INTENDENCIA DE ENERGIA

(Nota de Sinalevi: Mediante el punto II del por tanto de la resolución N° RJD-111-2015 del 22 de junio de 2015, se declaraó la nulidad parcial de esta resolución y por conexidad la de la resolución  RIE-038-2015, únicamente en cuanto a la determinación del costo de explotación, en los términos señalados en el Considerando II, Apartado IV.1.a., de la resolución afectante)

RIE-101-2014 del 18 de diciembre de 2014.

APLICACIÓN ANUAL DE LA “METODOLOGÍA TARIFARIA DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA HIDROELÉCTRICAS NUEVAS"

ET-141-2014

RESULTANDO

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.

II. Que el 26 de octubre de 2011, mediante la resolución RJD-161-2011, la Junta Directiva modificó la metodología anterior, la cual fue publicada en La Gaceta N°230 del 30 de noviembre de 2011.

III. Que el 18 de marzo de 2013, mediante la resolución RIE-033-2013, el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos, la cual fue publicada en el Alcance No. 57 de la Gaceta No. 59 del 25 de marzo del 2013 y es la que se encuentra vigente.

IV. Que el 20 de marzo de 2014, mediante la resolución RJD-027-2014, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora modificó las metodologías de fijación de tarifas para generadores de energía eléctrica con recursos renovables, publicada en La Gaceta Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014.

V. Que el 26 de setiembre de 2014, mediante el oficio 1298-IE-2014, la Intendencia de Energía emitió el informe sobre la “Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE” (folios 03 al 25).

VI. Que el 01 de octubre de 2014, mediante el oficio 1312-IE-2014, sobre la base del informe técnico 1298-IE-2014, el Intendente de Energía solicitó la apertura del expediente y la convocatoria a participación ciudadana (folio 01).

VII. Que el 22 de octubre de 2014 se publicó en La Gaceta N°203 la convocatoria a consulta pública (folio 35) y en 2 periódicos de circulación nacional; La Nación y La Prensa Libre (folio 36).

VIII. Que el 25 de noviembre de 2014, mediante el oficio 3826-DGAU-2014/087516, la Dirección General de Atención al Usuario aportó el informe de oposiciones y coadyuvancias, en el cual se indica que se recibieron 4 oposiciones (folios del 109 al 111):

IX. Que el 18 de diciembre de 2014, mediante el oficio 1757-IE-2014, la Intendencia de Energía, emitió el respectivo estudio técnico sobre la presente gestión tarifaria.

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

CONSIDERANDO

I. Que del estudio técnico 1757-IE-2014, citado, 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 nueva” según la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones.

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

a. Expectativas de venta (E)

Para estimar la cantidad de energía a vender 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 horas*365 días)

Fp = factor de planta aplicable según fuente

b. Costos de explotación (CE)

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

La metodología aprobada en la RJD-152-2011 indica que el cálculo 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.

La información y la muestra a utilizar para costos de explotación consta de 10 plantas, la información para las plantas: Toro I, Sadillal, Garita, Peñas Blancas, Echandi y Tres Ríos es tomada del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2012 (datos actualizados a Diciembre de 2012); y la información de las plantas: Vara Blanca, Sigifredo Solís, El Ángel y Cubujuquí es tomada de fijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años (datos considerados como promedio del 2011, excepto para Cubujuquí, que es un dato de enero 2013).

El costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

i. Se toman los datos de costos de explotación de una muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

ii. Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

iii. Se 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 N°7200.

iv. En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.

Los datos del costo de explotación tomados del informe del ICE son de diciembre 2012, los datos de las plantas Vara Blanca, Sigifredo Solis y El Ángel son datos del 2011 y los datos del Consorcio Cubujuquí son de enero del 2013, los mismos se indexaron con el índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica (IPPI) al mes de octubre 2014.

El costo de explotación resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica es de US$ 174,38 por kW (ver anexo No. 2).

c. 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 se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. 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.

El valor promedio del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 74%.

El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:

ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)

El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-027-2014, siendo estas:

 La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

Por lo tanto, la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años, es de enero 2009 a diciembre 2013, el promedio de estos valores es de 2,68%. En el anexo No. 4 se detalla cada uno de los valores mensuales.

 Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada “Implied Premium (FCFE)”. Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium. Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar

La información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación son del año 2009 al año 2013, con los cuales el promedio aritmético es de 5,26% (ver anexo No. 5).

 Según lo indica la RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas anteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).

 Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014). En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 74%.

 Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.

No es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos. Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad en los Estados Unidos de América disponible. El valor obtenido es de 0,40 (ver anexo No. 6).

 Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, los valores se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar

El valor del riesgo país utilizado es de 3,45%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años del riego específico para Costa Rica (ver anexo No. 7).

 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.

El nivel de rentabilidad es:

ii. Tasa de interés

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

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de noviembre 2009 a octubre 2014, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 8,99% (ver anexo No. 8).

iv. Vida económica del proyecto (v)

Según lo establecido en la resolución RJD-152-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.

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

Según lo establece la resolución RJD-152-2011 y la RJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.

vi. Edad de la planta

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

d. Factor de planta

El valor del factor de planta utilizado en este modelo se obtiene de la información de las plantas hidroeléctricas bajo el marco legal de la Ley No. 7200 que la Autoridad Reguladora posee, es decir, plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW. Se utilizó la información de los últimos cinco años disponibles y los datos de las plantas del grupo que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año.

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 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013, 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. El valor del factor de planta se calculará de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estimará un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtendrá el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, y el resultado es el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria, los resultados se detallan en el cuadro No. 4.

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 hidroeléctricas utilizadas. El cuadro siguiente muestra el resumen de los resultados para cada año y el promedio del periodo 2009- 2013.

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.

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 tres fuentes de información:

a. Del documento titulado “Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Periodo 2012-2027”, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), la tabla de la página 38 “Tabla 5.14 proyectos Hidroeléctricos”. De esta fuente se obtiene información de proyectos de capacidad igual o menor a 20 MW y con información de costos de inversión disponible. Se incluyeron 14 proyectos nuevos con respecto a la última fijación, los cuales son: GU-Cristobal, CR-Tacares, CR-Anonos, PA-RemigioRo, PA-Ojo de Agua, PA-El Fraile, PA-Bajo Totum, PA-San Andres, PA-La Huaca, PA-Planeta2, HO-Lihd2013, HO-Lihd2022, HO-Lihd2012 y PA-Cañazas. Estos son proyectos que incluyen la capitalización durante el periodo de construcción.

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 sirven para ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2011). Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.

Para 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 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 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).

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, esta información actualmente no se tiene disponible.

Exclusión de los valores extremos:

Los costos de inversión (indexados a octubre 2014) presentan un promedio de 3 002 US$/kW. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio (1532 US$/kW a 4472 US$/kW), se encuentra un elemento fuera de estos límites (proyecto Tablón), lo que se considera un valor atípico y se recomienda su exclusión de los análisis futuros. La siguiente figura puntualiza la decisión:

De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores, se realizó lo siguiente:

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

b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualiza con el Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el ítem composite trend del Bureau of Reclamation Construction Cost Trends. 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 tarifarias. Los datos de la GTPIR son de enero del 2011, por esta razón, se calcula la variación del índice de enero del 2011 a octubre 2014 y el resultado es 8,39%, mientras que los proyectos de las fijaciones realizadas por la Autoridad Reguladora son datos del 2011, razón por la cual se actualizan con la variación entre el índice de octubre 2014 y el promedio anual del 2011, que da como resultado una variación de 4,35%.

Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos. El primer grupo tiene 6 proyectos que en promedio tiene un costo de inversión de $2 837 por kW, el segundo grupo contiene 9 proyectos y el promedio de estos proyectos es de $2 734 por kW, el tercer grupo tiene 11 proyectos y el promedio es de $3 020 por kW, el cuarto grupo contiene 4 proyectos y el promedio es de $2 810 kW y el quinto grupo tiene 3 proyectos con un promedio de $3 240 por kW.

c. Posteriormente se obtiene el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es $2 928 por kW.

d. Por las características de la muestra, los intereses durante el periodo de gracia se incluyen previamente a los proyectos que no los incluían.

