INTENDENCIA DE ENERGÍA

RIE-057-2018 del 11 de julio de 2018

APLICACIÓN ANUAL DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA DE

REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA

HIDROELÉCTRICAS NUEVAS"

ET-017-2018

RESULTANDO:

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

II. Que el 14 de julio de 2017, mediante la resolución RIE-067-2017, la Intendencia de Energía (IE) fijó la banda tarifaria vigente para todos los generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 176 de la Gaceta No. 137 del 19 de julio del 2017.

III. Que el 16 de abril de 2018, mediante SAU 49668, la empresa El Ángel S.A. presentó a la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep) un informe de "Solicitud de Ajuste Tarifario ordinario para la Planta Hidroeléctrica El Ángel - Ampliación", adjuntando el detalle de la aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" (folios 1 al 12).

IV. Que el 18 de abril de 2018, mediante oficio 480-IE-2018, la IE le previno a la empresa El Ángel S.A. que, para continuar con el trámite de admisibilidad, su representada debe cumplir con lo dispuesto a la resolución RRG-6570-2007 correspondiente a "Simplificación de Trámites de las solicitudes tarifarias que presenten ante la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos" con un plazo máximo de 10 días hábiles, que una vez transcurrido y sin que se aporte dicha información, implicará rechazo ad-portas de la petición tarifaria (folios 13 al 16).

V. Que el 17 de abril de 2018, mediante SAU 51277, la empresa El Ángel S.A. respondió lo solicitado por parte de la IE en el oficio 480-IE-2018 (folios 17 al 45).

VI. Que el 30 de abril de 2018, mediante oficio 565-IE-2018, la IE emitió la admisibilidad de la solicitud tarifaria de la empresa El Ángel S.A., comunicando dicha pretensión a la Dirección General de Atención del Usuario (DGAU), así como también solicitándole la convocatoria a la audiencia pública, según lo establecido en el artículo 36 de la Ley 7593 (folios 49 al 50).

VII. Que el 4 de mayo de 2018, mediante oficio 579-IE-2018 y en ocasión de la información contenida en el expediente OT-399-2017 folios 187 al 225, la IE le solicitó información adicional a la solicitud tarifaria de la empresa El Ángel S.A., según la metodología vigente (folios 51 al 52).

VIII. Que el 16 de mayo de 2018, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en La Gaceta No. 85 así como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 11 de junio de 2018 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia pública (folios 59 al 62).

IX. Que el 23 de mayo de 2018, la empresa El Ángel S.A. respondió a lo solicitado por la IE mediante oficio 579-IE-2018 (folios 65 al 465).

X. Que el 11 de junio de 2018, se llevó acabo la audiencia pública para la aplicación anual de la metodología "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", durante la cual se presentó 1 posición, de conformidad con el informe de posiciones 2714-DGAU-2018 y el acta de audiencia 2773-DGAU-2018 (correrá agregado en autos).

XI. Que el 11 de julio de 2018, mediante el informe técnico 1014-IE-2018, la Intendencia de Energía, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, entre otros asuntos, fijar las tarifas 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.

CONSIDERANDO:

I. Que del oficio 1014-IE-2018, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

II. SOLICITUD DE LA EMPRESA

La empresa El Ángel S.A., mediante SAU 49668 recibido en la IE del 16 de abril de 2018, solicitó un ajuste tarifario ordinario para la planta hidroeléctrica El Ángel - Ampliación, de tal manera que se proceda a fijar una banda tarifaria que consiste en un límite inferior de US$ 0,0615 por kWh, un promedio de US$ 0,1284 por kWh y un límite superior de US$ 0,1506 por kWh. Asimismo, el solicitante aclara que el "estudio tarifario presentado corresponde a la aplicación de la metodología de industria para las plantas de generación privada hidroelétricas [sic] nuevas, según resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones". (folio 17).

A continuación, se extrae los principales métodos y resultados obtenidos por la empresa El Ángel S.A.:

Así las cosas, los cálculos efectuados por parte de la empresa El Ángel S.A. dan como resultado la siguiente banda tarifaria:

III. 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 Explotación

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:

p = (CE + CFC) / E

Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.

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

a. Expectativas de ventas (E)

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

E = C * 8760 * fp

Donde:

E = 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 RJD-152-2011, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW que disponga la Aresep para los últimos cinco años. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o

más meses del respectivo año. Adicionalmente, se incluyen los factores de planta proveniente de los concursos realizados por el ICE para adquirir energía.

