nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls

La tasa libre de riesgo de los últimos 12 meses, es la de setiembre 2012 a agosto 2013, el promedio de estos valores es de 1,91%. En el anexo Nº 3 se detalla cada uno de los valores mensuales.

• Beta desapalancada. Se utiliza el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la dirección: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ New_Home_Page/datafile/Betas.html (diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que ese enlace no tiene la información que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

No es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta anual. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el promedio aritmético de los betas desapalancados del servicio de electricidad en los Estados Unidos de América del sector central, este y oeste disponible en agosto del 2013. El valor obtenido es de 0,34 (ver anexo Nº 4).

Con la información de la relación deuda y capital propio, la tasa de impuesto y el beta desapalancado, se calcula el beta apalancado, que en este caso resulta en 0,97.

• Prima por riesgo (PR). Se utiliza el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria. La prima por riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ ERPbymonth.xls. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

Los últimos doce meses disponibles a la fecha de la fijación son de setiembre del 2012 a agosto del 2013, con los cuales el promedio aritmético es de 5,72% (ver anexo Nº 5).

Riesgo país (RP). Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación tarifaria El riesgo país se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ New_Home_Page/datafile/ctryprem.html (diferente a la dirección señalada en la RJD-163-2011 debido a que el enlace no tiene la información que corresponde a este parámetro). Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

Al igual que con el beta apalancado, no es posible utilizar un promedio de los últimos doce meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales ya que no se calcula el riesgo país mensual.

El valor del riesgo país utilizado es de 3,38%, la cual es específicamente para Costa Rica (ver anexo Nº 6).

• Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp = Ψ/(1-Ψ), donde Ψ es el apalancamiento financiero. En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 72,4%.

• 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.

Esta variable también se usa en la fórmula de estimación del factor que refleja las condiciones de la inversión (FC).

El nivel de rentabilidad es:

Cuadro Nº 3

Cálculo del nivel de rentabilidad

iii. Tasa de interés

Se utiliza 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. Se obtiene de la dirección: http://www.bccr.fi.cr/flat/ bccr_flat.htm.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de agosto del 2008 a julio del 2013, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 9,22% (ver anexo Nº 7).

iv. Vida económica del proyecto (v)

Según lo establecido en la RJD-163-2011, para los efectos del 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 igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.

v. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato

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

vi. Edad de la planta

Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

e. 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 utiliza la primera opción incluida en la RJD-163-2011, la cual requiere la conformación de una muestra de al menos 20 plantas eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes confiables. Además, se puede incorporar datos de proyectos con capacidades mayores a 20 MW si existen justificaciones técnicas para hacerlo y cuando exista insuficiencia de datos de proyectos en el rango de capacidades requeridos.

El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:

i. De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre las plantas eólicas en la fijación actual se incluyen los proyectos eólicos participantes de la convocatoria del ICE Nº 01-2012, a saber Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A), Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A), Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A), Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A), TilaWind I (Tilawind Coporation S. A.), Montes de Oro (Meorca Wind S. A.), Segeléctrica de Costa Rica S. A. (Segelectrica de Costa Rica S. A.), Guayabo (Venfor S. A.), Mogote (Fila de Mogote DCR S. A.), Los Ángeles (Inversiones KIVIS S.A), La Esperanza (Horizontes del Sur S. A.), Montezuma (Hidroeléctrica del Norte S. A.) y Vientos del Este (Aeroenergía S. A.) todas con capacidad de igual o menor a 20 MW. Luego, se obtiene el costo de inversión de Los Santos2, planta de menos de 20 MW y de Valle Central con una 15 MW3 capacidad de 15 MW. Del Servicio de Evaluación Ambiental de Chile4 se obtienen costos de inversión para 6 plantas eólicas con capacidades igual o menor a 20 MW, con la información de Mecanismos de Desarrollo Limpio de las Naciones Unidas5 se actualiza la información de tres proyectos de la muestra (Canela, Cabo Negro y Chome) y de la Corporación Interamericana de Inversiones6 se obtiene el costo de inversión de un proyecto eólico en Argentina de menos de 20 MW. Con la información anterior se tiene una muestra de 25 plantas eólicas de capacidades iguales o menores a 20 MW. 

