Biomass cogeneration electricity tariffsTarifas de cogeneración eléctrica con biomasa

The plant factor was 0.71 and the rate was US$ 0.0940 per kWh.

Straight-line depreciation (with a useful life of 5 to 20 years) and financing costs, with an interest rate of 6% over a 20-year term, were also considered. Operating costs were divided into fixed and variable costs. It appears that, when first established by resolution RJD-004-2010, the model complied with Article 31 of Law No. 7593.

However, as indicated in the preceding section, periodic updating and review of regulatory model-company frameworks is essential to ensure their validity and effectiveness. Because production costs, available technologies, market conditions, and operating practices constantly evolve, a static model risks becoming outdated and sending companies subject to regulation inappropriate signals. If it is not updated, the standard may set rates that do not reflect current efficient costs: either overestimating them (which would pass excessive prices on to users) or underestimating them (which would discourage investment and jeopardize service quality).

However, as stated in official letter 770-DEN-2009/33271 of 4 November 2009, the initial model used in Costa Rica proposed updating solely by indexation to the Consumer Price Index, without taking into account the other elements proposed by the theoretical model:

“To keep the model plant’s cost structure up to date (indexation), an indexation formula was submitted that linked the Consumer Price Index to variable costs and the exchange rate to fixed costs associated with imports of raw materials. Variable Costs represent 20% of total costs and Fixed Costs represent 80%; therefore, the formula for indexing the cost structure is:

Total cost = (FC x 0.80) (EX 2010/EX 2009) + (VC x 0.20) (CPI2010/CPI 2009)” Moreover, in ruling RIE-111-2015 of 4 November 2015, “Application on the Authority’s Own Motion of the Tariff Methodology Based on the Typical Cost Structure of a Model Electricity Generation Plant Using Sugarcane Bagasse for Sale to the Costa Rican Electricity Institute and Its Indexation Formula,” published on 9 November 2015 in the official gazette La Gaceta, Digital Supplement No. 92, the update applied to the initial model, adopted by resolution RJD-004-2010, is presented. This update responds to Whereas II of resolution RIE-081-2014, which instructed:

“Conduct a new market study for the next tariff study, updating costs because the observed data are five years old.” In the following table, the adjustments made to the tariff methodology and presented in resolution RIE-111-2015 are shown:

Table 1. Adjustments made to the tariff methodology (RIE-111-2015)

Source: Prepared by the authors, 2025.

Additionally, updating total investment using quotations and incorporating actual company data indirectly produces a cascading effect on the model, since other line items—such as civil works, local supervision of civil construction, civil construction materials and services, and the wastewater treatment plant—are calculated as a specific percentage of that investment. Consequently, a specific change in investment values has a multiplying effect on associated components, altering the consistency of the tariff model with its original conception as a reference model plant.

In summary, the update presented in resolution RIE-111-2015 did not change the structure of the tariff methodology in force. Rather, it updated costs based on information that was recent at the time, actual data from the service providers, and market quotations.

In that update, instead of incorporating only adjustments associated with technological advances, actual data from the service providers was introduced in some line items. This exercise distorted the original purpose of the model plant, whose objective is to serve as a reference for efficiency. By including information from actual companies, the efficient plant model ceased to reflect an optimal standard and instead began to absorb the possible inefficiencies inherent to those companies.

In this regard, ICE has sent ARESEP a series of concerns about the bagasse methodology (RJD-004-2010 and RJD-027-2014) through letters 0510-905-2017 and 0610-094-2018. For example, section 3, “Elements of the request,” page 7 of letter 0510-905-2017 states:

“3.1 Theoretical and actual costs included in applying the ‘model plant’ ICE has raised with ARESEP the concern that the cost values specific to Azucarera El Viejo S.A. and Ingenio Taboga S.A. are included among the data used to apply the ‘model plant’ methodology. ICE has maintained in its arguments that the plants’ actual costs are inconsistent with the costs of a ‘model plant’ because the prices include the inefficiencies inherent in existing companies, which are then borne by end consumers.” It is therefore concluded that resolution RJD-004-2010, as originally conceived, implemented a tariff model based on model plants, thereby complying at that time with Article 31 of Ley N.º 7593. However, it was not subjected to updates as economic theory indicates, and the 2015 update (RIE-111-2015) took market and company data into consideration. By incorporating actual company information, the model lost its function as a reference for efficiency and ended up reflecting the providers’ inefficiencies as well.

4.3.3. Determination of whether the methodology established in resolution RJD-004-2010 remains valid under economic theory and whether an industry-wide model can be applied Setting tariffs in industries with limited competition is one of the most complex and critical challenges for regulatory authorities. When a market has few companies that also operate with different production and cost structures, regulation has a twofold purpose: on the one hand, it must prevent market power from leading to excessively high prices for consumers, which could result in inefficiently low production and high tariffs. On the other hand, it is essential to ensure that companies have appropriate economic incentives to invest in infrastructure, improve service quality, and, above all, operate efficiently over the long term.

Regulation in this context must be particularly sophisticated to avoid solutions that, although they may seem fair in theory, result in an inefficient allocation of resources or, worse, make one of the operators unviable. If one company has a more modern cost structure or an inherent efficiency advantage, any tariff mechanism that fails to recognize this heterogeneity could harm the industry as a whole and the welfare of the end consumer.

To prevent the foregoing from occurring in the Costa Rican market, and to ensure compliance with one of the requirements established in Article 31 of Ley N.º 7593, it is necessary to assess whether the theoretical basis remains valid; that is, whether the methodology established in resolution RJD-004-2010 reproduces the basic elements of economic theory and whether there is a proven impossibility of applying an industry-wide model.

The first exercise is to determine whether the assumption that companies are homogeneous is satisfied. This means that, within a sector or market, firms have very similar characteristics in key aspects of their operations, structure, and results. In other words, they use comparable equipment and methods; have similar proportions of fixed, variable, maintenance, financial, and administrative costs; face the same demand; and have similar productive sizes and capacities, among other things.

In this regard, according to the regulatory accounting and 2023 financial reports submitted to ARESEP by the service providers (identified, for illustrative purposes, as Company A and Company B), they have significantly different characteristics. For example:

• Company B generates 19% more revenue than Company A and has operating costs 26% higher than Company A.

• Company A has debt, while Company B does not.

• Company B has higher operating and maintenance costs, while Company A has a larger share of administrative and financial expenses.

• Company B has twice as much property, plant, and equipment used for generation as Company A.

• Company B’s maintenance costs associated with generation are four times higher than Company A’s. This may be because the machinery of the two companies also differs in age.

In light of the foregoing, and bearing in mind what is stated in section 7.4, “Analysis of the sector’s needs,” of technical report IN-0027-CDR-2023 (p. 43)2:

2 The simulations carried out by the working group responsible for preparing report IN-0027-CDR-2023, as well as the more detailed information about the companies, were analyzed at the 9 August 2023 session, as recorded in the Minutes of ARESEP Board of Directors’ Extraordinary Session No. 65-2023. However, as shown on page 44 of those minutes: “At this point, Mr. Eric Bogantes Cabezas calls a recess, from 9:47 a.m. to 10:48 a.m., to review the simulations. Once the session resumes, the presentation of the matter continues.” The foregoing is to respect the confidentiality of the information.

“Additionally, given that Aresep has information on the operational and financial-accounting data of only two plants that differ greatly from one another, both in the amount of energy they generate and in their investment, operation, and maintenance costs...” This presents a scenario in which the companies should not be treated as homogeneous, which would mean that an essential assumption underlying the theory behind an efficient plant model is not met.

Furthermore, given the lack of homogeneity among the current providers generating energy from bagasse, it is established that a model production structure based on actual information from participants in this specific Costa Rican market cannot be applied. Accordingly, the requirement set out in Article 31 of Ley N.º 7593 is met. It provides:

“Article 31.—Setting tariffs and prices To set tariffs and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account model production structures for each public service, based on the development of knowledge and technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers. In the latter case, efforts shall be made to promote small and medium-sized businesses. If it is proven impossible to apply this procedure, the particular circumstances of each company shall be considered.

[...]” (emphasis not in the original) Additionally, the model established by resolution RJD-004-2010 uses characteristics and variables that it applies indiscriminately to both companies, causing distortions in the final tariff. For example:

• It applies 80% leverage even though Company B has no debt, meaning the theoretical model does not reflect the reality of the market and the returns it recognizes do not reflect the providers’ current circumstances.

• The methodology simulates an efficient model company that begins operations in year zero. In tariff-setting proceedings, profitability is determined under a methodological assumption that considers, for each calculation period, a scenario beginning in year 0. This means that, at the start of the projection, 100% of the investment value is recognized each year as if it had been made at that time, even though the infrastructure is already operating and depreciated.

This has several implications: the company receives a return as if its asset were new in every tariff-setting proceeding, without recognizing actual accumulated depreciation; users face higher tariffs because more return is recovered than would correspond to a partially depreciated asset; from a tariff standpoint, equipment and facilities are remunerated as if they were always at the beginning of their useful life, which may discourage the timely and efficient replacement of assets; among other effects.

In this regard, ICE stated the following in letters 0510-905-2017 and 0610-094-2018: “Age of plants that generate electricity with bagasse in estimating investment costs. The methodology simulates an efficient model company that begins operations in year zero; however, the reality is that the thermal generation plants using bagasse to which this methodology has been applied have been upgraded and have been operating for several years before the first tariff setting under this methodology, so their assets are partially or fully depreciated.” The second exercise consisted of determining whether the methodology established in resolution RJD-004-2010 provided for a review process to incorporate more efficient technologies, changes in input costs, and other relevant factors. The previous section explained in detail the only review and modification made to the initial model.

To return briefly to the matter, resolution RIE-111-2015 did not change the structure of the tariff methodology in force. It was limited to updating costs based on information available at the time, including actual data from service providers and market quotations.

However, in that update, instead of incorporating only adjustments resulting from technological advances, data from the service providers were included in some line items. This approach distorted the original purpose of the model plant, whose objective is to serve as an efficiency benchmark. By integrating information from actual companies, the efficient plant model ceased to represent an optimal standard and instead began to reflect the inefficiencies inherent to those companies as well.

The following graph illustrates that, in Costa Rica, tariffs for generating energy with bagasse have trended upward in recent years, and that the price recognized per US$/kWh even increased when the cost update was applied through resolution RIE-111-2015. As discussed above, this may be due to the model update being based only on the Consumer Price Index. Under an efficient plant model, incentives to incorporate new technologies and realize efficiencies would be expected to exert downward pressure on tariffs, a trend that has not appeared in the bagasse electricity generation market.

Graph 2. Tariff settings for energy generation with bagasse (US$/kWh) 4.3.4. Tariff differentiated by company Article 31 of Ley N.º 7593 provides that if it is proven impossible to apply the procedure of taking model production structures into account for each public service, the particular circumstances of each company shall be considered:

“Article 31.—Setting tariffs and prices To set tariffs and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account model production structures for each public service, based on the development of knowledge and technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers. In the latter case, efforts shall be made to promote small and medium-sized businesses. If it is proven impossible to apply this procedure, the particular circumstances of each company shall be considered.” As detailed in the previous section, it is concluded that:

• The model established by resolution RJD-004-2010 may not be the most suitable for Costa Rica’s industry.

• It is proven impossible to apply a model production structure in the Costa Rican market in question based on actual information from the service providers.

The “model company” methodology is more appropriate for industries in which companies are comparable—that is, they have similar cost structures and operating models. Its use is unsuitable in a market with very few service providers that also have significant differences.

By contrast, a methodology in which the regulator sets a maximum price for each company based on actual values from financial statements, sales to specific entities (for example, ICE), and other accounting data would more accurately reflect each provider’s actual operating conditions. This approach would help establish tariffs that better match the sector’s circumstances, generating more transparent regulatory signals, encouraging efficiency, and offering better protection both to users and to companies’ financial sustainability. This makes it preferable in a regulatory context.

A comparative analysis of the two approaches follows, highlighting the advantages of the new methodology, its disadvantages, and how it might be improved with elements drawn from regulatory theory and experience with the efficient-company model.

Table 3. Theoretical comparison criteria between the models

Source: Prepared by the authors, 2025.

The proposal for a maximum price by company begins by determining a revenue cap or tariff specific to each provider based on its actual cost structure, accounting, and sales. This means the methodology offers the following implementation advantages for Costa Rica:

1. It recognizes differences specific to each company and is based on actual financial data, since the information is taken directly from the provider’s financial statements, including its direct costs, operating expenses, investments, debt, and so on. The regulator’s review of costs is crucial to ensure that only costs necessary to provide the service are recognized (service at cost).

As provided by the ARESEP law, the regulator reviews accounting information to ensure there are no unjustified cost overruns, expenses unrelated to providing the service, and so on. In addition, the information submitted by the providers is supplemented with data on annual sales to ICE.

As providers know, application of this methodology is closely linked to the implementation and verification of regulatory accounting, as well as the eventual launch of the Regulatory Information System (SIR).

This is because companies must report their financial statements to the regulator, and the SIR would make data collection more agile and systematic. By contrast, maintaining a “hypothetical model” involves a high level of technical analysis and the formulation of multiple assumptions, which may differ significantly from the reality of the domestic industry being regulated.

3. It seeks to avoid any misalignment between the theoretical model and the provider’s particular circumstances. It also allows for the recognition of the technological conditions, actual installed capacity, useful life, scale, and age of each provider’s specific infrastructure.

4. It seeks to avoid the possibility of overestimating or underestimating costs if efficiency parameters are not updated or do not match actual conditions.

5. In theory, the methodology can be applied more quickly, especially if there is a legal obligation to report audited financial statements.

6. Each company knows its circumstances and can be certain that its maximum tariff will depend on its actual costs, not on a standard that may be challenged.

7. Energy purchase and sale negotiations are possible, with the assurance that tariffs will recognize fixed costs and that the energy producer will not sell below its marginal cost.

However, setting tariffs based on actual costs creates a need to establish incentives for cost reduction and to develop the capacity to conduct audits to ensure that only necessary and efficient costs are recognized. The first step, though, is to determine those costs for each company precisely and clearly.

Moreover, regulatory indicators could be defined ex post, such as determining the difference between the regulated tariff and actual unit costs; the regulator could then eventually make adjustments to set tariffs in line with the new conditions.

Finally, the methodology could also be reviewed if, due to a situation not previously considered, the model proves inapplicable or causes a tariff distortion. The regulator always has the authority to do so under its powers.

It is concluded that setting tariffs through a rate-of-return model applied to the company with a maximum tariff makes it possible to recognize the actual circumstances of each provider, support its financial sustainability, and offer users greater transparency. This approach, based on audited accounting costs, better fits domestic conditions and balances efficiency, user protection, and service viability.

5. LEGAL FRAMEWORK 5.1. On the competence of the Public Services Regulatory Authority to establish tariff methodologies ARESEP is an autonomous institution with legal personality and its own assets, which regulates the public services established in Ley N.º 7593, as well as services that the legislature designates as such (Articles 188 and 189 of the Political Constitution and Article 1 of Ley N.º 7593).

Similarly, section 3.a) of Ley N.º 7593 defines a public service as one that, because of its importance to the country’s sustainable development, is so classified by the Legislative Assembly in order to subject it to regulation under that law.

Article 4 of that same law establishes the following as ARESEP’s fundamental objectives, among others:

“c) Ensure that public services are provided in accordance with subsection b) of Article 3 of this law; d) Formulate and ensure compliance with quality requirements (...) and (...) f) Regulate public services as provided in this law.” The foregoing is consistent with the Sectoral Regulation on Electric Services (Decreto Ejecutivo N.º 29847-MP-MINAE-MEIC), which defines and describes the main conditions under which the electric service must be supplied. Article 3 establishes, among other things, energy quality, while Articles 16 and 19 provide that the technical factors used to regulate and assess service to subscribers and users are: a. the quality of the voltage and frequency of the electricity supplied; b. continuity and reliability of the electricity supply; and c. the quality and timeliness of service.

Ley N.º 7593 granted ARESEP sufficient powers to regulate the public services provided in the country, including the supply of electricity at the generation, transmission, distribution, and commercialization stages, as provided in section 5.a) of Ley N.º 7593.

This is in connection with Article 6.d) of Ley N.º 7593, which establishes ARESEP’s obligation to “(...) set tariffs and prices in accordance with technical studies,” in conjunction with sections 3.b), 6.a) and f), 20, and 31 through 37 of the same law, which establish the central parameters, criteria, and elements for setting tariffs in accordance with the principle of service at cost, an obligation reiterated in Article 4.a).2) of the Regulations to Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-M.

Article 9 of Ley N.º 7593 provides that ARESEP shall continue to exercise the authority granted to the Servicio Nacional de Electricidad by Ley N.º 7200 and its amendments. It also provides that no provider of a public service described in Article 5 of that law may provide the service without a tariff or price previously set by ARESEP.

In this regard, ARESEP is responsible for ensuring compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates. For this authority, Article 5 of Ley N.º 7593 refers to Article 25 of the same law, which provides that ARESEP shall issue and publish technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision under which public services are to be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad in each case.

Those standards must, in turn, be consistent with Articles 32, 34, 41, and 42 of the Sectoral Regulation on Electric Services, which provide, to the extent relevant:

“Article 32.—Technical and tariff monitoring of service conditions.

The Regulatory Authority shall monitor the different regulated services in the electric industry to establish whether service conditions are being met. For this purpose, it shall use:

a. Information requested from regulated companies under Article 24 of Ley N.º 7593.

b. Compliance with current regulations.

c. Tariff provisions contained in resolutions issued by the Regulatory Body.

d. Subscriber-service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory.

e. Any other information that the Regulatory Authority considers necessary to perform its functions.” “Article 34.—Issuance of technical and economic standards.

In accordance with Ley N.º 7593 and after consulting and coordinating with electric companies, the Regulatory Authority shall issue the standards governing how the service is regulated and assessed, including the regulatory and assessment factors listed in Article 16, so that the necessary balance is achieved between the timeliness and feasibility of the investments required by each electric company and the guarantee of continuous improvement in the regulatory and assessment factors.” (Emphasis added.)

“Article 41.—Responsibility of the Regulatory Authority.

As part of the responsibilities and powers assigned to the Regulatory Authority by Ley N.º 7593, it shall be responsible for:

a. Promulgating technical and economic standards for the proper provision of the service.

b. Assessing, regulating, and overseeing the application of and compliance with this regulation and the corresponding standards.

c. Applying the sanctions stipulated in Ley N.º 7593 and its regulations.” “Article 42.—Sanctions. Sanctions for failure to comply with this regulation or with technical and economic standards issued by the Regulatory Authority shall be imposed in accordance with Ley N.º 7593 and related laws.” For its part, Article 29 of Ley N.º 7593 provides that “the Regulatory Authority shall formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions to which tariff and price proceedings for public services shall be subject.” The tariff-setting procedure is governed by Article 30 of Ley N.º 7593. In turn, Article 31 of that law provides that model production structures or the particular circumstances of each company must be taken into account when setting tariffs. The provision also requires ARESEP to apply annual tariff adjustment models based on changes in variables external to service providers’ management, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, wage adjustments made by the Executive Branch, and any other variable that ARESEP considers relevant.