En el anexo No.9 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-152-2011, 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 $466,69.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar, es decir, $2 928 + $405,67 = $3 394 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, $2 928 – $405,67 = $2 461 por kW.

Según la RJD-152-2011, 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.

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:

i. Estructura horario-estacional:

La estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-152-2011. La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:

j. 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.

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.

l. Obligación de presentar información

Como se establece mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología 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.

m. Aplicación de la metodología

El resultado del modelo es aplicable a 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 la Ley No. 7200 y aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para las que no existe una metodología específica. Y se les aplica la banda tarifaria que se estime mediante esta metodología, sin considerar estructura estacional, o sea el resultado del cuadro 5 anterior.

(…)

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos, se obtiene que el factor de planta es de 0,60; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 74%; la rentabilidad es del 12,40% y el costo de inversión promedio ponderado es de $2 928 por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada nuevas hidráulicas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de $0,0924 por kWh, una tarifa promedio en $0,1037 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1150 por kWh.

3. La estructura tarifaria para la generación hidráulica es:

(…)

II. Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la consulta pública, del oficio 1757-IE-2014 del 17 de diciembre de 2014, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

(…)

A continuación se procede a resumir las oposiciones presentadas y a su respectivo análisis:

1. Molinos de Viento del Arenal Sociedad Anónima (…) P H Río Volcán Sociedad Anónima (…) P H Don Pedro Sociedad Anónima (…)

(…)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. De acuerdo con la RJD-152-2011, el factor de planta utilizado se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, por ello se van a excluir del cálculo, las plantas utilizadas que superen esta capacidad, lo cual da como resultado un factor de planta de 60%.

b. Respecto a la diversificación de las fuentes de información para definir el costo de capital, se indica que en la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014, se modifica la sección 3.6. de la RJD-009-2010, que se refiere al cálculo de la rentabilidad (Ke) y se agregan nuevas de fuentes información, las cuales fueron las utilizadas en el cálculo de la rentabilidad de la propuesta en trámite.

c. Respecto a la inclusión del factor ambiental, se indica que a la luz de lo anterior, considera esta Intendencia que la fijación tarifaria que se propone en esta ocasión está apegada a lo que establece la metodología vigente, la cual en este caso no incluye una variable de factor ambiental, toda vez que todavía no se cuenta con una metodología para su determinación.

(…)

2. Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) (…)

(…)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Efectivamente la potencia de la planta La Joya es de 50 000 kW, sin embargo no se utiliza en el cálculo del factor de planta, debido a que la RJD-152-2011 indica que el factor de planta utilizado se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW.

b. Respecto a la inclusión del factor ambiental, se indica que a la luz de lo anterior, corresponde a esta Intendencia únicamente la fijación tarifaria de conformidad con la metodología vigente, la cual en este caso no incluye una variable de factor ambiental, toda vez que todavía no se cuenta con una metodología para su determinación. La instancia que aprueba metodologías tarifarias es la Junta Directiva de esta Autoridad Reguladora, por lo que la solicitud debería plantearle a ese cuerpo colegiado.

(…)

3. Esteban Lara Erramouspe (…)

(…)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Para la presente propuesta, tanto el índice al productor industrial de los Estados Unidos, como el índice al productor industrial de Costa Rica son actualizados a octubre del 2014.

b. Para el cálculo del costo de la inversión se incorporó el dato del costo de inversión del C.H. Vara Blanca.

c. El valor de la potencia para C.H. Vara Blanca es el mismo que se ha utilizado en las fijaciones anteriores, lo cual se indica en el folio 06 del ET-185-2010, como la capacidad instalada de la turbina de 2,65 MW.