2 La información se encuentra disponible en: http://www.coopesantos.com.

3 Información obtenida del oficio 2001-0043-2013 de la CNFL en respu­esta a los oficios 113-IE-2012 y 097-IE-2013.

4 La información se encuentra disponible en: http://www.sea.gob.cl/

5 La información se encuentra disponible en: http://cdm.unfccc.int/

6 La información se encuentra disponible en: http://www.iic.org/es/projects

ii. La información de las últimas dos licitaciones públicas de BOT eólicos que ha promovido el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) del costo de inversión de Guanacaste, Orosi Dos y Chiripa, las cuales son plantas con capacidades de 50 MW, fueron incluidas en la fijación tarifaria anterior por insuficiencia de datos, sin embargo, en está ocasión no se incluyen porque la muestra no lo requiere, dado que la muestra actual cuenta con más de 20 casos de plantas similares a las que se desea tarifar (con capacidad de hasta 20 MW).

iii. Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene el año en el cual se estimó el costo de inversión, razón por la cual cada uno de los valores se indexan al mes de julio del 2013 con Índice de Precios al Productor Industrial de Estados Unidos para Generación de Energía Eléctrica (PCU221110221110) ⁷ 

7 Esta información se obtiene del Bureau of Labor Statistics en: http:// www.bls.gov/

iv. Para las plantas que no se conoce si incluyen el monto correspondiente al pago de intereses durante el período de construcción del proyecto eólico, se estima un año de intereses, los cuales se incluyen posteriormente al monto de inversión.

v. Posteriormente, para los datos de costos de inversión total a julio 2013 se calcula el promedio ponderado por capacidad para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra. El cual es de $2 330 por kW con la muestra obtenida.

vi. Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos de inversión de la muestra y se obtiene un valor de $504 por KW. Con la información anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de tarifas, según se detalla más adelante.

En el anexo Nº 8 se observa la muestra y los valores de inversión utilizados.

f. Factor ambiental

Actualmente el factor ambiental es igual a cero. Según la resolución RJD-163-2011, este factor se incluirá en la tarifa una vez que se apruebe la metodología correspondiente al componente ambiental, así como su respectivo monto. La aprobación de esta metodología deberá cumplir con los procedimientos establecidos en el marco legal vigente (entre otros, la convocatoria y realización de audiencia pública).

g. 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 $504.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $2 330 + $504 = $2 834 por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos la desviación estándar encontrada en el paso 1, en otras palabras, $2 330 – $504 = $1 826 por KW.

h. Cálculo de la tarifa

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

Cuadro Nº 4

Cálculo de la tarifa

Fuente: Intendencia de Energía

i. Estructura tarifaria:

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

Cuadro Nº 5

Estructura tarifaria para plantas eólicas

(dólares / kWh)

Fuente: Intendencia de Energía

j. 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.

k. 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.

La RJD-163-2011 establece que 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.

l. Obligación de presentar información

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

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados eólicos, se obtiene que el factor de planta es de 0,41; el costo de explotación es de $72,29 por KW; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 72%; la rentabilidad es del 10,80% y el costo de inversión promedio ponderado es de $2 330 por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada nuevas eólicas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de $0,0840 por kWh, una tarifa promedio en $0,1015 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1191 por kWh.

3. La estructura tarifaria para la generación eólica es:

Fuente: Intendencia de Energía

II.—Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del oficio 1523-IE-2013/ 25498 del 18 de setiembre de 2013, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

“… III. AUDIENCIA PÚBLICA

“(..) A continuación se hace un análisis de las oposiciones presentadas.

(…) Las siguientes son las respuestas a las posiciones planteadas en el proceso de audiencia pública:

1. Vientos del Volcán, representada por Allan Broide Wohlstein, cédula de identidad 1-1110-069, José Benavides Sancho, representante de Molinos de Viento del Arenal, S. A., cédula de identidad 1-0478-0037, Enrique Alberto Morales González, en representación de las sociedades Eólico Laguna de Mogote, S. A. y Eólico Cerros de Mogote, S. A., cédula de identidad 1-606-457 y Mario Alvarado Mora, en representación de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de identidad 4-129-640.