Accordingly, in tariff proceedings, each tariff and price application must be duly justified, as provided in Article 33 of Ley N.º 7593. The tariffs and prices set by ARESEP take effect upon publication in the official gazette La Gaceta or from the date stated in the corresponding resolution, under Article 34 thereof.

Along the same lines, Article 15 of the Regulations to Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-MP, provides that models approved by ARESEP in accordance with the law shall be used to set tariffs.

Article 36 of Ley N.º 7593 establishes the public hearing procedure that must be followed when formulating or reviewing price- and tariff-setting models, as well as when formalizing and reviewing technical standards. Persons with a legitimate interest may participate. That provision is regulated by Articles 44 through 56 of Decreto No. 29732-MP, in conjunction with Article 9 of the Political Constitution. These provisions give effect to the constitutional right to citizen participation, as recognized in the case law of the Constitutional Chamber (Sala Constitucional), including judgment N.º 7213-2012, which established ARESEP’s obligation to guarantee citizen participation in formulating tariff methodologies. See also judgments N.º 016649-2009 and N.º 17093-2008.

Furthermore, Article 31 of Ley N.º 7593, read together with section 6(16) of the Internal Regulations on the Organization and Functions of the Regulatory Authority and its deconcentrated body (RIOF), establishes that ARESEP’s Board of Directors is competent to approve the tariff methodologies to be applied in the various regulated sectors under ARESEP’s authority.

Likewise, section 9.11 of the RIOF establishes that one of the General Regulator’s functions is to appoint teams to prepare policy proposals and carry out projects to design tariff-setting methodologies.

For its part, Article 21.2 of the RIOF provides that the DGDR is responsible for “(...) directing the process of developing regulatory instruments while promoting innovation and continuous improvement.” From the foregoing provisions, it can be concluded that ARESEP has exclusive and non-delegable authority to set tariffs for public services regulated under Ley N.º 7593. This authority cannot be waived, transferred, or extinguished by prescription, as established in section 66 of the General Law of Public Administration (LGAP).

In this regard, defining and establishing tariff methodologies or models for determining the tariffs of public services subject to its regulation, as well as technical standards that ensure the proper provision of public services, are essential components of ARESEP’s powers.

The First Chamber of the Supreme Court of Justice, in judgment N.º 001687-F-S1-2012, stated the following regarding ARESEP’s powers to establish tariff methodologies: “The Regulatory Authority is the public authority which, through its actions, gives effect to those principles (...). Its exclusive and non-delegable powers allow it to establish the economic parameters that will govern the contract, balancing the interests of the operator and the users.” Along the same lines, the Procuraduría General de la República (PGR), in repeated opinions, has stated that defining tariff methodologies or models falls within ARESEP’s exclusive and non-delegable authority to set tariffs. These include opinions C-165-2014 of 27 May 2014 and C-416-2014 of 24 November 2104. Opinion C-416-2014 states: “c) The definition of tariff methodologies or models falls within ARESEP’s exclusive and non-delegable authority to set tariffs, and it is not required to coordinate with other entities or bodies.” The PGR reiterated that position in opinion C-023-2017 of 1 February 2017.

In addition, ARESEP’s establishment of tariff methodologies and criteria clearly falls within the technical discretion recognized for this entity, provided that the principle of service at cost is respected. This is consistent with Articles 15, 16, and 160 of the LGAP.

In this regard, the First Chamber has recognized ARESEP’s discretion in establishing methodologies, stating:

“There is no doubt that ARESEP may determine the models for assessing tariff applications based on model production structures for each public service, according to the development of knowledge and technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers (parameters of the service-at-cost principle). Ley N.º 7593 grants it a broad scope for action for this purpose (sections 6.d) and 29 through 37). However, it must be remembered that this discretion applies to the initial choice among one or more technical methods, which will be applied at a second stage, after their formalization (in the proceeding itself).” Accordingly, under the principle of legality (Articles 11 of the LGAP and 11 of the Political Constitution), tariffs must be set in accordance with the mechanisms duly established by ARESEP for that purpose, through the procedure provided in Ley N.º 7593 and its regulations (public hearing).

5.2. On the regulation of the electricity supply service in Costa Rica as a public service In Costa Rica’s electric sector, the definition of national policies and plans for the sector, which guide the actions of the agents, falls to the Secretaría de Planificación Sectorial de Ambiente y Energía (SEPLASA), within the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE). This body prepares the National Energy Plan (PNE)—the VII National Energy Plan 2015-2030 is currently in force—and the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica prepares the National Development Plan (PND). ARESEP is subject to these plans under Article 1, second paragraph, of Ley N.º 7593.

The regulation of the electricity supply service at all stages (generation, transmission, distribution, and commercialization) is handled by ARESEP, as stated in Article 5.a) of Ley N.º 7593. That provision establishes its function of setting prices and tariffs and ensuring compliance with standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision in delivering both that public service and the other services it regulates.

These functions are supplemented by the objectives and obligations established in Articles 4 and 6 of Ley N.º 7593, respectively, which frame the exercise of ARESEP’s powers and authority in regulating public services.

Those powers include setting tariffs, defining technical regulations and tariff methodologies, imposing sanctions for violations, and overseeing the provision of public services.

The foregoing applies equally to the electricity supply service. Like any other public service, it requires ARESEP to exercise the powers mentioned above in accordance with Ley N.º 7593 and its regulations.

Because Ley N.º 7593 and its regulations are an essential part of the legal framework governing public-service regulation in general, it is necessary to identify the rules that also govern ARESEP’s regulation of the electricity supply service. The “Sectoral Regulation on Electric Services,” Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, provides:

“Article 1. Scope. This Regulation defines and describes the main conditions under which the electric service must be supplied under normal operating conditions.

Its application is mandatory for electric companies established in the country or that may be established under a concession regime, in accordance with the applicable laws.

The conditions set out here may be expanded upon and detailed in part or in full by the terms of the service contract between the subscriber and the company or between companies, subject to prior authorization by the Regulatory Authority, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

This Regulation defines and establishes the general conditions under which the regulation of the electric service provided by companies to subscribers and users shall be carried out in technical and economic areas.” This Regulation expands the regulatory framework governing the specific regulation of the electricity supply service and also binds ARESEP in exercising its powers with respect to that service.

Compliance with and application of this Regulation is essential and mandatory for providers authorized under the applicable laws to offer the public electricity supply service at any of its stages.

Additionally, where applicable, the conditions established by this Regulation may be expanded upon and detailed in part or in full by the terms of the service contract between the subscriber and the electric company, or between electric companies, subject to prior authorization by ARESEP, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

The provisions cited above also apply to the public service of supplying electrical energy, specifically with respect to the concessions that, under Article 9 of Ley N.º 7593, every provider of a public service must hold. In this case, that means providers of the mentioned service in its stages of generation, distribution, and sale of electrical energy, whether the procedure is handled by MINAE or by ARESEP (for applications covered by Ley N.º 7200 and its amendments).

The electrical supply system comprises the set of means and components used for the generation, transmission, distribution, and sale of electrical energy.

The intervention of the various participants in the sector depends on the stage of the electrical energy supply service; accordingly, ARESEP will set the applicable rates.

In this regard, it is important to mention that the Procuraduría General de la República (PGR), in opinion C-293-2006, reaffirmed ARESEP’s authority to set rates for the public service of supplying electrical energy at every stage. It states, in relevant part:

“(...) The supply of electrical energy in the stages of generation, transmission, distribution, and sale is a public service. By virtue of that nature, paragraph a) of Article 5 of Ley N.º 7593 grants the Public Services Regulatory Authority the authority to set the prices and rates for the supply of electrical energy in those stages of generation, transmission, distribution, and sale. As can be seen, the law grants ARESEP authority to set rates for the public service of supplying electrical energy at every stage, that is, from generation through sale (...)”.

5.3. Regulation of electrical energy generation from biomass, considering the cogeneration process As indicated, generation, as one of the stages of the electrical energy supply service, is duly regulated by ARESEP through the exercise of the powers and authority granted to it by Ley N.º 7593.

The specific regulatory framework applicable in each case depends on the provider of the electrical energy generation service. Ley N.º 7593, its regulations, and the other rules issued by ARESEP also apply, taking into account, for rate-setting and methodological purposes, aspects specific to the type of generator and the source used to generate electrical energy.

Accordingly, as part of its regulatory powers, ARESEP has issued rate-setting methodologies for private electricity generation that take into account, among other factors, the source of generation, whether hydroelectric, wind, solar, thermal, geothermal, or biomass.

In Costa Rica, most of these sources are drawn from so-called renewable resources, which are converted into electricity, reflecting in turn the high level of renewable energy that characterizes our country.

In this regard, it is important to point out that the National Development and Public Investment Plan for the Bicentennial (2019–2022) referred to the possibility that Costa Rica could become the world’s first decarbonized economy by 2050. This would require gradually reducing fossil-fuel consumption until eliminating it, and further developing a system in which renewable energy generation is sustainable and self-sufficient, thereby helping to mitigate the impact of economic activities on the environment.

In line with the foregoing, the electricity subsector of the VII National Energy Plan 2015–2030 includes the sustainability of the energy mix among its main policy areas. Its objectives also include diversifying energy sources for electricity production in order to prevent thermal energy from accounting for a greater share of the national energy mix.

This is associated with the National Program for Non-Conventional Renewable Energies, established in the aforementioned Plan, which seeks to make greater use of those sources.

The National Energy Policy, proposed through the VII National Energy Plan 2015–2030, is supported by a series of policy areas set out in that Plan.

More specifically, a series of actions have been linked to that policy, which proposes, among other things, increasing the energy sector’s contribution to the country’s productive competitiveness. These actions seek to improve the methodological framework governing electricity rate-setting, among other matters.

Those actions include “creating or improving certain rate-setting methodologies required for the ICE to purchase electricity from private generators; in particular, those relating to generation using biomass and municipal solid waste. This is intended to make greater use of the country’s generation potential from those sources.” Emphasis in original.

The foregoing directly involves ARESEP, which, in exercising its powers, regulates generation as one of the stages of the electrical energy supply service, regardless of its source, and defines, among other things, the rate-setting methodologies applicable in each particular case.

It should be noted that biomass-generation rate-setting methodologies are not new to ARESEP. In 2009, it issued the “Rate-setting methodology based on the typical cost structure of a model sugarcane-bagasse electricity generation plant for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,” approved by resolution RJD-004-2010 of 26 April 2010 and in force to date. It specifically treats sugarcane bagasse as the generation source used to produce the energy that private generators sell to the ICE under Ley N.º 7200, Chapter I.

Similarly, in 2011, ARESEP issued the “Model and cost structure for an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse, and its indexation formula,” approved by resolution RJD-162-2011 of 9 November 2011 and in force to date. It also concerns private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200.

That model applies alongside the methodology for sugarcane bagasse, depending on the generation source in question. It provides:

“1.1. Objective and scope (…)

This methodology excludes rate-setting associated with electricity sales produced solely from sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 applies. It also excludes rate-setting for sales of energy generated by plants that use municipal waste as an input. (…)” As can be seen, in exercising its regulatory powers and pursuing continuous improvement, ARESEP has been establishing the methodology for electricity generation from biomass and reviewing the technical instruments for regulation, in accordance with the energy policy set out in the VII National Energy Plan 2015–2030.

Although the preceding discussion has referred to generation as a stage of the public service of supplying electrical energy under Article 5(a) of Ley N.º 7593, as explained in the preceding section 5, “Justification,” this case specifically concerns cogeneration of electrical energy using biomass as the source.

As explained, this is cogeneration because the electrical energy produced through the use of biomass results from simultaneous generation as part of a thermal and electrical energy process. Cogeneration plants use heat and energy for their own activities and, depending on their installed capacity, can also sell surplus electrical energy to the electricity grid.

Accordingly, rather than being merely the generation of electrical energy in the specific sense described in Article 5(a) of Ley N.º 7593, this is cogeneration, in that the provider ultimately produces electrical energy as the result of a process belonging to another principal productive activity.

Nevertheless, this remains part of the electrical energy supply generation stage, since energy is ultimately being produced for sale to the ICE under Ley N.º 7200. As indicated, that service must be regulated by ARESEP.

In addition to the regulations mentioned above, the “Regulation to Chapter I of Ley N.º 7200, the Law Authorizing Autonomous or Parallel Electricity Generation,” Executive Decree N.º 37124-MINAET, published in Supplement N.º 72 to official gazette La Gaceta N.º 108 of 5 June 2012, provides in Article 3 for the participation of private generators:

“Article 3.—Participation: Any private company or rural electrification cooperative interested in participating in autonomous or parallel electricity generation for sale to the ICE must meet the requirements set out in Chapter I of Ley 7200 and its amendments, and enter into an energy purchase contract in accordance with the procedures established for that purpose by the ICE under this Regulation. The ICE is authorized to enter into contracts to purchase electrical energy as part of its ordinary activities, for a maximum term of twenty years. (…)” That Decree also provides the following in Article 20 regarding purchase rates and prices:

“(…) Article 20.—Rates. In accordance with Ley No. 7593, ARESEP shall set the rates governing the purchase and sale of electricity under Chapter I of Ley N.º 7200 and its amendments. ARESEP may establish rates for each type of energy source based on cost-structure models developed to account for the particular conditions of new and efficient plants. ARESEP may also establish rates for each type of energy source that apply when contracts are renewed, based on models developed from statistical information about the cost structure and performance of existing plants. (…) Rates, for both new and existing plants, may be set as a maximum price or as a band with a maximum and minimum price, and may have a structure broken down by seasons of the year, hours of the day, energy, and capacity, defined in accordance with the projected evolution of SEN costs.” This article establishes the maximum price as one of the legally authorized options ARESEP may define in the rate-setting methodology. That is the approach presented in this proposal, in the exercise of ARESEP’s technical discretion.

ARESEP therefore has discretionary technical authority to define methodologies and calculation models for each public service it regulates. Based on technical parameters, criteria, and assessments, among other considerations, it may determine the methodology it considers necessary and appropriate in each particular case.

This technical discretion is widely recognized in judicial decisions. The following is cited as an example:

“(…) Note that the same legislation authorizes it to approve, reject, or modify that body’s proposal, which alone leads to the conclusion that the proposal is nonbinding and therefore imposes no constraint on that authority. In light of the foregoing, that authority holds exclusive powers in this area, thus excluding any other public body or entity. However, this does not at all mean that the final decision ARESEP must adopt is entirely discretionary. Although that authority has discretionary technical power to establish calculation models, subject to the procedure prescribed by law, the same is not true of rate-setting.

As part of the principle of legality, rates must be established in accordance with the mechanisms duly prescribed for that purpose, through the procedure set out in Ley No. 7593 (public hearing). Thus, once the rate-review model has been established and published in the official gazette, in principle it is the tool that must be used for calculation, and therefore the instrument that determines whether a financial distortion exists that must be corrected. This provides legal certainty and serves as a benchmark for reviewing regulatory price-setting activity.

(…)” Resolution N.º 00557-F-2007 of 10 August 2007, Sala Primera of the Supreme Court of Justice.

The rules mentioned above are consistent with the “Sectoral Regulation on Electrical Services,” Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides, in relevant part:

“Article 22.—General principles for rate-adjustment applications. Rates are intended to recover operating expenses, expenses associated with replacement and maintenance, and a reasonable return for the electricity industry. They must also allow the resources needed to use technologies that ensure the best quality, continuity, and security of the service to be obtained.

Rate-setting petitions must comply with Ley N.º 7593, its regulations, and this Regulation.” An integrated analysis of the legal framework detailed above leads to the conclusion that, under Articles 3, 4(f), 5(a), 6(d), 9, and 31 to 36 of Ley N.º 7593; provisions 4(a), point 2), 14, 15, 16, 17, and 41 of Executive Decree N.º 29732-MP; Article 6(16) of the RIOF; Article 14 of Ley N.º 7200; provision 20 of Executive Decree N.º 37124-MINAET; and Articles 23 and 26 of the “Sectoral Regulation on Electrical Services,” Decree 29847-MPMINAE-MEIC, ARESEP is responsible for setting the prices and rates for those public services and for establishing the rate-setting methodologies or models that determine them. This is consistent with repeated decisions of the relevant courts and opinions of the Procuraduría General de la República.

Accordingly, it is evident that cogeneration under the rate-setting methodology proposed here must be a service covered not only by Ley N.º 7200 but also by Ley N.º 7593 and its regulations, which assign regulatory functions to the Regulatory Authority.

5.4. Exercise of ARESEP’s rate-setting and methodological authority with respect to private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200 In this case, it is necessary to identify that the methodologies and rate-setting models issued by ARESEP for setting rates for the electrical energy generation service—in this case, energy produced from biomass using combustion processes—apply exclusively to private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200, excluding those that generate under Chapter II thereof (added by Ley N.º 7508).

This is supported not only by the inclusion of generation as one of the stages of the electrical energy supply service in Article 5(a) of Ley N.º 7593, but also by Article 14 of Ley N.º 7200 itself and Article 20 of the Regulation to Chapter I of that Law (Decree N.º 37124-MINAET).

Rates for sales of electrical energy under Chapter II of Ley N.º 7200, regardless of the source, are set through public tender procedures conducted by the ICE to enter into the contracts it requires. Those procedures involve competition among sale prices, as provided in Article 21 of that Law.

ARESEP therefore has no direct role in setting those rates.

6. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICITY GENERATION FROM BIOMASS 6.1. Current international costs of energy produced from biomass According to the intergovernmental organization “International Renewable Energy Agency,” or IRENA, headquartered in Masdar City, Abu Dhabi, a specialized body promoting knowledge, adoption, and sustainable use of renewable energy, the report Renewable-Power-Generation-Costs3 (2023, p. 165) highlights the following data on biomass generation:

3https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Between 2010 and 2024, the global weighted average levelized cost of electricity (LCOE) for bioenergy generation projects showed no specific upward or downward trend. In 2024, the LCOE was USD 0.087/kWh. This was 1% higher than in 2010 and 19% higher than the 2023 value of USD 0.073/kWh. Nevertheless, in 2024 the LCOE remained below the peak levels observed during the 2010–2024 period.

• For bioenergy projects commissioned in 2024, the global weighted average total installed cost was USD 3,242/kW. This represented a 16% increase over the 2023 weighted average of USD 2,795/kW.

• Capacity factors for bioenergy plants vary depending on the technology and availability of feedstock. Between 2010 and 2024, the global weighted average capacity factor for bioenergy projects ranged from 67%, recorded in 2012 and 2016, to 86%, recorded in 2017. In 2024, the global weighted average capacity factor was 73%.