Para el periodo 2013 - 2016, se utilizó la información de la resolución RIE-067-2017, y en el caso del año 2017, se utilizó la información de potencia nominal (suministrada por el CENCE) y la producción anual (suministrada por el Área de Mercados de la IE).

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

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 55,73% (ver Anexo No. 1).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de 55,52%, debido a que la empresa utilizó los valores resultantes en el año 2016 para replicarlos hacia atrás a los valores de los años 2012, 2013 y 2016. Por tanto, se le recuerda al solicitante que los valores de factor de planta de años pasados fueron los que resultaron precisamente en esos años, por lo que no es procedente copiar los del 2016 para atrás. Tampoco incluyó el cálculo del factor de planta del último año que, en este caso, sería el del año 2017, ya que según la metodología para el cálculo del factor de planta "se utilizarán valores del último quinquenio sobre la cual Aresep posea información."

b. Costos de explotación (CE)

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

La metodología tarifaria vigente indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

Para la determinación de la muestra del presente estudio se tomaron los datos de la población que, en este caso, corresponde con datos de los Estados Financieros Auditados de 3 plantas, a saber: El Ángel, El Ángel Ampliación y Vara Blanca. En ese contexto, la muestra utilizada para el cálculo de los costos de explotación consta de 3 plantas, la cual es a su vez, la población de las plantas hidroeléctricas nuevas, ya que esas son la totalidad de las plantas de esa naturaleza. Los datos de los Estados Financieros Auditados se encuentran en el expediente ET-017-2018 así como también en el OT-399-2017.

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

Luego, dichos datos de costo de explotación fueron indexados con el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN)1 al mes de mayo de 2018, y se convierten a dólares del periodo actual con el tipo de cambio de venta 1 A partir de enero 2015 el Banco Central de Costa Rica suspende el cálculo del índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al productor con una base más reciente, el IPP-MAN; este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI. El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.

promedio de mayo de 2018, esto debido a que la tarifa está expresada en esta moneda.

Con estos datos, el costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

i. Se tomó los datos de costos de explotación de la muestra (población) de plantas hidroeléctricas nuevas que operan en el país.

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

iii. Se utilizó la función de la curva estimada, y se le evaluó una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley N° 7200.

El costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 91,97 US$ por kW (ver Anexo No. 2 y 3).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de US$ 159.88 por kW, debido a que la empresa incluye en su cálculo datos de otras plantas distintas a plantas hidroeléctricas nuevas, por ejemplo plantas públicas y cooperativas, provenientes del documento Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2016-2035.

c. Costo fijo por capital (CFC)

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

El CFC depende de las siguientes variables:

i. Apalancamiento

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

El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.

Para esa muestra, se calculó un promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de 2 proyectos hidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la Aresep y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE, según la base de datos que dispone la Aresep.

El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo No. 4).

Este valor no difiere del solicitado por El Ángel S.A.

ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)

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

·         La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:

http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

Por lo tanto, el promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,24% (ver Anexo No. 5).

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

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls

Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,53% (ver Anexo No. 6).

·         Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados "Risk Premiums for the other markets" en donde el riesgo país se denomina "Country Risk Premium". Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet:

http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html

Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 3,53% (ver Anexo No. 7).

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

·         Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014).

En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 73,98%.

·         Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, pero no es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos.

Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad de la industria "Utility General" en los Estados Unidos de América disponible de la página de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html

El uso de dicho indicador ya ha sido analizado en informes anteriores de esta Intendencia, considerando que es el más representativo para el sector eléctrico nacional.

Por tanto, el valor obtenido del beta es de 0,1942 (ver Anexo No. 8). Al apalancarlo, de acuerdo con lo señalado en el apartado de apalancamiento, da como resultado un nivel de beta de 0,5806.

·         Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.

Por tanto, el nivel de rentabilidad para las plantas hidroeléctricas nuevas es de 8,98% (ver Anexo No. 9).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de 8,99%, debido a que la empresa no incluyó el valor actualizado de la prima por riesgo y el valor del beta con más decimales de precisión.

iii. Tasa de interés

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

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de febrero 2011 a enero 2016, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 9,10% (ver Anexo No. 10).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de 9,07%, debido a que se actualizó el dato a mayo de 2018.