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Se coincide con el argumento y por tal razón, se incorpora el Parque Eólico Los Santos a la muestra de factor de planta para el año 2012.

b. Se coincide con el argumento y se procede a actualizar la tasa libre de riesgo y la prima por riesgo según la última información disponible al momento de la audiencia pública.

c. Se coincide con el argumento y se procede a actualizar la tasa de interés según la última información disponible a la fecha de la audiencia pública.

d. No se presenta una justificación para excluir los proyectos con una antigüedad de 5 años o más, además son proyectos que han conformado la muestra desde un inicio, cuya información proviene de una fuente confiable y pública, a la que se le puede dar trazabilidad. Sin embargo, los proyectos para los que se tiene información más actualizada, igualmente de una fuente confiable y pública, se realiza la actualización de sus costos de inversión.

De igual manera, se actualiza el índice de precios utilizado para indexar el costo de inversión con la última información disponible al día de la audiencia pública (julio 2013).

e. Como se indica en el presente informe, el factor ambiental será incluido en la aplicación de la fijación tarifaria en el momento en que se haya aprobado la metodología correspondiente a este componente, así como su respectivo monto.

Además de lo anterior, el señor José Benavides Sancho, representante de Molinos de Viento del Arenal, S. A., plantea lo siguiente:

a. Se debe actualizar los costos de explotación a valores del mes de julio de 2013.

b. Para el cálculo de la rentabilidad sobre aportes al capital:

i. Establecer como fuente de información, la tasa de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América, extraída de su fuente primaria: http://federalreserve.gov/datadownload/Choose. aspx?rel=h15.

ii. Establecer los valores de Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a un plazo de 20 años como el valor a utilizar para la tasa libre de riesgo.

A lo cual se le indica que:

a. Se coincide con el argumento de la actualización de los costos de explotación y se procede a utilizar el índice de precios al productor del último mes disponible a la fecha de la audiencia.

b. Se le indica que la metodología RJD-163-2011, mediante la cual se aprueba el modelo para plantas eólicas nuevas, indica la fuente de información exacta de donde obtener el valor de la tasa libre de riesgo, tal y como se detalla a continuación:

“Tasa libre de riesgo (KL), Prima por riesgo (PR), Riesgo país (RP) y Beta desapalancada (βd): los valores de estos parámetros se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/ pc/implprem/ERPbymonth.xls”

Por esta razón, la fuente de información a utilizar no puede ser cambiada. Además, el plazo propuesto no es consistente con el cálculo de la prima por riesgo.

2. Carlos Enrique Salazar Saúter, cédula de identidad número 1-374-354.

Las siguientes son las respuestas a las posiciones planteadas por el señor Salazar:

a. La banda tarifaria fijada incorpora una serie de proyectos con diferentes capacidades instaladas de las que se tiene información disponible, lo que hace que la banda contemple valores dentro del rango permitido por la Ley 7200, es decir, proyectos de 20 MW o menos. Esto lo que busca es tener un rango de tarifas que se acerque lo mejor posible al tipo de proyectos que se pretende tarifar, siendo estos los regidos por la Ley 7200.

b. El opositor no presenta información adicional que pueda ser utilizada para ampliar la muestra de costos de inversión con proyectos de pequeños generadores de energía eólica, de esta forma la Autoridad Reguladora utiliza la información disponible que provenga de fuentes públicas y confiables, con proyectos de todos los tamaños permitidos por la Ley 7200.

c. La metodología tarifaria fue aprobada mediante la resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre del 2011, la audiencia pública realizada para conocer el “Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas” fue el momento procesal oportuno para realizar sugerencias para cambios de la metodología. Actualmente, la muestra según la opción uno, se obtiene como se detalla a continuación:

“Se conformará una muestra de datos de costos unitarios promedio de inversión de al menos 20 plantas eólicas con capacidades instaladas iguales o menores que 20MW, provenientes de fuentes confiables. De manera prioritaria, se incluirán en la muestra proyectos de países latinoamericanos y del Caribe”.