• In 2024, the weighted average LCOE ranged from a low of USD 0.062/kWh in India and USD 0.065/kWh in China to highs of USD 0.096/kWh in Europe and USD 0.106/kWh in North America.

The above information is summarized in the following graph:

Graph 2. Global weighted average total installed costs, capacity factors, and LCOE for bioenergy, 2010–2024 The graph shows how installed costs, capacity factors, and per-kWh costs have varied in recent years, with no clear upward or downward trend.

Graph 3. Total installed costs of bioenergy generation projects by selected feedstocks and country/region, 2000–2024 In the graph above, the first box represents the installed costs of bagasse-type biomass (the only biomass source currently used to generate energy in Costa Rica), primarily in North America. The information indicates that the average installed cost is less than USD 2,000/kW and that smaller capacities, between 20 and 30 MW, are used for this type of source.

According to IRENA data (2024), electricity generation projects using bioenergy have shown considerable variation in their capacity factors, depending both on the technology used and on feedstock availability. Between 2010 and 2024, the global weighted average capacity factor ranged from 67%—observed in 2012 and 2016—to a high of 86% in 2017. In 2024, the global capacity factor stood at 73%.

When biomass is available consistently throughout the year, some plants can achieve very high capacity factors—between 85% and 95%. However, this efficiency level decreases when feedstock depends on seasonal agricultural cycles. There is also growing concern about climate change’s potential impact on biomass availability, since changes in temperature and precipitation patterns could alter not only the total annual volume available but also its distribution throughout the year.

The data used by IRENA (2024) indicate that plants operating mainly on bagasse tend to have lower capacity factors than those based on other types of biomass. During the period analyzed, such plants recorded typical values between 50% and 60%, with extremes ranging from 39% in North America to 82% in Europe. By contrast, facilities using plant or agricultural waste—including wood waste—reached regionally weighted capacity factors ranging from 63% to 93%. Among these, wood waste stands out for its stability as a feedstock, with typical grouped values between 68% and 78%.

In Costa Rica, the available feedstock is seasonal because it depends on the sugarcane harvest period, which lasts three to six months per year. As a result, these plants generate electricity for four to five months per year. This is reflected in historical energy-sale records maintained by the División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, formerly CENCE) and available at ARESEP.

In the IRENA report (2024, p. 171), fixed operation and maintenance costs include labor, insurance, scheduled maintenance, and routine replacement of plant components such as boilers, gasifiers, feedstock handling equipment, and other elements.

According to that report, these operation and maintenance costs total between 2% and 6% of total installed costs per year. Large bioenergy plants tend to have lower fixed operation and maintenance costs per kW because of economies of scale.

The report adds that variable operation and maintenance costs average USD 0.004/kWh and are generally low for bioenergy plants compared with fixed operation and maintenance costs. Spare parts and incremental service costs are the main components of variable operation and maintenance costs, although those costs also include costs for fuels other than biomass, such as ash disposal.

Graph 4. LCOE by project and weighted project averages for bioenergy generation by feedstock and country/region, 2000–2024 The graph above shows that the highest weighted average for this period (2000–2024) was USD 0.106/kWh in North America, where the 5th and 95th percentiles for projects fell between USD 0.052/kWh and USD 0.206/kWh.

6.2. The current rate-setting model As mentioned throughout this document, there are currently two rate-setting methodologies approved by ARESEP for electricity generation from biomass:

• “Rate-setting methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,” approved by resolution RJD-004-2010 of 26 April 2010, and published in La Gaceta N.º 98 of 21 May 2010, as amended.

• “Model and cost structure for an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula,” approved by resolution RJD-162-2011 of 9 November 2011, and published in La Gaceta N.º 233 of 5 December 2011, as amended.

The sugarcane bagasse methodology (RJD-004-2010) is based on defining a model plant that reflects a model production structure for electricity generation using sugarcane bagasse, based on benchmarking investment and operating costs.

The model for biomass other than sugarcane bagasse (RJD-162-2011) is based on a cost model organized in a spreadsheet, which defines an investment, operation, and maintenance cost structure for the activity and adds a return appropriate to the type of activity.

The latter model was approved on the premise that the country had no prior experience generating electricity from biomass sources other than sugarcane bagasse, and that production using biomass sources involves a wide range of technical and economic conditions. For that reason, the model did not use reference model companies. Instead, it proposed setting individual rates based on information provided by eligible interested parties, within a clearly defined rate-setting framework and cost structure. Because the conditions of multiple biomass sources and a wide range of technical and economic circumstances continue to exist, this model incorporated the same cost and expense structure as the model for generation using biomass other than sugarcane bagasse, with individual rate-setting based on each generator’s financial and accounting data.

Both models set out the procedures and formulas for calculating the applicable rate, as well as the requirements for implementing the relevant procedure.

6.3. Needs of the regulated sector As part of the regulatory improvement process, reflected in the definition and review of rate-setting methodologies, ARESEP has sought, in carrying out its duties under Ley N.º 7593, to identify opportunities to improve its regulatory instruments. This is without prejudice to any substantiated comments from a provider or other interested party that may be considered in the process.

6.3.1. ICE comments The ICE sent ARESEP a number of concerns regarding the bagasse methodology (RJD-004-2010 and RJD-027-2014) through letters 0510-905-2017 and 0610-094-2018. The following points are highlighted:

• Disagreement with setting rates in U.S. dollars, given that companies incur most of their operating and administrative costs in colones.

• The drawbacks of applying the cost values of El Viejo S.A. and Taboga S.A. in the “model plant” methodology, since those costs are inconsistent with those of a model plant. The costs include inefficiencies specific to the existing companies in the prices, leaving final consumers to bear those inefficiencies.

• The age of plants generating electricity from bagasse in the investment-cost estimate. The methodology simulates an efficient model company beginning operations in year zero. In reality, however, the bagasse-fired thermal generation plants to which the methodology has been applied have been upgraded and have operated for several years before the first rate-setting under this methodology, so their assets are partially or fully depreciated.

• Adjustments using price indices, because investment and total costs change when updated using indices. However, model companies are intended to update costs to reflect technological improvements and even exclude costs or increases that do not represent any efficiency for the plant, thereby encouraging generators to become more efficient and improve their production systems.

• Questioning the percentage of bagasse reserved.

• The percentages of energy distributed between own consumption and energy for sale, and their impact on the production costs of electricity generation.

• Recognition of expenses not considered in other methodologies, including income-tax expense and financial expenses.

Additionally, by letter 0510-55-2026 of 20 January 2026, the ICE asked ARESEP to review and adjust the methodology/rate applicable to “existing” bagasse plants (with extended contracts), because it considers that the current methodology (model plant) overstates the rate by recognizing investment, depreciation, and financing as if the plant were new, even though those costs would already have been recovered under the first contract.

6.3.2. IE comments As the entity applying the current rate-setting methodologies, the IE identified opportunities for improvement and sent them to the DGDR through letters OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020, and IN-0131-IE-2020. These covered the following:

• Scope of extraordinary rate-setting.

• Lack of clarity in the methodology on which variables may and must be updated in rate-setting.

• Inclusion of information from regulatory accounting.

• Recognition of income tax in rate-setting costs.

• Recognition of financial expenses in rate-setting expenses.

• Indexation of total costs.

• The return calculated on an investment amount that assumes a plant is always new.

• Whether it is advisable to set rates in U.S. dollars.

6.3.3. DGDR comments In report IN-0053-DGDR-2025 of 22 September 2025, the DGDR recommended explicitly distinguishing the methodological treatment of new and existing plants in biomass cogeneration. The approach for new plants should include recovery of the investment and a return, while the methodology for existing plants should recognize primarily a return on invested capital. The Directorate therefore stated that differentiated treatment is needed, whether through separate methodologies or a specific section within the same methodology that allows investment to be recognized and recovered where appropriate.

The DGDR also emphasized that recognition of investment is the key variable for distinguishing new plants from existing ones: existing plants should not receive renewed recognition for recovery of that investment if it was already recognized under a first contract, whereas new plants should receive recognition for both investment recovery and a return.

6.4. Analysis of sector needs Following assessment of the needs raised by the ICE, service providers, and ARESEP technical teams, the proposal is to consolidate into a single methodology the rules applicable to cogeneration using sugarcane bagasse and biomass other than bagasse. This consolidation seeks to standardize criteria, improve information traceability, and strengthen regulatory consistency. Given the nature of the business and the different stages of investment maturity, however, the methodology distinguishes between new and existing plants to differentiate, as appropriate, the recognition of investment recovery and returns.

In this context, distinguishing between new and existing plants addresses a practical need in the sector, particularly when contracts are renewed. For existing plants, it is crucial to avoid recognizing investment, depreciation, and financing components as if the plant were starting in “year zero” when those costs may have been fully or partially recovered during previous contractual periods. For new plants, by contrast, treatment that recognizes both investment recovery and a return is justified, based on verifiable technical assumptions (useful life, remaining useful life, age, operating conditions, and seasonality).

Also, in light of the particular features of biomass cogeneration and the available information, the proposal is to abandon the model-plant framework and adopt a maximum-rate approach for each company. This criterion is based on ARESEP having audited financial, accounting, and operating information for a small number of providers and on the plants being heterogeneous in the energy they generate and in their investment, operation, and maintenance structures. Setting a maximum price for each company based on actual values (audited financial statements, regulatory accounting, and other available sources) can more accurately reflect each provider’s actual operating conditions and establish more transparent regulatory signals. In addition, a maximum rate preserves room for negotiation between the parties without automatically applying uniform assumptions that do not reflect each plant’s reality.

Finally, by incorporating segmentation (new/existing plants) and a maximum rate for each company, the methodology can improve transparency and traceability of recognized components, reduce the risk of distortion, and strengthen the cost-of-service principle. At the same time, this approach requires rate-setting to be supplemented with criteria for screening and verifying information and with mechanisms that promote efficiency, so that only costs necessary and reasonable for providing the generation service intended for the sale of surplus energy are recognized.

(…)”

XIV.The responses to the positions submitted at the virtual public hearing held on 24 July 2026 are based on report IN-0045-DGDR-2026 of 5 August 2026.

XV.Based on the foregoing background and reasons, the appropriate course is: 1. To issue the “Methodology for ordinary rate-setting for cogeneration of electrical energy from different biomass sources.” 2. To treat the statements in report IN-0045-DGDR-2026 of 5 August 2026 as the response to the positions submitted at the virtual public hearing held on 24 July 2026, and to thank the participants in this process for their valuable participation. 3. To instruct the Secretariat of the ARESEP Board of Directors to notify Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario, and the Instituto Costarricense de Electricidad, in a single act, of the technical report responding to the positions submitted (IN-0045-DGDR-2026) and this resolution. 4. To instruct the Secretariat of the Board of Directors, in accordance with the functions established in the RIOF, to arrange publication in official gazette La Gaceta of the “Methodology for ordinary rate-setting for cogeneration of electrical energy from different biomass sources.” 5.

To instruct the Dirección General de Desarrollo de la Regulación to coordinate with the Dirección de Relaciones Institucionales the publication on the institutional website of the “Methodology for ordinary rate-setting for cogeneration of electrical energy from different biomass sources.” 6. To notify the Dirección General de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía of this resolution, as appropriate, as set forth herein.

XVI.At extraordinary session 71-2026, held on 24 August 2026, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on the technical report analyzing and responding to the positions submitted at the public hearing, IN-0045-DGDR-2026 of 5 August 2026, the final technical report IN-0046-DGDR-2026 of 5 August 2026, both prepared and submitted by the Dirección General de Desarrollo de la Regulación through letter OF-0319-DGDR-2026 of 5 August 2026, and letter OF-0135-DGAJR-2026 of 12 August 2026 from the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, firmly resolves to issue this resolution:

Pursuant to the powers conferred by the Law of the Public Services Regulatory Authority (Ley N° 7593), Executive Decree N° 29732-MP, “Regulation to Ley 7593,” and the “Internal Regulation on the Organization and Functions of the Public Services Regulatory Authority and its Deconcentrated Body” (RIOF), the following is ordered:

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY

I.To issue the “Methodology for ordinary rate-setting for cogeneration of electrical energy from different biomass sources,” as follows:

“METHODOLOGY FOR ORDINARY RATE-SETTING FOR COGENERATION OF ELECTRICAL ENERGY FROM DIFFERENT BIOMASS SOURCES EXPEDIENTE IRM-003-2026 CONTENTS 1. EXECUTIVE SUMMARY ............................................................................................................... 39

3. BACKGROUND ............................................................................................................................ 40 4. JUSTIFICATION ........................................................................................................................... 44 4.1. Cogeneration in the production of electrical energy from biomass ......................... ……..44 4.2. Available financial and accounting information ...................................................................... 45 4.3. Choice of rate-setting model ....................................................................................................... 46 5. LEGAL FRAMEWORK .................................................................................................................. 55 5.1. Authority of the Public Services Regulatory Authority to establish rate-setting methodologies ................................................................................................................................................... …55 5.2.

Regulation of the electrical energy supply service in Costa Rica as” public service. .................................................................................................................................59 5.3. On the regulation of electricity generation from biomass, considering the cogeneration process ................................................................................... …61 5.4. Exercise of ARESEP’s tariff-setting and methodological authority in relation to private generators covered by Chapter I of Law No. 7200 ........................................ …64 6. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICITY GENERATION WITH BIOMASS 29 6.1. Current situation of the costs of energy produced with biomass internationally……..29 6.2. The current tariff model .......................................................................................................... 33 6.3.

Needs of the regulated sector ...................................................................................... ……33 6.4. Analysis of the sector’s needs...................................................................................... 35 7. ABBREVIATIONS, ACRONYMS, AND DEFINITIONS USED IN THE METHODOLOGY .......71 7.1. Abbreviations ...................................................................................................................... ……71 7.2. Acronyms ................................................................................................................................ 71 7.3. Definitions ............................................................................................................................. 72 8. DEFINITION OF THE MODEL .......................................................................................................73 8.1. Scope ................................................................................................................................... 73 8.2.

Objectives ............................................................................................................................ ….74 8.2.1. General objective .................................................................................................... …………74 8.2.2. Specific objectives .......................................................................................................... 74 8.3. General aspects of the methodology ................................................................................. .74 8.4. Selection and application of the regulatory approach ................................................................. ….75 8.5. Chapter I: New electric power cogeneration plants .................................... ….76 8.5.1. Formulation of the model ........................................................................................ ………..76 8.5.2. Annual operating cost per contracted kW (CEkW) .................................................... 77 8.5.3.

Annual fixed capital cost per contracted kW (CFCkW) .................................................. 78 8.5.4. Annual operating hours (H) ........................................................................................... 84 8.5.5. Plant factor (Fp) ........................................................................................................ 85 8.5.6. Other considerations ...................................................................................................... 85 8.6. Chapter II: Existing electric power cogeneration plants ................................. 86 8.6.1. Formulation of the model ........................................................................................ ………86 8.6.2. Annual operating cost per contracted kW (CEkW) ................................................. 87 8.6.3. Annual fixed capital cost per contracted kW (CFCkW) ................................................ 88 8.6.4.

Annual operating hours (H) ............................................................................... ……...94 8.6.5. Plant factor (Fp) ...................................................................................................... 94 9. CURRENCY IN WHICH THE TARIFF WILL BE EXPRESSED .................................................................95 10. ANNUAL APPLICATION OF THE TARIFF INSTRUMENT ...................................................95 11. RESPONSIBILITIES OF THE ARESEP INTERNAL AREA IN CHARGE OF SETTING THE TARIFF 95 12. OBLIGATIONS OF OPERATORS OR AGENTS .....................................................95 13. MONITORING AND EVALUATION ..........................................................................................96 13.1. Review of the possibility of defining industry tariffs .................................................... 96 13.2. Sets of indices for monitoring the biomass cogeneration market . …..97 14.

TRANSITIONAL PROVISION ..................................................................................................................... 98 14.1. Transitional Provision I: First application of the methodology .......................................... ….98 15. REPEALS ..................................................................................................................98 16. RECOMMENDATIONS ................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

EXECUTIVE SUMMARY The tariff methodology developed in this document establishes the mechanism for determining the maximum tariff applicable to the sale of electricity produced by providers of the biomass cogeneration service covered by Chapter I of Law No. 7200. Its scope includes both plants that currently generate energy from sugarcane bagasse and those that use other biomass sources, under a unified regulatory approach that makes it possible to address the technical, operational, and economic particularities of this activity consistently.

Currently, tariffs are set under the methodologies approved by the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (ARESEP), through resolutions RJD-004-2010 and its amendment, “Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Costa Rican Electricity Institute (ICE) and its indexation formula” (published in La Gaceta No. 98 of 21 May 2010), and RJD-162-2011 and its amendment, “Methodological procedure corresponding to the model and cost structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula” (published in La Gaceta No. 233 of 5 December 2011). The latter methodology has not been applied because none of the companies holding a concession uses biomass other than sugarcane bagasse to generate electricity.

To update, harmonize, and consolidate the current tariff treatment, a single methodology is proposed for cogeneration using different biomass sources, based on setting maximum tariffs by company. This approach uses the financial, accounting, technical, and operational information available for each provider, including audited financial statements, regulatory accounting, and any other information that ARESEP considers relevant, so that the tariff reflects reasonable costs and expenses attributable to the regulated activity.

The proposal also distinguishes between new cogeneration plants and existing cogeneration plants in order to appropriately recognize their different economic circumstances. In particular, this segmentation makes it possible to distinguish cases in which components associated with the initial investment and its recovery should be recognized from cases in which, because the plants already exist and their investment has been used and remunerated in prior operating periods, it is not appropriate to recognize the replacement cost of that investment in the tariff again. This is intended to make the tariff instrument more consistent with the cost-of-service principle, the provider’s financial sustainability, and a tariff signal suited to each plant’s maturity.

In general, the proposal seeks to provide the sector with a more current, flexible, and traceable methodological instrument that facilitates future tariff-setting, strengthens calculation transparency, and allows for the diversity of biomass sources that may be used for electric cogeneration under the regime of Chapter I of Law No.7200 to be incorporated into a single regulatory framework.

INTRODUCTION This final technical report contains the proposal for the “Methodology for the ordinary setting of tariffs for electricity generated through biomass cogeneration,” applicable to energy sold by private cogenerators under Chapter I of Law No. 7200.

The proposal is developed in response to the institutional and sectoral need for an updated methodological instrument that integrates, into a single methodology, the tariff treatment of plants that generate electricity using sugarcane bagasse and those that use other biomass sources. It also takes into account the distinction between new and existing cogeneration plants based on their technical and economic particularities and the regulatory treatment of investment.

Procedurally, this proposal was prepared in accordance with the institutional procedure currently in force for formulating and amending tariff methodologies. It is at the technical formulation stage, with the purpose of submitting the proposal for analysis and feedback by the relevant bodies before the final document is consolidated and formally processed.