En cuando a la incorporación de la información de Suerkata S.R.L. a la muestra, por más que la empresa aportó los Estados Financieros auditados solicitados mediante la resolución RJD-009-2010, dicho cumplimiento es parcial ya que no incorporó la justificación correspondiente de los gastos e ingresos, con la cual la Autoridad Reguladora pudiera realizar un análisis de la razonabilidad de esos costos y velar así para que se cumpliera el artículo 32 de la Ley 7593 y el principio de servicio al costo (artículo 3, inciso d).

d. Para la presente propuesta, tanto el índice al productor industrial de los Estados Unidos, como el índice al productor industrial de Costa Rica son actualizados a octubre del 2014.

e. El valor del riesgo país, se toma como el promedio de los años 2009, 2010, 2011, 2012 y 2013, tal y como se indica en la RJD-027-2014, específicamente en la dirección de internet: http://stern.nyu.edu/~adamodar.

f. Aunque la metodología no incluye los tractos y límites de las muestras de datos a utilizar, el presente informe incluye un análisis estadístico de los datos incluidos en la base de datos, lo anterior precisamente porque bajo los principios de la técnica y ciencia.

g. Como se indicó en el punto anterior, las decisiones tarifarias deben apegarse a los principios de la ciencia y técnica. El aumentar la transparencia y la credibilidad de los procesos tarifarios es una meta que se ha impuesta a nivel de Junta Directiva en la determinación de las metodologías tarifarias, pero además de esta Intendencia en su aplicación y cálculos, es por esa razón que en los informes nos preocupamos por detallar los criterios de cálculo utilizados y además que se adjuntan las hojas electrónicas con los respectivos cálculos.

(…)

4. Instituto Costarricense de Electricidad (…)

(…)

Las siguientes son las respuestas a las posiciones resumidas anteriormente:

a. Con respecto al cálculo de los costos de explotación, tomando en cuenta lo indicado en la resolución RJD-152-2011 y por consistencia técnica, según lo tramitado en el ET-139-2014, para el cálculo de los costos de explotación se van a incorporar los datos de plantas de generación privada, para las cuales Aresep cuenta con información y del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2012 (datos actualizados a Diciembre de 2012) se van a tomar en cuenta solamente los costos de plantas hasta un máximo de 50 MW, ya que son las plantas más parecidas a las cuales se pretende tarifar, valores que serán indexados según el índice de precios al productor industrial de Costa Rica. El detalle del cálculo y el resultado final se desarrolló en el apartado b. Costos de explotación (Ce) de este informe. Lo cual da un resultado final de $174,38 por kW.

b. Dado el criterio del punto anterior, de utilizar solamente los costos de plantas hasta un máximo de 50 MW, por ser las plantas más parecidas a las que se pretende tarifar y por consistencia técnica con el ET-139-2014 se mantiene el dato del P.H. Tres Ríos.

c. Los datos de potencia de las plantas Toro I, Toro II, Toro III y Pirrís se corrigen según los datos presentados por el ICE en el folio 60, aunque en este cálculo solamente se toma el dato de Toro I.

d. La beta desapalancada “Utility General” está calculado con base a 20 firmas, por el contrario el beta “Power” está calculado con información de 106 empresas, por lo cual tiene más información, además por consistencia, es el beta utilizado en las otras metodologías de fijación tarifaria.

e. Al incluir información de costos de explotación de plantas de generación privada, para las cuales Aresep cuenta con información, al excluir las plantas con potencias por encima de los 50 MW y al corregir el dato de potencia de la plantas Toro I, se obtiene una banda tarifaria conformada por una tarifa inferior (límite inferior) de $0,0939 por kWh, la tarifa promedio en $0,1037 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1135 por kWh, por lo cual no se estaría incrementando el piso de la banda, con respecto a la tarifa vigente, que deviene de la RIE-033-2013.

(…)

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar las tarifas eléctricas, tal y como se dispone.

POR TANTO

EL INTENDENTE DE ENERGÍA

RESUELVE:

I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, 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: tarifa inferior (límite inferior) de $0,0918 por kWh, la tarifa promedio en $0,1029 por kWh y una tarifa superior (límite superior) de $0,1141 por kWh; con la siguiente estructura tarifaria ($/kWh):

 (Así reformado el punto I) anterior y el cuadro por resolución RIE-038-2015 27 de marzo de 2015)

II. Indicar que para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora no les aplicable la estructura tarifaria de la recomendación anterior.

III. Solicitar a los generadores privados hidroeléctricos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología cumplir con lo que se establece en la RJD-152-2011, en cuanto a 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.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) 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 L. G. A. P., 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.

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