Como bien se indica, la muestra podrá contener proyectos latinoamericanos, como lo son los proyectos chilenos, siempre y cuando provengan de una fuente confiable como lo es el Servicio de Evaluación Ambiental de Chile, que es un ente público que cuenta con diversa información de los proyectos de energía entre la que se contempla el costo total de inversión a realizar. La metodología establece la obligación de los productores de energía eólica de proporcionar su información particular y sus estados financieros auditados para que sean tomados en cuenta en la muestra, una vez que sean analizados y depurados por la Autoridad Reguladora.

d. Como se indica en el presente informe, el factor ambiental será incluido en la aplicación de la fijación tarifaria en el momento en que se haya aprobado la metodología correspondiente a este componente, así como su respectivo monto.

Es importante indicar que el factor ambiental igual a cero no significa que se esté incumpliendo con el artículo 31 de la Ley 7593, ya que hay costos ambientales que son tomados en cuenta, como lo es el estudio de impacto ambiental. Sobre este punto, se incluye textualmente lo indicado en la RJD-163-2011:

“Las opiniones de los opositores acerca de que la metodología propuesta no contempla el criterio de sostenibilidad parte de una asimilación equivocada entre el concepto de sostenibilidad ambiental y el “factor ambiental”, cuya inclusión se prevé en la fórmula general de la tarifa propuesta en esta metodología. Mientras que el primero hace referencia a la necesidad de preservar los equilibrios de largo plazo entre la actividad humana y la dinámica ambiental, el segundo consiste en un componente de la tarifa que tiene el propósito de reconocer un aspecto muy específico de la sostenibilidad ambiental: la reducción de emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera asociada con la disminución de la generación de electricidad con fuentes térmicas.

Al considerar lo expuesto en párrafos anteriores, se llega a concluir que la metodología propuesta permite cumplir ampliamente lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593, en cuanto a la aplicación del criterio de sostenibilidad ambiental.”

e. Las metodologías tarifarias aprobadas en los últimos años buscan incentivar la inversión en proyectos de energía renovables como lo es la energía eólica, para proyectos con capacidades de 20 MW o menos, sin embargo, la banda tarifaria va a depender de la información disponible con la que cuente la Autoridad Reguladora, la cual en la medida de lo posible está conformada por plantas de un variado rango de capacidades.

3. Luca Catullo, cédula de identidad 13800092300

Las siguientes son las respuestas a las consultas plateadas por el señor Catullo:

a. La resolución RJD-163-2011, mediante la cual se aprobó la metodología de plantas eólicas nuevas indica que:

“Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán —y cuando corresponda, se actualizarán— todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe”.

Esto quiere decir, que la ARESEP debe realizar como mínimo la revisión de los costos una vez al año y esto no puede depender de las nuevas propuestas que sean analizadas, ya que se estarían incumpliendo plazos establecidos por la Administración.

b. Respecto a las consultas b. c. d. e. f. g., se le indica que la metodología tarifaria que está siendo aplicada es el “Modelo para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas” que fue aprobado mediante la resolución RJD- 163-2011 del 30 de noviembre del 2011, la audiencia pública realizada para conocer esta metodología fue el momento procesal oportuno para realizar sugerencias de cambios de la metodología.

En la fijación actual lo que procede es realizar la aplicación de la metodología tal y como fue aprobada, con elementos tales como el periodo de operación del proyecto, los riesgos a considerar, la metodología para calcular el costo del capital propio, el plazo de la deuda y la estructura tarifaria. Sin embargo, los interesados pueden presentar cualquier propuesta de cambio a las metodologías siempre y cuando se encuentren bien justificadas y apegadas a lo establecido en la Ley 7593.

III.—Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar de oficio las nuevas tarifas para la generación de energía eólica, según el “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas” , tal y como se dispone. Por tanto,

EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:

I.—Fijar para la generación de energía eólica, según el “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas”, la siguiente banda tarifaria: tarifa inferior (límite inferior) de $0,0840 por kWh, tarifa promedio en $0,1015 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1191 por kWh; con la siguiente estructura para la tarifa ($/kWh):

Temporada Alta: Enero a mayo

Temporada Baja: Junio a Diciembre

Fuente: Intendencia de Energía