In terms of scope, the proposal is limited to defining the methodological framework for determining maximum tariffs applicable to the sale of electricity produced from different biomass sources, under a scheme that recognizes the costs and expenses attributable to the regulated activity, the proportion of capacity allocated to the sale of electricity, and the differences between new and existing plants.

To facilitate its review, the document is organized into sections covering the proposal’s background, the applicable legal framework, a general description of biomass cogeneration, the technical and regulatory justification for the proposed model, the model’s definition, and the specific proposed methodological text. It concludes with recommendations for continuing the processing of the proposal under the relevant case file.

BACKGROUND 1. On 26 April 2010, through resolution RJD-004-2010, the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (ARESEP) approved the “Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Costa Rican Electricity Institute and its indexation formula,” published in La Gaceta No. 98 of 21 May 2010. It was subsequently amended through resolution RJD-027-2014 of 20 March 2014, published in Digital Supplement No. 10 to La Gaceta No. 65 of 2 April 2014.

233 of 5 December 2011. It was subsequently amended through resolution RJD-027-2014 of 20 March 2014, published in Digital Supplement No. 10 to La Gaceta No. 65 of 2 April 2014.

3. On 21 April 2025, through resolution RE-0055-JD-2025, the Board of Directors of ARESEP adopted agreement 04-30-2025 in the minutes of regular session 30-2025, held on 21 April 2025, which states:

“Agreement 04-30-2025:

(…)

VI.Instruct the Directorate General for Regulatory Development to issue a new technical report on the proposal for the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources,” taking into account the matters indicated herein, within three months from the date on which this resolution is communicated to it.”

4. On 22 April 2025, through official letter OF-0251-SJD-2025, SJD communicated to the Directorate General for Regulatory Development (DGDR) agreement 05-30-2025 in the minutes of regular session 30-2025, held on 21 April 2025, which states:

l. Instruct the Directorate General for Regulatory Development to assess the possibility of preparing a proposal to amend the “ORDINARY METHODOLOGY FOR SETTING TARIFFS FOR ELECTRIC POWER COGENERATION USING DIFFERENT BIOMASS SOURCES,” establishing a tariff-band scheme for setting prices applicable to electricity generation from biomass and bagasse, and incorporating into the proposal a distinction between new and existing plants, with the aim of standardizing the tariff treatment applied to them with that of the other methodologies applicable to private generators in the National Electric System. A period of three months is granted for this purpose.

(…)” (Pages 186 through 188).

5. On 22 September 2025, through report IN-0053-DGDR-2025, the Task Force submitted to the Director of the DGDR an assessment of the possibility of preparing an amendment to the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources.” This was in response to agreement 05-30-2025 of regular session 30-2025, held on 21 April 2025 (Pages 189 through 225).

6. On 22 September 2025, through official letter OF-0322-DGDR-2025, the Director of the DGDR sent report IN-0053-DGDR-2025 to the RG. (Pages 226 and 227).

7. On 06 October 2025, through report IN-0060-DGDR-2025, the Task Force submitted the report “Expanded justification for amending the ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources.” This was in response to agreement 04-30-2025 of regular session 30-2025, held on 21 April 2025 (Pages 228 through 312).

8. On 06 October 2025, through official letter OF-0342-DGDR-2025, the Director of the DGDR sent report IN-0060-DGDR-2025 to the RG (Pages 313 through 315).

9. On 27 October 2025, the Board of Directors considered reports IN-0053-DGDR-2025 and IN-0060-DGDR-2025 at extraordinary session 86-2025, held on 27 October 2025, and adopted the following agreement:

(…)

III.Instruct the Directorate General for Regulatory Development to submit, by 30 January 2026, a proposal to amend the current methodological framework for setting tariffs for electricity generation using biomass (RJD-004-2010 and RJD-162-2011 ? their amendments RJD-027-2014-), based on reports IN-0060-DGDR-2025 and IN-0053- DGDR-2025, as well as the comments arising from the discussion of the matter at this session (86-2025), considering at least the possibility of defining ex post indicators and the need for periodic review of the methodology. Also, to include the calculation of tariffs applicable to new cogeneration plants generating energy from different biomass sources.

(…)” 10. On 07 November 2025, through official letter OF-0835-SJD-2025, the Secretariat of the Board of Directors communicated to the DGDR agreement 03-86-2025 in the minutes of extraordinary session 86-2025, held on 27 October 2025 and ratified on 5 November 2025 (Pages 316 and 317).

11. On 27 November 2025, through official letter OF-0384-DGDR-2025, the DGDR asked the Document Management Department to open the corresponding preliminary case file for processing the proposal for the ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources. Accordingly, case file PIRM-005-2025 was opened (Pages 318 and 319).

12. On 27 November 2025, through official letter OF-0387-DGDR-2025, the team appointed within the DGDR to develop the proposal for the methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources requested authorization to dispense with stages and activities under DR-PO-03, “Procedure for developing and amending tariff methodologies and technical regulations” (Pages 320 through 327).

13. On 27 November 2025, through official letter OF-0389-DGDR-2025, the Director General of the DGDR sent the request made through the aforementioned official letter OF-0387-DGDR-2025 to the General Regulator (Pages 328 and 329).

14. On 15 December 2025, through resolution RE-0437-RG-2025, the General Regulator ordered that, “in accordance with the provisions of Procedure DR-PO-03, Procedure for developing and amending tariff methodologies and technical regulations,” and for reasons of convenience and timeliness, the activities in stage 7.1 be dispensed with in the procedure for developing the proposal for the ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources, processed under case file PIRM-005-2025 (Pages 330 through 341).

15. On 20 January 2026, through official letter 0510-55-2026, the Costa Rican Electricity Institute (ICE) requested a review of specific aspects of the regulatory instrument (Pages 342 through 345).

16. On 13 March 2026, through official letter OF-0162-SJD-2026, the Secretariat of the Board of Directors communicated agreement 06-19-2026 in the minutes of regular session 19-2026, held on 02 March 2026 and ratified on 11 March 2026, in which the Board of Directors resolved:

“AGREEMENT 06-19-2026 (…)

II.Instruct the Directorate General for Regulatory Development to analyze whether it would be appropriate to incorporate the considerations submitted by the Costa Rican Electricity Institute into the methodological review process currently underway, in accordance with the functions assigned under the Internal Organization and Functions Regulations of the Public Services Regulatory Authority and its Deconcentrated Body (RIOF).

(…) (Pages 346 and 347).

17. On 13 March 2026, through report IN-0009-DGDR-2025, the task force submitted to the Director General of the DGDR the preliminary technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” (Pages 348 through 430).

18. On 16 March 2026, through official letter OF-0105-DGDR-2026, the Director General of the DGDR sent the preliminary technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” to the Electricity Division (IE), the User Advisory Office, and the Directorate General for User Services (DGAU) (Pages 431 and 432).

19. On 23 March 2026, through official letter OF-0804-DGAU-2026, the DGAU sent its comments on the preliminary technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” to the DGDR (Pages 433 through 436).

20. On 15 April 2026, through official letter OF-0337-IE-2026, the IE sent its comments on the preliminary technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” to the DGDR (Pages 437 through 448).

21. On 28 April 2026, the IE and the DGDR held a working meeting to address questions, clarify the scope of the comments submitted through official letter OF-0337-IE-2026, expand on technical aspects of the methodological proposal, and coordinate how those comments would be handled.

22. On 12 May 2026, through official letter OF-0178-DGDR-2026, the DGDR sent the IE details of its response to the comments contained in official letter OF-0337-IE-2026, consistent with the matters discussed and commitments made at the meeting held on 28 April 2026 (Pages 449 through 453).

24. On 27 May 2026, through official letter OF-0348-SJD-2026, the Secretariat of the Board of Directors communicated agreement 03-44-2026 in the minutes of extraordinary session 44-2026, held on 27 May 2026, in which the Board of Directors unanimously adopted the following, with the votes of the members present, as a final and binding decision:

I.Acknowledge receipt of official letter OF-0193-DGDR-2026 of 22 May 2026 from the Directorate General for Regulatory Development, and acknowledge receipt of the presentation on the “Progress report on the preliminary technical report on the ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources,” as part of compliance with agreement 03-86-2025 of extraordinary session 86-2025, held on 27 October 2025. This is for follow-up before submission of the final technical report.

II.Communicate this agreement to the Directorate General for Regulatory Development, as appropriate.

(…) (Page 456).

25. On 29 May 2026, through report IN-0028-DGDR-2026, the task force submitted to the Acting Director General of the DGDR the initial technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” (Pages 94 through 178).

26. On 29 May 2026, through official letter OF-0205-DGDR-2026, the Acting Director General of the DGDR sent the Board of Directors the initial technical report on the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” (Pages 179 through 181).

27. On 5 June 2026, through official letter OF-0088-DGAJR-2026, the DGAU sent the draft resolution to submit the proposal for the “Ordinary methodology for setting tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” to a public hearing (Pages 182 and 183).

28. On 12 June 2026, through agreement 04-49-2026 in the minutes of extraordinary session 49-2026, the Board of Directors resolved, among other things, unanimously, with the votes of the members present and as a final and binding decision, as follows: “VII. Instruct the Directorate General for Regulatory Development, once the public-hearing procedure has concluded, to analyze the positions and prepare the adjusted final proposal for the “Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources,” and to send it to the Board of Directors of Aresep.” 29. On 16 June 2026, through official letter OF-0405-SJD-2026, the Secretariat of the Board of Directors communicated agreement 04-49-2026 to the DGDR, the DGAU, and the Document Management Department (DGD), so that they could process the opening of the corresponding case file and the related notice of the public hearing on the Proposal for the Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources.” (Pages 02 through 93).

30. On 16 June 2026, through official letter OF-0407-SJD-2026, the Secretariat of the Board of Directors asked the Document Management Department to open the corresponding case file for processing the proposal for the “Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources.” Accordingly, case file IRM-003-2026 was opened (Page 001).

31. On 24 June 2026, the notice of the corresponding public hearing was published in Supplement No. 80 to La Gaceta No. 116 (Pages 469 and 470).

32. On 26 June 2026, the notice of the corresponding public hearing was published in the national newspapers La Teja and La Extra (Pages 471 and 472).

33. On 07 July 2026, through report IN-0206-DGAU-2026, the DGAU sent the DGDR the “Public Hearing Instruction Report” concerning the proposal for the “Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” (Pages 475 and 476).

34. On 24 July 2026, beginning at 17:15, the virtual public hearing was held, as recorded in the minutes of the public hearing AC-0064-DGAU-2026 of 29 July 2026 (Pages 486 through 496).

35. On 29 July 2026, through report IN-0252-DGAU-2026, the DGAU issued the “Report on Objections and Supporting Submissions” presented during the public hearing held on 24 July 2026 concerning the proposal for the “Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources” (Pages 497 and 498).

36. On 05 August 2026, through report IN-0045-DGDR-2026, the Task Force submitted to the Acting Director General of the DGDR the “Technical report analyzing and responding to the positions submitted on the proposal for the ‘Methodology for the ordinary setting of tariffs for electric power cogeneration using different biomass sources’” (Pages 499 and 536).

4. JUSTIFICATION The development of this proposed methodology for electric power cogeneration using biomass as a source is supported by the following:

4.1. Cogeneration in electricity production from biomass In industrial activities with high heat demands, such as the sugar industry, cogeneration makes it possible to produce high-pressure steam for processes and, at the same time, drive a turbogenerator to generate electricity. In these systems, a portion of the electricity is used for the production process’s own consumption, and when installed capacity and fuel availability allow, surplus electricity can be fed into the grid.

In biomass cogeneration, the primary source typically comes from biomass residues generated by the main process (for example, bagasse at sugar mills or rice husks), making it possible to add value to byproducts and reduce dependence on conventional fuels.

Operationally, these plants tend to have marked seasonality: much of their variable operating costs are concentrated in the harvest or processing period, while preventive maintenance and operational availability costs predominate in the remaining months.

In general, at agro-industrial plants such as sugar mills, residual biomass is used as fuel in a boiler to generate steam. The steam is used in the process and/or expanded in a turbine coupled to a generator to produce electricity. The design may include additional capacity to maximize electricity surpluses during periods when biomass is readily available.

For regulatory purposes, it is important to recognize that, in many industrial cogeneration systems, a significant portion of investment and operating and maintenance costs primarily relates to the main productive activity (for example, agro-industrial processing), and only part is attributable to the sale of electricity. Accordingly, the economic and regulatory analysis must define and justify the criterion for allocating costs and investments between: i) the main process (thermal and electric power for own consumption) and ii) electricity supplied to the grid, while also taking into account the seasonality of dispatch and surplus electricity.

In the field of bioenergy, the International Renewable Energy Agency (IRENA) distinguishes between traditional and modern uses. Traditional use is associated with the direct combustion of biomass in forms such as firewood, animal waste, and traditional charcoal, while modern bioenergy includes, among other things, liquid biofuels, biorefineries, biogas produced through anaerobic digestion of waste, and heating systems using wood pellets4.

4https://www.irena.org/bioenergy, accessed 22/06/2022 4.2. Available financial and accounting information The tariff methodologies applicable to private generators using sugarcane bagasse (RJD-004-2010) and other biomass sources (RJD-162-2011) established the obligation to submit audited financial and accounting information to ARESEP annually, including operating and maintenance expenses, administrative expenses, and investment records by item, together with the corresponding justification, in accordance with Law No. 7593.

As part of the process of developing and updating methodologies, and in order to have complete and timely financial information for the private generation sector, the Board of Directors, through resolution RJD-045-2017 of 7 February 2017, resolved, among other things:

“(…)

II.Instruct the Administration to implement the additional measures included in the regulatory action and improvement plan proposed in the report submitted through official letter 948-RG-2016 concerning: regulatory accounting; sanction proceedings against companies that do not provide information to the audit program for private generation companies; and the request for assistance from the Ministry of Finance concerning these companies’ financial and accounting information.”

As a result of these efforts, private generators periodically submit their audited financial and accounting information to ARESEP. These data are a key input for defining and applying tariff methodologies that require accounting information in their calculations (for example, to determine variables associated with operating costs, investment, and financing structure). In this regard, systematic use of audited information promotes transparency, comparability, reliability, and traceability of the data, and contributes to compliance with the cost-of-service principle.

In the specific case of generators using bagasse, the companies that currently make up the sector whose generation source is sugarcane bagasse (El Viejo S.A. and Taboga S.A.) have submitted regulatory accounting data since the first year it was implemented. Accordingly, updated information submitted annually is available to date for these two plants for the periods 2018, 2019, 2020, and 2021. The information is contained in public-access case files OT-238-2017, OT-840-2019, OT-055-2021, and OT-034-2022, respectively.

However, for regulatory use, the information submitted and available must undergo data-cleaning, verification, and control processes to ensure its consistency and quality in accordance with the criteria and parameters defined by ARESEP, and ultimately to ensure the rigor needed for it to be useful in tariff-setting proceedings.

Taken together, the availability of recurring audited financial and accounting information is an opportunity to improve tariff methodologies for private cogeneration using bagasse and other biomass sources, since it makes it possible to strengthen assumptions, validate cost and investment patterns, and support methodological decisions with more evidence.

4.3. Choice of tariff model This section will first review what economic theory establishes regarding the “model plant” or “model company” methodology. It will then analyze the difference between a model production structure (as referred to in Article 31 of Law No. 7593) and an industry model. Finally, it will assess whether those theoretical approaches are valid and applicable in the particular context of Costa Rican industry.

4.3.1. Theoretical foundations of the model-plant methodology The “model plant” or “model company” approach is frequently used in public-service regulation to determine efficient costs and fair tariffs for users.

Broadly speaking, it consists of designing a “typical” or “representative” plant or company that meets certain efficiency standards, and using its investment and operating costs as a reference for setting the tariff or regulated remuneration of actual companies.

Its logic is simple: in the absence of competitive pressures, the regulator assumes the role of competition by setting prices according to the costs of a hypothetical company designed to operate with maximum efficiency. The objective is to create an incentive for actual companies to seek greater operational and investment efficiency by trying to emulate that ideal standard. This incentive-based regulation seeks to disconnect tariffs from a company’s actual costs and bring them closer to an efficient standard.

The model-plant methodology is grounded in the economic theory of production and costs, which provides the conceptual framework for defining an efficiency standard to guide tariff regulation. This approach seeks to establish an objective reference for assessing and guiding the performance of actual companies in terms of operational efficiency, financial sustainability, and investment incentives. The following are the main theoretical elements underlying this model: the production function and costs, the associated regulatory incentives, and the need to update parameters periodically to preserve the standard’s validity in a dynamic environment.

4.3.1.1. Cost theory and the production function Ideally, the model plant is built from the production function describing the relationship between inputs (labor, capital, energy, etc.) and the production of goods or services. It is assumed that this “model” company operates in the optimal-returns-to-scale range and with technical and allocative efficiency (using the best possible combination of inputs at the lowest cost).

In regulation, this concept translates into determining standard costs: operating and maintenance costs, capital costs, replacements, and depreciation calculated using efficiency assumptions.

4.3.1.2. Incentives and regulation A central principle of regulatory theory is that the regulated company must receive sufficient revenue to cover efficient costs and earn an adequate return. The model company introduces benchmarking (comparison with a standard), which incentivizes actual companies to bring their costs to or near that standard so their remuneration or profit is not penalized.

4.3.1.3. Periodic updating Given the dynamic nature of production (technological changes, changes in input prices, changes in demand, etc.), the model-plant methodology must be updated periodically to reflect actual market and industry conditions. Theory indicates that regulatory practice must keep pace with developments in the production function and the level of efficiency that can be achieved, so that the standard does not lag behind technological or productivity advances.

In summary, from the perspective of economic theory, the model-plant methodology is based on the idea of efficient benchmarking built from an optimal cost curve and updated at regular intervals to reflect developments in the regulated sector.

4.3.2. Model production structure versus industry model To set public-service prices and tariffs, ARESEP must comply with Article 31 of Law No. 7593, which provides:

“Article 31.—Setting tariffs and prices To set tariffs and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account model production structures for each public service, in accordance with developments in knowledge and technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the provider companies. In the latter case, it shall seek to promote small and medium-sized enterprises. If it is proven impossible to apply this procedure, the particular circumstances of each company shall be considered.

[…]

[The emphasis is not in the original.]

A model production structure or model-plant approach reflects how an efficient company should operate under optimal technological and organizational conditions. It is based on the theory of the efficient company and incentive-based regulation; it does not correspond to any actual company, and its costs are defined using technical studies, market quotations, engineering manuals, and comparisons with international information.

The term “model production structure” is often confused with an industry model. However, an industry model is built from actual information about the companies that make up a regulated sector, taking into account their cost structures, investment levels, and currently available technology. Unlike the model production structure approach, the industry model reflects the sector’s existing circumstances, which may not necessarily be efficient. As a result, tariffs set under this scheme are based on the industry’s average performance rather than an ideal efficiency frontier, and are applied uniformly to all companies in the sector without distinguishing between more and less efficient operators.