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.

Este valor no difiere del solicitado por El Ángel S.A.

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.

Este valor no difiere del solicitado por El Ángel S.A.

vi. Edad de la planta

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

vii. Monto de la inversión unitaria (M)

El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.

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

a. La versión más reciente del "Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación", publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR), el cual corresponde con la edición 2018 - 2035.

b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2010).

Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.

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

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

d. Los concursos I y II realizados por el ICE para adquirir energía de los generadores privados.

Exclusión de los valores extremos:

Los costos de inversión (indexados a mayo 2018) presentan un promedio de US$ 3.633,6 por kW. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio, se encuentran 4 elementos fuera de estos límites, lo que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión de los análisis futuros (ver Anexo No. 11).

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

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

b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualizó con el Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie WPUIP2310001 del Bureau of Labor Statistics. Se utilizó este índice por dos principales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por consistencia con anteriores fijaciones tarifarias.

Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos.

Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria como el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es US$ 3.816,0 por kW (ver Anexo No. 12).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de US$ 3.810,1 por kW, debido a que se existen dos valores del Plan actualizados a una fecha distinta a las demás, a saber las plantas PA-CuchillaH y PA-Planeta2H.

Asimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo valor es de 0,1158 (ver Anexo no. 13).

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de 0,1157, debido a las diferencias señaladas anteriormente con respecto el cálculo de la rentabilidad.

Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) multiplicando los dos valores anteriores, el cual es de US$ 441,81 por kW.

Este valor difiere del solicitado por la empresa El Ángel S.A., el cual es de US$ 440,71 por kW, debido a las diferencias señaladas anteriormente, y que dependen del Factor de Inversiones y Costo Monto de la Inversión Unitaria.

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$ 940,5 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$ 3.810,1 por kW + US$ 940,5 por kW = US$ 4,756.5 por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, en otras palabras, US$ 3.810,1 por kW - 3 * US$ 940,5 por kW = 994.6 US$ por kW.

En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200.

e. Cálculo de la tarifa

Una vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa de venta y el resultado es US$ 0,1095 por kW, con un máximo de US$ 0,1319 por kW y un mínimo de US$ 0,0425 por kW (ver Anexo No. 14).

f. Estructura horario-estacional:

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

g. Moneda en que se expresará la tarifa

Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de la metodología tarifaria vigente serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

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

h. Ajuste de los valores de la banda tarifaria

Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.

i. Obligación de presentar información

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

j. Aplicación de la metodología

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

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 55,73%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la rentabilidad es del 8,98 %; el costo de explotación es de US$ 91,97 por kW y el costo de inversión promedio es de US$ 3 816,0 por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidráulicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,0424 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1093 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1316 US$ por kW.

3. La estructura tarifaria para la generación hidráulica es:

[.]

II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio 1014-IE-2018 citado, conviene extraer lo siguiente:

[.]

1. Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Guillermo Alan Alvarado, cédula de identidad número 6-0172-0455, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma (folios 475 al 479).

a) Sobre el factor de planta. Es criterio del ICE que, los factores de planta calculados para Tapezco en los años 2013 y 2014, así como los de Santa Rufina en el año 2016, son incorrectos, debido a que tiene consignados datos de insumo incorrectos.

b) Sobre los Costos de Explotación. Solicita el ICE que se utilicen datos de costos de explotación solamente de plantas a las que se pretende tarifar.

A continuación, la respuesta a la posición planteada en el proceso de audiencia pública:

a)     Se le indica al ICE que, de acuerdo con lo expuesto, se han corregido los datos de insumo solicitados como parte del cálculo del factor de planta.

Por lo tanto, se recomienda acoger esta posición.

b) Se le indica al ICE que, además de lo establecido en la Ley 7200 en su artículo 2, se debe considerar también lo establecido en la metodología RJD-152-2011 y sus reformas RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014 y RJD-017-2016, específicamente las obligaciones de los generadores privados acerca de la información financiera auditada de sus plantas para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales.

Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente esta posición.

[.]

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se dispone

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, en una banda inferior (límite inferior) de 0,0424 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1093 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1316 US$ por kW.

II. Fijar la siguiente estructura tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se detalla:

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

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

V. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución RJD-152-2011, específicamente en el apartado "Otras consideraciones. (.) Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.", se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.

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 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.

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

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

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