As part of the study conducted to update the model presented in this document, an analysis was carried out to determine whether the initial resolution complies with Article 31 of Law No. 7593 by establishing a methodology based on an efficient model plant for generating electricity with bagasse. As stated in resolution RJD-004-2010 (“Tariff methodology based on the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Costa Rican Electricity Institute and its indexation formula”):

“The general tariff model is based on defining a model plant whose investment, operating, and maintenance costs have been established, and adding a return commensurate with the type of activity.” To construct this efficient model, as detailed in the technical report submitted on 28 October 2009 by consultant Ana María González Trabanino (expediente ET-189-2009), the model focused on a 20 MW plant with a high-pressure thermoelectric configuration attached to a sugar mill, since at that time this was the most common type of plant in the region. Electricity generation costs were apportioned with sugar production costs, which reduced the price per kWh. Two model scenarios or projects were analyzed:

3. Project 1 (without surplus bagasse): All bagasse left over at the mill is used to generate energy. This allows greater production for sale. A plant factor of 0,86 and a rate of US$ 0,0752 per kWh were obtained. The rate of return was 14,21%.

4. Project 2 (with surplus bagasse): 6% of the bagasse is retained as reserves for the mill. The plant factor was 0,71 and the rate was US$ 0,0940 per kWh.

Straight-line depreciation (with a useful life of 5 to 20 years) and financing expenses were also considered, using an interest rate of 6% over a 20-year term. Operating costs were divided into fixed and variable costs. Everything seems to indicate that, in its initial stages, the model established by resolution RJD-004-2010 complied with article 31 of Ley N.º 7593.

Now, as noted in the preceding section, periodic updating and review of the regulatory models for a model company is essential to ensure their validity and effectiveness. Because production costs, available technologies, market conditions, and operating practices constantly evolve, a static model risks becoming outdated and generating inappropriate signals for regulated companies. If it is not updated, the standard could set rates that do not reflect current efficient costs, either overestimating them (which would pass excessive charges on to users) or underestimating them (which would discourage investment and compromise service quality).

However, as can be gleaned from oficio 770-DEN-2009/33271 of 4 November 2009, the initial model used in Costa Rica proposed updating solely through indexation to the Consumer Price Index, without taking into account the other elements proposed by the theoretical model:

“To keep the cost structure of the model plant updated (indexation), an indexation formula was presented, relating the Consumer Price Index to variable costs and the exchange rate to fixed costs associated with the importation of raw materials. Variable Costs represent 20% of total costs and Fixed Costs represent 80%; therefore, the formula for indexing the cost structure is:

Total cost = (FC x 0,80) (EX 2010/EX 2009)+(VC x 0,20) (CPI2010/CPI 2009)” On the other hand, resolution RIE-111-2015 of 4 November 2015, “Ex Officio Application of the Tariff Methodology According to the Typical Cost Structure of a Model Plant for Generating Electricity with Sugarcane Bagasse for Sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and Its Indexation Formula,” published on 9 November 2015 in the official gazette La Gaceta, in Digital Supplement No. 92, presents the update applied to the initial model, adopted by resolution RJD-004-2010. This update responds to the Therefore II of resolution RIE-081-2014, which instructed:

“Conduct a new market study for the next tariff study, updating costs, given that the observed data are 5 years old.” The following table presents the adjustments made to the tariff methodology, as presented in resolution RIE-111-2015:

Table 2. Adjustments made to the tariff methodology (RIE-111-2015)

Source: Prepared by the author, 2025.

Additionally, updating total investment using quotations and incorporating actual company data indirectly generates a chain effect on the model, because other line items (such as civil works, local supervision of civil construction, civil construction materials and services, and the wastewater treatment plant) are calculated as a specific percentage of that investment. Consequently, a specific change in investment values has a multiplying effect on associated components, altering the tariff model’s consistency with its original conception as a reference model plant.

In summary, with the update presented in resolution RIE-111-2015, the structure of the tariff methodology in force was not modified. Instead, costs were updated based on information that was recent at that time, actual data from service providers, and market quotations.

In that update, rather than incorporating only adjustments associated with technological advances, actual data from service providers was introduced in some line items. This exercise distorted the original purpose of the model plant, whose objective is to serve as a reference for efficiency. By including information from actual companies, the efficient plant model ceased to reflect an optimal standard and instead ended up absorbing those companies’ possible inefficiencies.

In this regard, ICE has sent ARESEP a series of concerns about the bagasse methodology (RJD-004-2010 and RJD-027-2014), through oficios 0510-905-2017 and 0610-094-2018. For example, section 3, “Elements of the Request,” page 7, of oficio 0510-905-2017 states:

“3.1 Theoretical and actual costs included in the application of the ‘model plant’ ICE has raised with ARESEP the concern that the cost values specific to the companies Azucarera El Viejo S.A. and Ingenio Taboga S.A. are included in the data used to apply the ‘model plant’ methodology. In its arguments, ICE has insisted that the plants’ actual costs are inconsistent with those of a ‘model plant’ because the inefficiencies of existing companies are charged to prices, with end consumers bearing those inefficiencies.” It is therefore concluded that resolution RJD-004-2010, in its original conception, implemented a tariff model based on model plants, complying at that time with article 31 of Ley N.º 7593. However, it was not updated as economic theory indicates, and the 2015 update (RIE-111-2015) took market and company data into account. By incorporating actual company information, the model lost its function as a reference for efficiency and ended up reflecting providers’ inefficiencies as well.

4.3.3. Determination as to whether the methodology established in resolution RJD-004-2010 remains consistent with economic theory and whether applying an industry model is impossible Setting rates in industries with limited competition poses one of the most complex and critical challenges for regulatory authorities. When a market has few companies that also operate with different production and cost structures, regulation has a dual purpose: on the one hand, it must prevent market power from leading to excessively high prices for consumers, which could result in inefficiently low production and high rates. On the other hand, it is essential to ensure that companies have the right economic incentives to invest in infrastructure, improve service quality, and, above all, operate efficiently over the long term.

Regulation in this context must be particularly sophisticated to avoid solutions that, while they may seem fair in theory, result in an inefficient allocation of resources or, worse, make one of the operators unviable. If one company has a more modern cost structure or an inherent efficiency advantage, any tariff mechanism that fails to recognize this heterogeneity could harm the industry as a whole and the well-being of the end consumer.

To prevent the foregoing from occurring in the Costa Rican market, and to ensure compliance with one of the requirements established in article 31 of Ley N.º 7593, it is necessary to assess whether the theoretical basis remains valid; that is, whether the methodology established in resolution RJD-004-2010 reproduces the basic elements of economic theory and whether there is a proven impossibility of applying an industry model.

The first step is to verify whether the assumption that companies are homogeneous is met. This means that, within a sector or market, firms have very similar characteristics in key aspects of their operations, structure, and results. In other words, they use comparable equipment and methods; have similar proportions of fixed, variable, maintenance, financing, and administrative costs; face the same demand; and have similar production sizes and capacities, among other things.

In this regard, regulatory accounting and the 2023 financial reports submitted to ARESEP by the service providers (which, for illustrative purposes, will be identified as Company A and Company B) show that they have significantly different characteristics. For example:

• Company B generates 19% more revenue than Company A and has operating costs 26% higher than Company A.

• Company A has debt, whereas Company B does not.

• Company B has higher operating and maintenance costs, but Company A has a greater proportion of administrative and financing expenses.

• Company B has twice as much property, plant, and equipment used for generation as Company A.

• Company B has generation-related maintenance costs 4 times higher than Company A. This may be because the machinery of the two companies is also of different ages.

Given the foregoing, and bearing in mind what is stated in section 7.4, “Analysis of the sector’s needs,” of technical report IN-0027-CDR-2023 (p. 43)5:

5 The simulations carried out by the workforce responsible for preparing report IN-0027-CDR-2023, as well as the more detailed company information, were analyzed at the 9 August 2023 session, as recorded in the minutes of ARESEP Board of Directors Extraordinary Session No. 65-2023. However, as recorded on page 44 of those minutes: “At this point, Mr. Eric Bogantes Cabezas calls a recess, from 9:47 hours to 10:48 hours, to review the simulations. Once the session resumes, the presentation of the topic continues.” The foregoing is to respect the confidentiality of the information.

“Additionally, given that Aresep has information on the operational and financial-accounting aspects of only two plants, which differ greatly both in the amount of energy they generate and in their investment, operating, and maintenance costs...” A scenario is presented in which the companies should not be treated as homogeneous. This would mean that one of the essential assumptions underlying the theory behind an efficient plant model is not met.

Furthermore, given the lack of homogeneity among current providers of energy generation using bagasse, it is impossible to apply a model production structure based on actual information from participants in this specific Costa Rican market. Accordingly, the requirements of article 31 of Ley N.º 7593 are met; that article provides:

“Article 31.—Setting rates and prices To set rates and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers. In the latter case, efforts shall be made to promote small and medium-sized enterprises. If it is proven impossible to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.

[...]” (emphasis not in the original) Additionally, the model established by resolution RJD-004-2010 uses characteristics and variables that it applies indiscriminately to both companies, causing distortions in the final rate. For example:

• It applies 80% leverage even though Company B has no debt, meaning that the theoretical model does not match market reality and the returns recognized do not reflect the providers’ current situation.

• The methodology simulates an efficient model company that begins operations in year zero.

In rate-setting proceedings, profitability is determined using a methodological assumption under which, for each calculation period, a scenario beginning in year 0 is considered. This means that, at the start of the projection, 100% of the investment value is recognized each year as if it had been made at that time, even though the infrastructure is already operating and depreciated.

This has several implications: the company receives a return as if its asset were new in each tariff proceeding, without recognition of actual accumulated depreciation; users face higher rates because more return is recovered than would correspond to a partially depreciated asset; for tariff purposes, equipment and facilities are remunerated as if they were always at the beginning of their useful lives, which could discourage the timely and efficient replacement of assets; among other things.

In this regard, ICE, through oficios 0510-905-2017 and 0610-094-2018, has stated the following: “Age of plants generating electricity with bagasse in the estimation of investment costs. The methodology simulates an efficient model company that begins operations in year zero; however, the reality is that the thermal generation plants using bagasse to which this methodology has been applied have been upgraded and have been operating for several years before the first rate-setting under this methodology, and their assets are therefore partially or fully depreciated.” The second step was to verify whether the methodology established in Resolution RJD-004-2010 set out a review process for incorporating more efficient technologies, changes in input costs, and other relevant factors. The preceding section explained in detail the only review and modification made to the initial model.

To return briefly to the point, resolution RIE-111-2015 did not modify the structure of the tariff methodology in force; it was limited to updating costs based on information available at that time, including actual data from service providers and market quotations.

However, in that update, instead of incorporating only adjustments resulting from technological advances, some line items included data from service providers. This approach distorted the original purpose of the model plant, whose objective is to serve as an efficiency benchmark. By integrating information from actual companies, the efficient plant model ceased to represent an optimal standard and instead ended up reflecting the inefficiencies inherent in those companies as well.

The following graph illustrates that, in Costa Rica, rates for generating energy with bagasse have shown an upward trend in recent years, and that the price recognized in US$/kWh even rose when the cost update was applied through resolution RIE-111-2015. As discussed above, this may be due to updating the model based solely on the Consumer Price Index. Under an efficient plant model, incentives to incorporate new technologies and harness efficiencies would be expected to put downward pressure on rates, a trend that is not present in the electricity generation market using bagasse.

Graph 3. Rate determinations for energy generation with bagasse (US$/kWh) 4.3.4. Differentiated rate by company Article 31 of Ley N.º 7593 provides that, if it is proven impossible to apply the procedure of taking model production structures for each public service into account, the particular situation of each company shall be considered:

“Article 31.—Setting rates and prices To set rates and prices for public services, the Regulatory Authority shall take into account model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers. In the latter case, efforts shall be made to promote small and medium-sized enterprises. If it is proven impossible to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.” As detailed in the preceding section, it is concluded that:

• The model established by resolution RJD-004-2010 may not be the most appropriate for Costa Rican industry.

• It is proven impossible to apply a model production structure in the Costa Rican market in question based on actual information from service providers.

The “model company” methodology is more appropriate for industries where companies are comparable, that is, where they have similar cost structures and operating models. Its application is unsuitable in a market with very few service providers who also have significant differences.

By contrast, a methodology in which the regulator sets a maximum price for each company based on actual values drawn from financial statements, sales to specific entities (for example, ICE), and other accounting data would more accurately reflect each provider’s actual operating conditions. This approach would help establish rates better aligned with the sector’s reality, generating more transparent regulatory signals, encouraging efficiency, and offering better protection both to users and to companies’ financial sustainability, making it preferable in a regulatory context.

A comparative analysis of the two approaches follows, highlighting the advantages of the new methodology, its disadvantages, and how it could be improved with elements from regulatory theory and experience with the efficient company model.

Table 4. Theoretical comparison criteria between the models

Source: Prepared by the author, 2025.

The proposed maximum price by company begins by determining a revenue cap or rate specific to each provider, based on its actual cost structure, accounting, and sales. This means that the methodology offers the following implementation advantages for the Costa Rican case:

8. It recognizes the particular differences between companies and is based on actual financial data, since the information is drawn directly from the provider’s financial statements, including its direct costs, operating expenses, investments, debt, and so on. The regulator’s review of costs is crucial to ensure that only costs necessary to provide the service are recognized (cost-of-service principle).

9. Using direct accounting information reduces assumptions about engineering and frontier technology; the data are tangible and verifiable. Under the ARESEP law, the regulatory authority reviews the accounting information to ensure there are no unjustified excess costs, expenses unrelated to the provision of the service, and so on.

In addition, the information submitted by the providers is supplemented with data on annual sales to ICE.

As providers know, the application of this methodology is closely linked to implementation and verification of regulatory accounting, as well as the eventual launch of the Regulatory Information System (SIR).

This is because companies must report their financial statements to the regulator, and with SIR, data collection would be carried out more quickly and systematically. By contrast, maintaining a “hypothetical model” requires a high level of technical analysis and the formulation of multiple assumptions, which may differ significantly from the reality of the national industry being regulated.

10. It seeks to avoid any misalignment that may exist between the theoretical model and the provider’s particular situation. It also makes it possible to recognize the technological conditions, actual installed capacity, useful life, scale, and age of each provider’s specific infrastructure.

11. It seeks to avoid the possibility of costs being overestimated or underestimated if efficiency parameters are not updated or do not match reality.

12. In theory, the methodology can be applied more quickly, especially if there is a legal obligation to submit audited balance sheets.

13. Each company knows its situation and will have certainty that its maximum rate will depend on its actual costs, rather than on a standard that may be challenged.

14. Energy may be negotiated for purchase and sale, with the assurance that rates will recognize fixed costs and that the energy producer will not sell below its marginal cost.

However, setting rates based on actual costs creates a need to establish incentives for cost reduction and develop the capacity to conduct audits to ensure that only necessary and efficient costs are recognized. The first step, however, is to have precise and clear information on each company’s costs.

In addition, regulatory indicators may be defined ex post, such as determining the difference between the regulated rate and actual unit costs; the regulator could eventually make adjustments to set rates in line with new conditions.

Finally, the methodology may be reviewed if the model proves inapplicable or causes a rate distortion due to a situation not previously considered. This authority always falls within the regulator’s powers.

It is concluded that setting rates using a rate-of-return model applied to a company with a maximum rate makes it possible to recognize each provider’s actual conditions, seek its financial sustainability, and provide users with greater transparency. This approach, based on audited accounting costs, better fits national reality and offers a balance between efficiency, user protection, and service viability.

5. LEGAL FRAMEWORK 5.1. On the competence of the Regulatory Authority for Public Services to establish tariff methodologies ARESEP is an autonomous institution with legal personality and its own assets, which regulates public services established in Ley N.º 7593, as well as those services that the legislature defines as such (articles 188 and 189 of the Political Constitution and article 1 of Ley N.º 7593).

Similarly, subsection 3.a) of Ley N.º 7593 defines a public service as one that, because of its importance to the country’s sustainable development, is so classified by the Legislative Assembly in order to subject it to the regulations of that law.

Article 4 of that same law provides that ARESEP’s fundamental objectives include:

“c) Ensure that public services are provided in accordance with subsection b) of article 3 of this law; d) Formulate and ensure compliance with quality requirements (...) and (...) ‘f) Exercise, in accordance with this law, the regulation of public services.’” The foregoing is consistent with the provisions of the Sectoral Regulation on Electric Services (Executive Decree N.º 29847-MP-MINAE-MEIC), which defines and describes the principal conditions under which electric service must be provided. Article 3 establishes, among other things, the quality of energy, and articles 16 and 19 provide that the technical factors for regulating and evaluating service to subscribers and users are: a. the voltage quality and frequency of the energy supplied; b. continuity and reliability of energy supply; and c. the quality and timeliness of service.

Ley N.º 7593 granted ARESEP sufficient powers to regulate public services provided in the country, including the supply of electric energy at the generation, transmission, distribution, and commercialization stages, as provided in subsection 5.a) of Ley N.º 7593.

This is in relation to article 6.d) of Ley N.º 7593, which establishes ARESEP’s obligation to “(...) set rates and prices in accordance with technical studies,” together with the provisions of subsections 3.b), 6.a) and f), and articles 20 and 31 through 37 of that same statute, which establish the parameters, criteria, and central elements for setting rates in accordance with the cost-of-service principle, an obligation reiterated in article 4.a).2) of the Regulations to Ley N.º 7593, Decree N.º 29732-M.

Article 9 of Ley N.º 7593 provides that ARESEP shall continue to exercise the authority granted to the Servicio Nacional de Electricidad by Ley N.º 7200, as amended. It also provides that no provider of a public service described in article 5 of that law may provide the service without a rate or price previously set by ARESEP.

Along those lines, ARESEP is responsible for ensuring compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates. With respect to this authority, article 5 of Ley N.º 7593 refers to article 25 thereof, which provides that ARESEP shall issue and publish technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision under which public services must be supplied, in accordance with the specific standards in force in the country or abroad for each case.

Those standards, in turn, must be consistent with articles 32, 34, 41, and 42 of the Sectoral Regulation on Electric Services, which provide, to the extent relevant:

“Article 32.—Technical and tariff monitoring of service conditions The Regulatory Authority shall monitor the various regulated services in the electric power industry to determine compliance with the conditions for service provision. For this purpose, it shall use:

a. Information requested from regulated companies under article 24 of Ley N.º 7593.

b. Compliance with the regulations in force.

c. Tariff provisions set out in the resolutions issued by the Regulatory Body.

d. Subscriber service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory.

e. Any other information that the Regulatory Authority considers necessary to perform its duties.” “Article 34.—Issuance of technical and economic standards In accordance with Ley N.º 7593, and following consultation and coordination with the electric companies, the Regulatory Authority shall issue the standards governing and evaluating the service, covering the regulatory and evaluation factors listed in article 16, so as to achieve the necessary balance between the timeliness and feasibility of the investments required by each electric company and the guarantee of continuous improvement in the regulatory and evaluation factors.” (Emphasis ours.)

“Article 41.—Responsibility of the Regulatory Authority As part of the responsibilities and powers assigned to the Regulatory Authority by Ley N.º 7593, it shall be responsible for:

a. Promulgating technical and economic standards for the proper provision of service.

b. Evaluating, regulating, and overseeing the application and compliance with this regulation and the corresponding standards.

c. Applying the sanctions provided for in Ley N.º 7593 and its regulations.” “Article 42.—Sanctions. Sanctions for noncompliance with this regulation or with technical and economic standards issued by the Regulatory Authority shall be imposed in accordance with Ley N.º 7593 and related laws.” For its part, article 29 of Ley N.º 7593 provides that “the Regulatory Authority shall formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions governing proceedings for setting rates and prices for public services.” The procedure for setting rates is governed by article 30 of Ley N.º 7593, and article 31 of that law provides that model production structures or the particular situation of each company must be taken into account when setting rates. That provision also requires ARESEP to apply annual rate-adjustment models based on changes in variables external to the administration of service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Executive Branch, and any other variable ARESEP considers relevant.

Thus, in tariff proceedings, each request concerning rates and prices must be duly justified, as provided in article 33 of Ley N.º 7593. Rates and prices set by ARESEP shall take effect upon their publication in the official gazette La Gaceta or from the time indicated in the corresponding resolution, under article 34 thereof.

Along those lines, article 15 of the Regulations to Ley N.º 7593, Decree N.º 29732-MP, provides that models approved by ARESEP in accordance with the law shall be used to set rates.

Article 36 of Ley N.º 7593 provides for the public hearing procedure to be followed in formulating or reviewing price- and rate-setting models, as well as in formalizing and reviewing technical standards. Persons with a legitimate interest may participate and express their views. That article is regulated by articles 44 through 56 of Decree No. 29732-MP, in relation to article 9 of the Political Constitution. Together, these provisions give effect to the constitutional right to citizen participation, which the jurisprudence of the Constitutional Chamber (Sala Constitucional) has recognized, among other decisions, in judgment N.º 7213-2012, establishing ARESEP’s obligation to guarantee citizen participation in formulating tariff methodologies (see also judgments N.º 016649-2009 and N.º 17093-2008).

Furthermore, article 31 of Ley N.º 7593, read together with subsection 6, paragraph 16) of the Internal Regulations on the Organization and Functions of the Regulatory Authority and its deconcentrated body (RIOF), shows that ARESEP’s Board of Directors is competent to approve the tariff methodologies to be applied in the various regulated sectors within ARESEP’s authority.

Likewise, subsection 9.11 of the RIOF establishes that the General Regulator is responsible for appointing teams to prepare policy proposals and carry out projects for designing rate-setting methodologies.

For its part, article 21.2 of the RIOF provides that the DGDR is responsible for “(...) directing the process of developing regulatory instruments by promoting innovation and continuous improvement.” The foregoing provisions show that ARESEP has exclusive and sole competence to set rates for public services regulated under Ley N.º 7593. This competence may not be waived, transferred, or extinguished by prescription, as established in article 66 of the General Law on Public Administration (LGAP).

In this regard, defining and establishing tariff methodologies or models for determining rates for public services subject to its regulation, as well as technical standards that ensure proper provision of public services, forms an essential part of the powers granted to ARESEP.

In judgment N.º 001687-F-S1-2012, Sala Primera of the Supreme Court of Justice stated the following regarding ARESEP’s powers to establish tariff methodologies: “The Regulatory Authority constitutes the public authority which, through its actions, gives effect to those principles (...). Its exclusive and sole powers allow it to establish the economic parameters governing the contract, balancing the interests of the operator and the users.” As part of the same analysis, the Procuraduría General de la República (PGR), in repeated opinions, has stated that defining tariff methodologies or models falls within ARESEP’s exclusive and sole competence to set rates, including opinions C-165-2014 of 27 May 2014 and C-416-2014 of 24 November 2104. Opinion C-416-2014 states the following: “c) The definition of tariff methodologies or models falls within ARESEP’s exclusive and sole competence to set rates, and it is not required to coordinate with other entities or bodies.” The PGR reiterated that same position in opinion C-023-2017 of 1 February 2017.

In addition to the foregoing, ARESEP’s establishment of tariff methodologies and criteria clearly falls within the technical discretion recognized for this entity, provided that the cost-of-service principle is respected. This is consistent with articles 15, 16, and 160 of the LGAP.

In this regard, Sala Primera has recognized ARESEP’s discretion in establishing methodologies, stating:

“There is no doubt that ARESEP may determine the models for evaluating tariff requests, based on model production structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the service providers (parameters of the cost-of-service principle). Ley N.º 7593 grants it a fairly broad scope of action for this purpose (articles 6.d) and 29 through 37). However, it must be recalled that the discretion applies to choosing, at an initial stage, among one or more technical methods that will be applied at a second stage after their formalization (in the proceeding itself).” Accordingly, under the principle of legality (article 11 of the LGAP and article 11 of the Political Constitution), rates must be set in accordance with the mechanisms duly established by ARESEP for that purpose, through the procedure contained in Ley N.º 7593 and its regulations (public hearing).

5.2. On the regulation of the electricity supply service in Costa Rica as a public service In Costa Rica’s electric sector, responsibility for defining national policies and plans for the sector, which guide the actions of its participants, lies with the Secretaría de Planificación Sectorial de Ambiente y Energía (SEPLASA), which belongs to the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) and prepares the National Energy Plan (PNE)—the VII National Energy Plan 2015-2030 is currently in force—and with the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, through the National Development Plan (PND). ARESEP is subject to those plans under article 1, second paragraph, of Ley N.º 7593.

The regulation of the electricity supply service at all stages (generation, transmission, distribution, and commercialization), on the other hand, is the responsibility of ARESEP, as stated in article 5.a) of Ley N.º 7593. That provision establishes ARESEP’s function of setting prices and rates and ensuring compliance with standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision in the delivery of that public service and the other services it regulates.

The objectives and obligations established in Articles 4 and 6 of Ley N.º 7593, respectively, are added to the foregoing functions. Compliance with them frames the exercise of ARESEP’s powers and authority in relation to the regulation of public services.

Those powers include setting tariffs, defining technical regulations and tariff methodologies, among other things; imposing sanctions when an offense is committed; and overseeing the provision of public services.

The foregoing applies to the provision of the electric power supply service as well. Like any other public service, it requires ARESEP to exercise the powers mentioned, in accordance with Ley N.º 7593 and its Regulations.

Now, given that Ley N.º 7593 and its Regulations form an essential part of the legal framework governing the regulation of public services in general, it is necessary to identify the rules that also guide ARESEP’s work in regulating the electric power supply service. These include the “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos,” Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides:

“Article 1. Scope. This Regulation defines and describes the principal conditions under which the electric service must be supplied under normal operating conditions.

Its application is mandatory for electric companies established in the country, or that may be established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.

The conditions stipulated herein may be expanded and detailed, in part or in full, by the terms of the service provision contract signed between the subscriber and the company, or between companies, subject to prior authorization by the Regulatory Authority, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

This Regulation defines and establishes the general conditions under which regulation of the electric service provided by companies to subscribers and users will be exercised in technical and economic areas.” This Regulation expands the regulatory framework governing the specific regulation of the electric power supply service, and it also binds ARESEP in exercising its powers with respect to that service.

Compliance with and application of this Regulation are indispensable and mandatory for providers of the public electric power supply service that are authorized to offer that service at any of its stages, in accordance with the corresponding laws.

It is also established that, where applicable, the conditions stipulated in this Regulation may be expanded and detailed, in part or in full, by the terms of the service provision contract signed between the subscriber and the electric company, or between electric companies, subject to prior authorization by ARESEP, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

The “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica” (Decreto 30065-MINAE) also applies to the service in question. It provides:

“Article 3. MINAE shall process all matters relating to the granting and cancellation of public service concessions for the electric power supply service at the generation, distribution, and commercialization stages, except for applications covered by Ley N.º 7200 and its amendments, which shall be processed by ARESEP as provided in Article 9 of Ley N.º 7593.” The foregoing regulations also apply to the public electric power supply service, specifically with respect to concessions that, under Article 9 of Ley N.º 7593, every public service provider must hold. In this case, they apply to providers of the service at the generation, distribution, and commercialization stages, whether the application is processed by MINAE or by ARESEP (in the case of applications covered by Ley N.º 7200 and its amendments).

The electric power supply system comprises the set of means and elements used for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electric power.

Depending on the stage of the electric power supply service, the various participants in the sector will have different roles, and ARESEP will set the corresponding tariffs accordingly.

In this regard, it is important to note that the Procuraduría General de la República (PGR), in opinion C-293-2006, reiterated ARESEP’s authority to set tariffs for the public electric power supply service at all its stages. The relevant passage states:

“(...) The supply of electric power at the generation, transmission, distribution, and commercialization stages is a public service. Because of that nature, Article 5(a) of Ley N.º 7593 grants the Public Services Regulatory Authority the authority to set the prices and tariffs for electric power supply at those stages of generation, transmission, distribution, and commercialization. As can be seen, the law grants ARESEP the authority to set tariffs for the public electric power supply service at all its stages, that is, from generation through commercialization (...)”.

5.3. Regulation of electric power generation from biomass, considering the cogeneration process As stated, generation, as one of the stages of the electric power supply service, is duly regulated by ARESEP through the exercise of the powers granted to it by Ley N.º 7593.

The specific regulatory framework applicable in each case depends on the provider of the electric power generation service. Ley N.º 7593, its Regulations, and the other rules issued by ARESEP also apply to those providers, with tariff and methodological considerations that take into account aspects specific to the type of generator and the source used to generate electric power.

Accordingly, as part of its regulatory powers, ARESEP has issued tariff methodologies for private electricity generation, taking into account, among other things, whether the source is hydro, wind, solar, thermal, geothermal, or biomass.

In Costa Rica, most of these sources are so-called renewable resources that are converted into electricity, reflecting the high level of renewable energy that characterizes our country.

In this regard, it is important to note that the National Development and Public Investment Plan for the Bicentennial (2019–2022) referred to the possibility that Costa Rica could become the world’s first decarbonized economy by 2050. To achieve this, fossil fuel consumption must be gradually reduced and ultimately eliminated, while further developing a system in which renewable energy generation is sustainable and self-sufficient, thereby helping to mitigate the impact of economic activities on the environment.

Consistent with the foregoing, sustainability of the energy mix is one of the pillars of the electricity subsector in the VII National Energy Plan 2015–2030. Its objectives include diversifying energy sources for electricity production so as to avoid an increased relative share of thermal energy in the national energy mix.

This is associated with the National Program for Non-Conventional Renewable Energies, established in that Plan, which seeks to make greater use of those sources.

The National Energy Policy, proposed through the VII National Energy Plan 2015–2030, is supported by a series of programmatic pillars set out in the Plan.

Specifically, a series of actions have been linked to that policy, which proposes, among other things, increasing the energy sector’s contribution to the country’s productive competitiveness. Those actions seek to improve the methodological framework governing electricity tariff-setting, among other objectives.

One such action is “the creation or improvement of certain tariff methodologies required for ICE to purchase electricity from private generators, particularly those relating to generation using biomass and municipal solid waste. This seeks to make use of the country’s generation potential from these sources.” Emphasis added.

This directly involves ARESEP, which, in exercising its powers, regulates generation as one of the stages of the electric power supply service, regardless of the source, and defines, among other things, the tariff methodologies that apply in each particular case.

It should be emphasized that biomass generation tariff methodologies are not new to ARESEP. Since 2009, it has had the “Tariff methodology based on the typical cost structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,” approved by resolution RJD-004-2010 of 26 April 2010 and in force to date. It specifically treats sugarcane bagasse as the generation source used to produce the energy that private generators sell to ICE under Chapter I of Ley N.º 7200.

Similarly, in 2011, ARESEP issued the “Model and cost structure for an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula,” approved by resolution RJD-162-2011 of 9 November 2011 and in force to date. This also concerns private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200.

That model applies alongside the methodology for sugarcane bagasse, depending on the generation source concerned. The model provides:

“1.1. Objective and scope (…)

This methodology excludes tariff-setting associated with electricity sales produced solely from sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 applies. It also excludes tariff-setting for sales of energy generated by plants using municipal waste as an input. (…)” As can be seen, in exercising its regulatory powers and pursuing continuous improvement, ARESEP has established methodologies for electricity generation using biomass and has reviewed the technical instruments for regulation, in accordance with the energy policy set out in the VII National Energy Plan 2015–2030.

As noted, the discussion so far has concerned generation as part of the public electric power supply service under Article 5(a) of Ley N.º 7593. However, as explained in the previous section 5. Justification, this case specifically concerns the cogeneration of electric power using biomass as a source.

As explained, this case concerns cogeneration because the electric power produced using biomass results from simultaneous generation as part of a thermal and electric energy process. Cogeneration plants use the heat and energy for their own activities and, depending on their installed capacity, can also sell surplus electric power to the grid.

Thus, rather than being solely electric power generation in the specific sense referred to in Article 5(a) of Ley N.º 7593, this is cogeneration, since the provider ultimately produces electric power as the result of a process within another principal productive activity.

Nevertheless, this remains part of the generation stage of the electric power supply service because energy is ultimately being produced for sale to ICE under Ley N.º 7200. As stated, ARESEP must regulate that service.

In addition to the regulations already mentioned, the “Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela,” Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET, published in Alcance N.º 72 of the official gazette La Gaceta N.º 108 on 5 June 2012, establishes the participation of private generators in Article 3:

“Article 3. Participation: Any private company or rural electrification cooperative interested in participating in autonomous or parallel electricity generation for sale to ICE must meet the requirements stipulated in Chapter I of Ley 7200 and its amendments, and sign an energy purchase contract following the procedures established for that purpose by ICE in accordance with this Regulation. ICE is authorized to sign contracts to purchase electric power as part of its ordinary activity, for a maximum term of twenty years. (…)” In addition, Article 20 of this Decree provides the following regarding purchase tariffs and prices:

“(…) Article 20. Tariffs. In accordance with Ley No. 7593, ARESEP shall set the tariffs governing the purchase and sale of electricity under Chapter I of Ley N.º 7200 and its amendments. ARESEP may establish these tariffs for each type of energy source on the basis of cost-structure models developed to account for the particular conditions of new and efficient plants. ARESEP may also establish tariffs for each type of energy source that apply upon contract renewal, based on models developed from statistical information on the cost structure and performance of existing plants. (…)

The tariffs for both new and existing plants may be set as a maximum price, or as a band with a maximum and minimum price. They may also have a structure broken down by season, time of day, energy, and capacity, defined according to the projected evolution of SEN costs.” This article establishes the maximum price as one of the modalities legally available for ARESEP to define in a tariff methodology. That is the approach presented in this proposal, in the exercise of ARESEP’s technical discretion.

ARESEP has discretionary technical authority to define the methodologies and calculation models for each public service it regulates. Accordingly, based on technical parameters, criteria, and assessments, among other considerations, it may determine the methodology it considers necessary and appropriate in each particular case.

This discretionary technical authority is widely recognized in judicial case law. By way of example:

“(…) Note that the legislation itself authorizes it to approve, reject, or modify the proposal of that body. That alone supports the conclusion that the proposal is non-binding and therefore does not constrain that authority in any way. As stated above, it holds exclusive powers in this area, and thus excludes any other public body or entity. However, this does not mean that ARESEP’s final decision is entirely discretionary. Although that authority has discretionary technical power to establish calculation models, following the procedure prescribed by law, the same does not apply to tariff-setting.

As part of the principle of legality, tariffs must be established in accordance with the mechanisms duly prescribed for that purpose and through the procedure set out in Ley no. 7593 (public hearing). Thus, once the tariff-review model has been established (and must be published in the official gazette), in principle that is the calculation tool to be used and, consequently, the instrument that determines whether a financial distortion exists that must be corrected. This provides legal certainty and serves as a control parameter for price-regulatory activity.

(…)” Resolution N.º 00557-F-2007 of 10 August 2007, of the First Chamber of the Supreme Court of Justice.

The rules mentioned are consistent with the “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos,” Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides, in relevant part:

“Article 22. General principles for tariff-adjustment applications. Tariffs are intended to recover operating expenses, costs associated with replacement and maintenance, and a reasonable return for the electricity industry. They must also allow for the resources needed to use technologies that ensure the best quality, continuity, and safety of the service.

Tariff-setting petitions must comply with Ley N.º 7593, its Regulations, and this Regulation.” An integrated analysis of the legal framework described leads to the conclusion that, under Articles 3, 4(f), 5(a), 6(d), 9, and 31 through 36 of Ley N.º 7593; provisions 4(a), item 2), 14, 15, 16, 17, and 41 of Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP; Article 6(16) of the RIOF; Article 14 of Ley N.º 7200; provision 20 of Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET; and Articles 23 and 26 of the “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos,” Decreto 29847-MPMINAE- MEIC, ARESEP is responsible for setting the prices and tariffs for those public services and for establishing the tariff methodologies or models that determine them. This is consistent with repeated case law of the competent courts and the opinions of the Procuraduría General de la República.

It is therefore evident that cogeneration, as proposed under this tariff methodology, must be a service covered not only by Ley N.º 7200, but also by Ley N.º 7593 and its Regulations, which assign regulatory functions to the Regulatory Authority.

5.4. Exercise of ARESEP’s tariff-setting and methodological authority with respect to private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200 In this case, it is necessary to identify that the tariff methodologies and models issued by ARESEP to set tariffs for electric power generation—in this instance, generation from biomass using combustion processes—apply exclusively to private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200. They exclude those that generate under Chapter II thereof (added by Ley N.º 7508).

This is based not only on the inclusion of generation as one of the stages of the electric power supply service in Article 5(a) of Ley N.º 7593, but also on Article 14 of Ley N.º 7200 itself and Article 20 of the Regulations to Chapter I of that Law (Decreto N.º 37124-MINAET).

Tariffs for electricity sales under Chapter II of Ley N.º 7200, regardless of the source, are set through the public tender procedures carried out by ICE to procure what it needs. Those procedures involve competition among sale prices, as provided in Article 21 of that Law.

ARESEP therefore has no direct involvement in setting those tariffs.

6. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICITY GENERATION USING BIOMASS 6.1. Current situation of the costs of energy produced using biomass internationally According to the intergovernmental organization “International Renewable Energy Agency,” or IRENA, headquartered in Masdar City, Abu Dhabi, a specialized agency promoting knowledge, adoption, and sustainable use of renewable energy, the report Renewable-Power- Generation Costs6 (2023, p. 165) highlights the following data on biomass generation:

6https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Between 2010 and 2024, the global weighted average levelized cost of electricity (LCOE) for bioenergy generation projects showed no specific upward or downward trend. In 2024, the LCOE was USD 0.087/kWh. This was 1% higher than in 2010 and 19% above the 2023 value of USD 0.073/kWh. Nevertheless, in 2024 the LCOE remained below the peak levels observed during 2010–2024.

• For bioenergy projects commissioned in 2024, the global weighted average total installed cost was USD 3 242 / kW. This represented an increase of 16% over the 2023 weighted average of USD 2 795 / kW.

• Capacity factors for bioenergy plants vary, depending on the technology and feedstock availability. Between 2010 and 2024, the global weighted average capacity factor for bioenergy projects ranged from 67%, recorded in 2012 and 2016, to 86%, recorded in 2017. In 2024, the global weighted average capacity factor was 73%.

• In 2024, the weighted average LCOE ranged from a low of USD 0.062 / kWh in India and USD 0.065 / kWh in China, to highs of USD 0.096 / kWh in Europe and USD 0.106 / kWh in North America.

The information above is summarized in the following chart:

Chart 2. Global weighted average total installed costs, capacity factors, and LCOE for bioenergy, 2010–2024__ The chart shows how installed costs, capacity factors, and per-kWh costs have varied in recent years without showing a clear upward or downward trend.

Chart 3. Total installed costs of bioenergy generation projects by selected feedstocks and country/region, 2000–2024 The first box in the chart above represents installed costs for bagasse-type biomass (the only biomass source currently used to generate energy in Costa Rica), mainly for North America. The information shows an average installed cost of less than USD 2000/kW and that smaller capacities, between 20 and 30 MW, are used for this type of source.

According to IRENA data (2024), electricity generation projects using bioenergy have shown considerable variation in capacity factors, depending both on the technology used and on feedstock availability. Between 2010 and 2024, the global weighted average capacity factor fluctuated between 67%—observed in 2012 and 2016—and a maximum of 86% in 2017. In 2024, the global capacity factor was 73%.

When biomass is available throughout the year, some plants can achieve very high capacity factors—between 85% and 95%. However, this efficiency level falls when feedstock depends on seasonal agricultural cycles. There is also growing concern about the potential impact of climate change on biomass availability, since changes in temperature and precipitation patterns could alter not only the total annual volume available, but also its distribution throughout the year.

The data used by IRENA (2024) indicate that plants operating primarily on bagasse tend to have lower capacity factors than those using other types of biomass.

During the period analyzed, such plants recorded typical values between 50% and 60%, with extremes ranging from 39% in North America to 82% in Europe. By contrast, facilities using plant or agricultural waste—including wood waste—reached regionally weighted capacity factors ranging from 63% to 93%. Among these, wood waste stands out for its stable availability as a feedstock, with values typically grouped between 68% and 78%.

In Costa Rica, the available feedstock is seasonal because it depends on the sugarcane harvest, which lasts between three and six months per year. As a result, those plants generate electricity for four to five months per year, as reflected in the historical energy sales records held by the División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, formerly CENCE), which are available at ARESEP.

In the IRENA report (2024, p. 171), fixed operation and maintenance costs include labor, insurance, scheduled maintenance, and routine replacement of plant components such as boilers, gasifiers, feedstock handling equipment, and other elements.

According to that report, these operation and maintenance costs total between 2% and 6% of total installed costs per year. Large bioenergy plants tend to have lower fixed operation and maintenance costs per kW because of economies of scale.

The report adds that variable operation and maintenance costs average USD 0,004 / kWh and are generally low for bioenergy plants compared with fixed operation and maintenance costs. Spare parts and incremental service costs are the main components of variable operation and maintenance costs, although those costs also include fuel costs for inputs other than biomass, such as ash disposal.

Chart 4. LCOE by project and weighted project averages for bioenergy generation by feedstock and country/region, 2000–2024 The chart above shows that the highest weighted average for this period (2000–2024) was USD 0.106 / kWh in North America, where the 5th and 95th percentiles of projects fell between USD 0.052 / kWh and USD 0.206 / kWh.

6.2. The current tariff model Regarding the tariff model currently in force, as mentioned throughout this document, ARESEP currently has two approved tariff methodologies for electricity generation using biomass:

• “Tariff methodology based on the typical cost structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de electricidad and its indexation formula,” approved by resolution RJD-004-2010 of 26 April 2010, published in La Gaceta N.º 98 of 21 May 2010, and its amendment.

• “Model and cost structure for an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula,” approved by resolution RJD-162-2011 of 9 November 2011, published in La Gaceta N.º 233 of 05 December 2011, and its amendment.

The sugarcane bagasse methodology (RJD-004-2010) is based on defining a model plant that represents a model production structure for electricity generation using sugarcane bagasse, based on benchmarking investment and operating costs.

The model for biomass other than sugarcane bagasse (RJD-162-2011), in turn, is based on a cost model organized in a calculation spreadsheet. It defines an investment, operation, and maintenance cost structure for carrying out the activity and adds a return appropriate to the type of activity.

The latter model was approved on the premise that the country had no prior experience generating electricity from biomass sources other than sugarcane bagasse, and that production from biomass sources involves a very wide range of technical and economic conditions. For that reason, the model did not adopt reference model companies, but instead proposed setting individual tariffs based on information supplied by eligible interested parties, within a clearly defined tariff scheme and cost structure. Since the conditions of multiple biomass sources and a wide range of technical and economic conditions remain, this model uses the same cost and expense structure as the model for generation using biomass other than sugarcane bagasse, with individual tariff-setting based on each generator’s financial and accounting data.

Both models establish the procedures and formulas for calculating the respective tariff, as well as the requirements for implementing the procedure.

6.3. Needs of the regulated sector As part of the regulatory improvement process reflected in the definition and review of tariff methodologies, ARESEP has sought, in carrying out the work assigned to it under Ley N.º 7593, to identify opportunities to improve its regulatory instruments, without prejudice to any well-founded observations from a provider or other interested party that may be considered in the process.

6.3.1. Observations from ICE ICE sent ARESEP a series of concerns regarding the bagasse methodology (RJD-004-2010 and RJD-027-2014) in letters 0510-905-2017 and 0610-094-2018. The following points are highlighted:

• Disagreement with setting tariffs in dollars, given that companies incur most of their operating and administrative costs in colones.

• The unsuitability of applying the costs of El Viejo S.A. and Taboga S.A. in the “model plant” methodology, since those costs are inconsistent with those of a model plant. They load the inefficiencies of existing companies into prices, and end consumers bear those inefficiencies.

• The age of the bagasse-fired electricity generation plants used to estimate investment costs. The methodology simulates an efficient model company that begins operating in year zero. In reality, however, the bagasse-fired thermal generation plants to which the methodology has been applied have been upgraded and have operated for several years before the first tariff-setting under the methodology, so their assets are partially or fully depreciated.

• Price-index adjustments, because investment costs and total costs change when updated using indices. However, model companies are intended to have their costs updated to reflect technological improvements and even to exclude costs or increases that do not represent efficiency gains for the plant, thus encouraging generators to become more efficient and improve their production systems.

• Questioning the percentage of bagasse held in reserve.

• The percentages of energy allocated to own consumption and to sale, and their effect on the production costs of electricity generation.

• Recognition of expenses not considered in other methodologies, including income tax and financial expenses.

Additionally, by letter 0510-55-2026 of 20 January 2026, ICE asked ARESEP to review and adjust the methodology/tariff applicable to “existing” bagasse plants (with extended contracts), because it considers that the current methodology (model plant) overstates the tariff by recognizing investment, depreciation, and financing as if the plant were new, even though those costs may already have been recovered under the first contract.

6.3.2. Observations from the IE As an applier of the current tariff methodologies, the IE has identified opportunities for improvement and sent them to the DGDR in letters OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020, and IN-0131-IE-2020, covering the following aspects:

• Scope of extraordinary tariff-setting.

• Lack of clarity in the methodology about which variables may and must be updated in tariff-setting.

• Including the use of information from regulatory accounting.

• Recognition of income tax in tariff costs.

• Recognition of financial expenses in tariff expenses.

• Indexation of total costs.

• The return calculated on an investment amount that assumes the plant is always new.

• Whether it is appropriate to set tariffs in dollars.

6.3.3. Observations from the DGDR In report IN-0053-DGDR-2025 of 22 September 2025, the DGDR recommends explicitly differentiating the methodological treatment of new and existing biomass cogeneration plants. The approach for new plants must include recovery of the investment and a return, while the methodology for existing plants should primarily recognize a return on invested capital. The Directorate therefore indicated that differentiated treatment is needed, either through separate methodologies or through a specific section within the same methodology that allows the investment to be recognized and recovered when appropriate.

The DGDR also emphasized that recognition of investment is the key variable for distinguishing between new and existing plants: for existing plants, investment recovery should not be recognized again if it was already recognized under a first contract, whereas for new plants, recovery should be recognized together with a return.

6.4. Analysis of sector needs Following the assessment of the needs identified by ICE, the service providers, and ARESEP’s technical teams, the proposal is to consolidate into a single methodology the rules applicable to cogeneration using sugarcane bagasse and to biomass other than bagasse. This consolidation seeks to standardize criteria, improve information traceability, and strengthen regulatory consistency. Given the nature of the business and the varying maturity of investments, however, the methodology distinguishes between new and existing plants to differentiate recognition of investment recovery and return, as appropriate.

In this context, distinguishing between new and existing plants meets a practical need in the sector, particularly when contracts are renewed. For existing plants, it is essential to avoid recognizing investment, depreciation, and financing components as if the plant were starting in “year zero,” when those costs may have been recovered in whole or in part in prior contract periods. For new plants, in turn, treatment that recognizes both investment recovery and a return is justified, based on verifiable technical assumptions (useful life, remaining useful life, age, operating conditions, and seasonality).

Also, given the particular features of biomass cogeneration and the information available, the proposal is to move away from the model-plant scheme and adopt an approach of maximum tariffs by company. This criterion is based on ARESEP having audited financial, accounting, and operating information for a small number of providers, and on the plants being heterogeneous in the energy they generate and their investment, operation, and maintenance structures. In this regard, setting a maximum price for each company based on actual values (audited financial statements, regulatory accounting, and other available sources) allows the actual operating conditions of each provider to be reflected more accurately and more transparent regulatory signals to be set. In addition, a maximum tariff preserves room for negotiation between the parties without automatically applying uniform assumptions that do not represent each plant’s reality.

Finally, by incorporating the distinction between new and existing plants and the approach of a maximum tariff by company, the methodology can improve transparency and traceability of recognized components, reduce the risk of distortion, and strengthen the principle of service at cost. At the same time, this approach requires the tariff-setting process to be supplemented with criteria for refining and verifying information and with mechanisms to promote efficiency, so that only costs necessary and reasonable for providing the generation service intended for the sale of surplus energy are recognized.

7. ABBREVIATIONS, ACRONYMS, AND DEFINITIONS USED IN THE METHODOLOGY 7.1. Abbreviations kWh: kilowatt-hour.

MW: megawatt.

kW: kilowatt.

7.2. Acronyms ARESEP: Public Services Regulatory Authority.

CAPM: Capital Asset Pricing Model (capital asset valuation model, translated into Spanish).

DOCSE: División Operación y Control del Sistema Eléctrico.

DGDR: Dirección General de Desarrollo de la Regulación.

DGAJR: Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria.

DR-PO-03: Procedure for developing and amending tariff models and technical regulations, version of 18 March 2022.

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad.

IE: Intendencia de Energía.

IRENA: International Renewable Energy Agency (Agency, translated into Spanish).

LGAP: Ley General de la Administración Pública.

MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía.

OS: System Operator.

PGR: Procuraduría General de la República.

PND: National Development Plan.

PNE: National Energy Plan.

RIOF: Internal Regulation on the Organization and Functions of the Regulatory Authority and its deconcentrated body.

SEN: National Electric System.

7.3. Definitions Sugarcane bagasse: Residue obtained from the process of making sugar from sugarcane; it is a biomass source.

Biomass: Organic matter of biological origin, composed mainly of lipid and carbohydrate structures and other biomolecular compounds, normally accompanied by high moisture percentages. It is not derived from petroleum and can be used to produce renewable energy.

Installed capacity or plant capacity: The production potential or maximum production volume that a particular company or plant can achieve during a given period, taking into account all the resources available to it, including production equipment, facilities, human resources, technology, experience and knowledge, among others.

Electric power station, power station, or electric power generating plant:

An industrial facility designed to convert mechanical energy from water, biomass, bunker fuel, gas, or other sources into electrical energy.

Cogenerator: A plant or power station that generates electrical energy for the normal production process of its economic activity and supplies any surplus to the public electricity grid for sale to the energy purchaser.

Combustion: The process by which any substance is burned—in this case, biomass—to produce heat.

Energy purchaser: For purposes of this tariff instrument, the energy purchaser means the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) or any other provider legally authorized to acquire electrical energy, with which the cogenerator has a current electrical energy purchase contract.

Concession: Authorization granted by the State to operate, exploit, and provide the generation service.

Biomass generator: A power station designed to generate electrical energy from biological waste or biomass. The term “generator” also refers to the natural or legal person that owns a power station.

New generating plant: A new cogeneration plant means one whose investment in physical capital has not previously been used in any process for producing electricity from biomass. Accordingly, for purposes of this methodology, a new plant is one that has not generated electrical energy for sale under an electricity purchase and sale contract or for self-consumption.

Existing generating plant: An existing cogeneration plant means one whose investment in physical capital has previously been used to produce electricity, whether for energy sales or self-consumption. Accordingly, for tariff purposes, these plants will not receive recognition for the replacement cost of the investment, because the initial investment has already been recovered through the tariffs applied during the plant’s operating period.

Harvest period: The period during which biomass used as an input in the cogeneration process is collected, becomes available, and is utilized. Where the biomass used does not result from a collection process as such, the harvest period means the period during which that biomass is obtained for energy use.

8. DEFINITION OF THE MODEL 8.1. Scope This methodology will apply to the setting of ordinary tariffs, either on the Authority’s own initiative or at a party’s request, for the purchase and sale of electrical energy produced from different biomass sources, on an annual application cycle, under the technical conditions established in the country by ARESEP and in compliance with the applicable legal framework, as well as the regulations in force and the considerations, assumptions, and criteria set out in this methodology or established in the future.

The purpose of this methodology is to define a clear, consistent, current, and flexible mechanism for calculating the maximum tariffs per cogenerator for the sale of electrical energy produced from different biomass sources through combustion processes, distinguishing between new and existing plants in order to appropriately recognize investment recovery and the return associated with each condition.

The foregoing is in accordance with Article 20 of the Regulations to Chapter I of Law No. 7200 “Law Authorizing Autonomous or Parallel Electric Power Generation,” No. 37124-MINAET. Article 20 provides that: “Tariffs, for both new and existing plants, may be set as a maximum price or as a band with a maximum and minimum price, and may have a structure broken down by seasons of the year, hours of the day, energy, and capacity, defined according to the projected evolution of SEN costs.” In light of the foregoing, the proposed methodology applies to the sale of electrical energy produced by private energy cogenerators through different biomass sources in combustion processes, within the framework established by Chapter 1 of Law No. 7200, and to purchases and sales of electrical energy from biomass plants with conditions similar to those established in Chapter 1 of Law No. 7200, where legally feasible and subject to ARESEP regulation. Accordingly, it is limited to cogeneration projects that sell surplus energy under that Law and its Regulations. It does not include energy production from municipal solid waste or processes such as gasification, pyrolysis, plasma reactors, among others.

The methodology assumes that the biomass used comes from a production process whose principal activity is not electricity generation. In that context, the cogeneration plant allocates part of the energy produced to self-consumption by the production process itself, and only the surplus is fed into the grid for sale. Thus, the sale of electricity is a complementary or secondary activity in relation to the principal production activity.

The methodology will use, as an input for its application, the financial and accounting information submitted to ARESEP by providers of this service, drawn from audited financial statements and regulatory accounting in the formats and within the time limits established by the unit responsible for tariff application. If information other than that included in the financial statements is used, the reason for its inclusion must be justified and its source identified.

It is also clarified that a tariff for energy production from biomass sources other than bagasse may be determined insofar as the interested party provides sufficient, complete, and verifiable financial and accounting information, in accordance with the provisions established by ARESEP in this area or those it may establish in the future. This includes the possibility of requiring supplementary technical information to support operating and cost assumptions.

8.2. Objectives 8.2.1. General objective To establish a transparent, consistent, and replicable tariff methodology based on efficient costs and a reasonable return, for setting the tariffs per kWh applicable to the sale of electrical energy produced through biomass combustion by private plants, distinguishing between new and existing plants, ensuring the principle of service at cost and consistency with the current legal and technical framework, under Chapter I of Law No. 7200.

8.2.2. Specific objectives i. To define the technical tariff calculation procedure for determining the tariffs per kWh applicable to private biomass cogeneration plants, distinguishing the treatment of new plants from that of existing plants.

ii. To establish criteria for recognizing, reviewing, and updating costs and investments, ensuring that only efficient, reasonable costs attributable to generation for sale are included.

iii. To determine the methodology for estimating the return on invested capital, including the treatment of the cost of capital, the financing structure, and the economic or remaining life of the plants, in keeping with the principle of service at cost.

iv. To define the information sources, reporting requirements, and regulatory verification mechanisms needed to ensure the consistency, traceability, and comparability of the information used in setting tariffs.

8.3. General aspects of the methodology This methodology establishes the process for calculating the maximum tariff for the service of selling electrical energy produced from biomass between private cogenerators and the purchaser of electrical energy, distinguishing between new and existing energy cogeneration plants.

Accordingly, the methodology has two clearly differentiated chapters: one applicable to new private cogeneration plants and another to existing private cogeneration plants. The principal difference concerns investment recovery. This distinction reflects the particular technical and economic characteristics of each group and the need for tariff criteria consistent with their operating and contractual conditions.

Because plants may be used to produce energy for self-consumption, this tariff considers only the costs, expenses, and investment that effectively correspond to generation for sale.

The tariff will be treated as a maximum tariff. This mechanism is intended to provide flexibility so that the parties can determine the amount to be billed based on the maximum tariff established by ARESEP and the kWh sold. The tariff per kWh may not exceed the established maximum price and must harmonize and balance the interests of the service provider and the user. Accordingly, when setting the tariff, the aim must be both financial balance for the benefit of the provider and respect for the service-at-cost principle for the benefit of the user.

The use of a maximum-tariff concept is not new to ARESEP’s work, as it falls within the exclusive and nondelegable powers that the legal framework grants it to balance the interests of the operator and users when setting prices and tariffs.

In determining the price per kWh, an hourly, seasonal, or combined tariff structure may be defined. The purchaser must establish the parameters in the procurement terms or, failing that, allow private generators to submit bids in accordance with this methodology. A structure based on energy blocks may also be defined, provided it is justified by the needs of SEN and the optimization of the available generating fleet.

Under Article 22 of the Regulations to Chapter I of Law No. 7200, Decree No. 37124-MINAET, the purchaser must consider, among other things, SEN’s supply needs, the term of the concession, the plant’s remaining useful life, the public interest, the estimated cost of the contract, optimal continuity of service, sectoral public policy, the convenience and economic optimization of the service, and SEN’s operational security, all within the limits set out in Article 7 of Law No. 7200.

For purposes of this methodology, providers must submit information on the portion or percentage of electrical energy intended for sale. Using this information, and in accordance with Article 32 of Law No. 7593, the costs, expenses, and investment associated with the service will be analyzed by applying the principles of proportionality, reasonableness, and service at cost, in order to determine which of them effectively correspond to production for sale.

For the tariff analysis, “last harvest period” means the period that coincides with the months within the fiscal period authorized by the Ministerio de Hacienda for each company subject to this methodology or, failing that, the applicable national fiscal year end. Under no circumstances will information that does not strictly correspond to that period be used, except for duly justified and reconciled adjustments made to ensure consistency and traceability.

8.4. Selection and application of the regulatory approach At the current stage of the biomass cogeneration market, this methodology will be applied by determining individual maximum tariffs for each operator, for both new and existing plants, in accordance with the specific rules set out in the corresponding chapters of this instrument.

This approach is justified by current conditions in the regulated market, which is characterized by few participants and significant differences among cogenerators’ operating, technological, financial, and cost structures. While this low level of participation and significant heterogeneity among cogenerators persist, applying a maximum tariff scheme per operator—calculated from each provider’s financial, accounting, technical, and operating information, duly verified by ARESEP—is more technically consistent. This mechanism allows for more precise recognition of costs and expenses attributable to the regulated service, strengthens the traceability of the tariff calculation, and better aligns with the principle of service at cost.

In addition, using maximum tariffs per operator accommodates the particular features of biomass cogeneration, where energy sales are linked to a principal production process other than electricity generation, and where available biomass, the share allocated to self-consumption, contracted capacity, the length of the harvest period, and whether the plant is new or existing may vary substantially among providers.

Without prejudice to the foregoing, the scheme established in this methodology responds to current market conditions and may therefore be reviewed in the future. As the sector develops further, the number of operators increases, and more homogeneous and comparable information becomes available, the Regulatory Authority may assess whether industry-wide tariff-setting mechanisms should be adopted, as indicated in Section 12, entitled “Monitoring and evaluation.” Accordingly, the methodology takes a gradual and cautious approach: under current conditions, it applies maximum tariffs per operator in response to market realities; looking ahead, it provides for monitoring and review mechanisms that may allow the tariff model to be adjusted if sector developments show that technical and regulatory conditions for industry-wide treatment are in place.

8.5. Chapter I: New electrical energy cogeneration plants 8.5.1. Formulation of the model The tariff is defined by calculating a maximum tariff per private cogenerator. This mechanism is intended to provide flexibility so that the parties can determine the amount to be billed based on the maximum tariff established by ARESEP and the kWh sold. The tariff per kWh may not exceed the established maximum price and must harmonize and balance the interests of the service provider and the user. Accordingly, when setting the tariff, the aim must be both financial balance for the benefit of the provider and service at cost for the benefit of the user.

The maximum tariff is defined as follows:

Where, Tm = Maximum tariff for the provider per kWh.

CE = Annual operating cost.

CFC = Annual fixed capital cost.

EV = Expected annual energy sales in kW.

The variable “Expected annual energy sales in kW (EV)” may be expressed as a function of contracted capacity (Pcon), the hours the plant operated (H), and the capacity factor (Fp). The foregoing formula may therefore be expressed as follows:

Simplifying the expression as follows:

Where, The maximum tariff approved by the Regulatory Authority is the upper limit applicable to the sale of electrical energy generated through biomass cogeneration. Accordingly, the final amount billed will be the amount negotiated and agreed upon by the parties within the range permitted by that maximum tariff, and may in no case exceed the amount approved by ARESEP. The agreed tariff must be consistent with the principles of reasonableness, proportionality, and service at cost, seeking to balance the interests of the energy purchaser and the private generator. The tariff may not compromise continuity of service or the private generator’s financial sustainability and must therefore account for the necessary, reasonable costs and expenses attributable to the regulated activity of selling electrical energy.

8.5.2. Annual operating cost per contracted kW (CEkW) The annual operating cost includes the costs necessary to maintain and operate a cogeneration plant. It recognizes: a) costs proportional to the contracted capacity for energy sales, where they are shared between self-consumption and the sale of surplus energy; and b) costs exclusively associated with the sale of energy. Operating costs consist of operating, maintenance, and administrative costs and other general expenses, including the regulatory charge.

The operating cost does not include: a) depreciation expenses; b) financial expenses; or c) taxes on profits or earnings, in accordance with the applicable regulations in force.

Nor will the value or transportation cost of the raw material be recognized as an operating cost. The raw material (biomass) is understood to be a byproduct of the company that is used alternatively in the electric power generating plant. Since the company and the generating plant are at the same site, transporting that raw material to the generating plant would not be required.

The annual operating cost per contracted kW is determined using the following formula:

This value will be calculated using the financial and accounting information of the providers to which this methodology applies. That information must pass the verification filters established by Article 32 of Law No. 7593. Accordingly, the following will not be included:

• a)costs that are not necessary to maintain and operate the power plant;
• b)costs not technically demonstrated and justified as necessary to provide the regulated public service; and
• c)costs disproportionate to providing the regulated public service, which consists solely of cogenerating electrical energy for sale to the energy purchaser.

The most recent available annual financial and accounting information will be used, in accordance with the regulatory accounting provisions issued by ARESEP for this sector. If the annual operating cost cannot be estimated because the provider is in its first year of operation and has no audited financial statements or regulatory accounting, the operator’s maximum tariff will be estimated as provided in Section 8.4.6, entitled “Other considerations.” The data cutoff date used as an input for the tariff calculation will be the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year end established nationally by law.

The date on which the tariff-setting process begins and the corresponding tariff-study files are opened must include updated information for all variables as of the cutoff date mentioned above.

8.5.3. Annual fixed capital cost per contracted kW (CFCkW) The fixed capital cost represents the remuneration associated with the investment made in a generating plant’s assets. In general, it is the mechanism that recognizes the value of the capital committed to generation infrastructure and the return expected on that capital. For new plants, it is necessary to recognize recovery of the invested capital, as well as the return associated with that capital, since the investor has not yet recovered the initial investment.

The annual fixed capital cost per contracted kW for new generating plants is determined using the following formula:

8.5.3.1. Investment amount per contracted kW (IkW) The investment amount (I) to be recognized corresponds to the cost of infrastructure, machinery, and equipment used for cogeneration. It recognizes: a) investment proportional to the contracted capacity for energy sales, where the investment is shared between self-consumption and the sale of surplus energy; and b) investment exclusively associated with energy sales.

The investment amount per contracted kW is obtained using the following formula:

The investment amount will be calculated using financial and accounting information drawn from audited financial statements and regulatory accounting, in accordance with the provisions established by the Intendencia de Energía. Each provider to which this methodology applies must submit that information.

That information must pass the verification filters established by Article 32 of Law No. 7593. Accordingly, the following will not be included: a) investments unrelated to energy sales; b) investments not technically demonstrated and justified as necessary for the public service; or c) excessive or disproportionate investments for providing the regulated public service, which consists solely of cogenerating electrical energy for sale to the energy purchaser.

Assets related to the plant’s economic activities other than cogeneration will not be recognized. For assets used both in cogeneration and in other economic activities of the plant, only the proportion of the asset amount used for cogeneration of electrical energy will be recognized.

For this variable, the acquisition value of the fixed asset corresponding to property, plant, and equipment (the accounting term for property used to provide the public service) used for cogeneration will be considered. Those assets will be valued at their value updated to the present, where applicable as detailed below. This information will be supplied through regulatory accounting.

To update the investment to present value, the company must value its assets in accordance with the International Financial Reporting Standards (NIIF) or International Accounting Standards (NIC) applicable to this matter, or in accordance with the international standard that may eventually be adopted nationally. For this purpose, it may apply either the cost model or the revaluation model.

If the revaluation model is chosen, the fair value of the assets must be estimated and technically supported and justified. The company must also maintain its accounting records in accordance with those standards, separating balances recorded at cost from those corresponding to revaluations in order to ensure proper traceability and monitoring.

In addition, companies must justify and submit documentation supporting the accounting policy adopted under those standards. That policy must have been duly reviewed and endorsed by the external auditors as part of the financial statement audits.

If the audited financial statements contain qualifications, an adverse (negative) opinion, or a disclaimer of opinion by the auditor, and the findings indicate that asset valuation does not comply with the International Financial Reporting Standards (NIIF) or the international standard adopted nationally, or that the company lacks asset valuation accounting policies compliant with those standards, the investment value used for tariff calculation will be the assets’ acquisition value.

If the investment cost cannot be estimated because the provider is in its first year of operation and has no audited financial statements or regulatory accounting, the operator’s maximum tariff will be estimated as provided in Section 8.4.6, entitled “Other considerations.” 8.5.3.2. Capital recovery factor (Frc) The capital recovery factor is used to convert an initial investment amount into a constant payment over a period of years. Its principal function is to distribute the present value of that investment across a uniform series of payments that simultaneously reflect recovery of the capital and the return required on that capital. This is done by applying a discount rate that incorporates the cost of financing. In this way, the amount is distributed across annual payments, each of which includes two components: one intended to recover the invested amount (that is, repay the capital), and another that compensates the investor for the use of its capital during the established period (equivalent to the return on, or cost of, capital).

The formula used for the estimate is as follows:

8.5.3.2.1. Return for development (R) The development return rate is calculated by applying the Weighted Average Cost of Capital (WACC), as shown in the following formula:

Vcp = Equity capital value. This value corresponds to own resources or equity.

See Section 8.5.3.2.1.2, entitled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Ccp = Rate of return on capital contributions. See Section 8.5.3.2.1.1, entitled “Rate of return on capital contributions (Ccp).” 8.5.3.2.1.1. Rate of return on capital contributions (Ccp) The return on capital contributions is calculated using the method known as the Capital Asset Pricing Model, commonly referred to as CAPM.

To estimate the cost of equity capital, the result of applying CAPM must be converted to colones. Because the information used is based on rates expressed in U.S. dollars, conversion to colones is necessary; the covered interest rate parity is therefore used. That “parity condition establishes that the difference between the interest rate in local currency and that in foreign currency is equal to the expected exchange rate variation (Durán & Tenorio, 2008, p. 8)”7.

7Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensitivity of portfolio capital to the premium and implications for economic policy (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR. “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” This conversion is therefore expressed as follows:

“Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” The levered beta is obtained using the following formula:

Where, βa = Levered beta of the investment.

βd = Unlevered beta. See Section 8.5.3.2.1.2, entitled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Ti = Tax rate. See Section 8.5.3.2.1.2, entitled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vd = Debt value. See Section 8.5.3.2.1.2, entitled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vcp = Equity capital value. This value corresponds to own resources or equity.

See Section 8.5.3.2.1.2, entitled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” 8.5.3.2.1.2. Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development The sources, specifications, and characteristics of the parameters required to estimate the return for development are as follows:

1. Cost of debt (Cd): To determine the cost of debt, the average negotiated lending rate (TAN) for the industrial sector, in colones, of Other Deposit-Taking Corporations (OSD)8 will be used, based on the values for the five most recent years as of the cutoff date for the financial and accounting information used in setting the tariff. This date will be the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda or, failing that, the fiscal year end established nationally by law. The information will be taken from the Banco Central de Costa Rica’s monthly publication entitled “Negotiated lending rate (TAN), by economic activity and financial intermediary group, in colones.” 8Includes banks, cooperatives, mutual associations, and finance companies.

3. Debt value (Vd) and equity capital value (Vcp):

• Debt value (Vd) includes only interest-bearing obligations exclusively for electrical energy cogeneration. The data will be taken from the audited financial statements and regulatory accounting, together with any supplementary information established by ARESEP, as of the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year end established nationally by law.

• Equity capital value (Vcp) corresponds to own resources or equity exclusively for electrical energy cogeneration. The data will be taken from the audited financial statements and regulatory accounting, together with any supplementary information established by ARESEP, as of the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year end established nationally by law.

4. Exchange rate variation (Vtc): The specific figure for “Market expectations for 12-month exchange rate variation,” published by the BCCR or by any future replacement publication, will be used for the month following the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year end established nationally by law.

5. Risk-free rate (Kl): The nominal Treasury constant maturity rate (TCMNOM) for United States Treasury Bonds with a 10-year maturity, available on the Federal Reserve’s website at: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

6. Risk premium (Pr) and country risk (Rp):

• For the risk premium (Pr), the variable called “Implied ERP (FCFE)” or its replacement variable will be used.

• For country risk (Rp), the published value for Costa Rica will be used from the data called Risk Premiums for the other markets, where country risk is called Country Risk premium.

The values for these variables will be obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran at http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the source is no longer available, another publicly accessible, reliable source specializing in the production of technical information that is traceable, continuous, and current will be used. The decision to use this or another variable if it is unavailable must be technically justified, as required by Article 16 of the General Law of Public Administration.

7. Unlevered beta (βd): The unlevered beta will correspond to the sector designated “Utility (general)” and will be obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran at http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the source is no longer available, another publicly accessible, reliable source specializing in the production of technical information that is traceable, continuous, and current will be used. The decision to use this or another beta if it is unavailable must be technically justified, as required by Article 16 of the General Law of Public Administration.

The information source selected for the variables described in items 5, 6, and 7 will be used consistently with respect to the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and calculation of the average (arithmetic mean of the 5 observations for the 5 most recent years for which information is available). If ARESEP cannot obtain a recent historical series containing 5 annual observations for any of the variables mentioned, a series of fewer than 5 years will be used, but it must be the same length for all variables.

8.5.3.2.2. Economic life of the project (Ve) For purposes of this model, the project’s economic life is 20 years, equal to the term of the contract considered in the model for setting the tariff. It is assumed that this economic life is shorter than the project’s useful life.

8.5.3.2.3. Plant age (Ed) For new plants, plant age is assigned a value of zero (EdNu=0) to ensure that the recovery period matches the contract term. This is because a capital recovery factor (Frc) is used to estimate a constant payment over the entire contract period, recognizing recovery of the invested capital and the return associated with that capital.

8.5.4. Annual operating hours (H) This is the number of hours the plant operated while generating energy during the harvest period. It is estimated as the number of operating days multiplied by the number of hours in a day. The formula used for the estimate is:

H = 24 * D (Formula 12) Where, H = Number of hours per year that the plant operated while generating energy.

D = Annual harvest days.

For new plants, because sufficient historical information is unavailable at the start of operations, the Regulatory Authority may use verifiable historical information on harvest periods to calculate annual harvest days where the plant was already operating and generating energy before electricity sales began. This is subject to verification of the information’s consistency, traceability, and regulatory relevance. If operating hours cannot be estimated because the provider is in its first year of operation, the provider’s maximum tariff will be estimated as provided in Section 8.4.6, entitled “Other considerations.” For subsequent years, based on the information available, the Regulatory Authority will calculate annual harvest days as the simple average of the harvest periods actually observed since the plant began commercial operation, as follows:

• For the second year of operation, the information for the first observed harvest period will be used.

• For the third year of operation, the simple average of the first two observed harvest periods will be used.

• For the fourth year of operation, the simple average of the first three observed harvest periods will be used.

• For the fifth year of operation, the simple average of the first four observed harvest periods will be used.

Once the plant has five observed harvest periods, annual harvest days will be estimated as the simple average of the last five periods, consistent with the provisions for existing plants in this methodology.

The last harvest period will be the most recent harvest period included in the available financial and accounting information before the start of the tariff-setting procedure, ending on the fiscal year end authorized by the Ministerio de Hacienda or, failing that, the fiscal year end established nationally by law.

8.5.5. Capacity factor (Fp) The capacity factor is defined as the ratio between the energy actually produced by a plant during a given period and the maximum energy it could have generated if it had operated at its rated capacity during every hour of that same period. In general, this indicator provides an approximation of the degree to which installed capacity is used and reflects the plant’s technical operating conditions, the availability of the energy resource, and operational constraints specific to each technology.

However, observed capacity factors differ among biomass plants. This is explained mainly by the regularity of the raw material supply.

When supply depends exclusively on a seasonal agricultural residue, the plant tends to operate only during part of the year. Consequently, its annual capacity factor is lower than that of a plant with a diversified supply chain or storage systems that ensure biomass is available throughout the year, allowing plants to operate continuously and achieve capacity factors close to the technology’s technical maximum.

According to the International Renewable Energy Agency’s (IRENA) global analysis of bioenergy electricity generation projects, biomass plants can achieve capacity factors between 85% and 95% when biomass supply remains constant throughout the year.

In Costa Rica, for purposes of tariff calculation, the methodology uses information exclusively for the harvest period—the zafra days—when biomass is effectively available and cogeneration plants operate. Accordingly, the capacity factor is not estimated on an equivalent annual basis, but as a utilization factor for contracted capacity during the operating period when raw material is regularly available.

Under this premise, it is technically reasonable to use as a reference the range identified by IRENA for bioenergy plants that operate with a constant biomass supply, which is between 85% and 95%. For methodological purposes, the midpoint of that range, equivalent to 90%, is adopted because it is a balanced regulatory parameter that reflects efficient operating conditions during the harvest season, without assuming perfect availability of the plant or the resource.

This assumption applies specifically to electricity generation from sugarcane bagasse.

If another biomass source is involved, the area responsible for setting tariffs may assess whether it is appropriate to modify this percentage. For that purpose, ARESEP will establish the mechanism for making the corresponding adjustment, in accordance with Ley N.º 7593, its regulatory powers, science and technology, and the other applicable regulations.

8.5.6. Other considerations When a new plant is in its first year of operation and does not have the minimum information required to apply this tariff methodology, the Regulatory Authority may determine a provisional tariff, solely for that first year of operation, using benchmark criteria based on tariffs in force and approved at the time of the tariff setting for biomass cogeneration plants. For this purpose, the following criteria will be applied in succession:

1. When tariffs in force and approved for new plants using the same biomass source exist, the simple average of those tariffs will be used as the reference.

3. If there are no tariffs in force and approved for new plants, the highest tariff in force among existing plants regulated under the corresponding methodological framework will be used as the reference.

The tariff determined through this mechanism will be provisional and will apply only during the period in which the plant lacks the information necessary for full application of this methodology; in other words, a tariff based on the plant’s own data will be established once a complete calendar year of financial-accounting information is available.

Once the operator, in compliance with current legislation, has the information required to estimate the variables defined in this instrument, the tariff must be calculated under the ordinary procedure established in the methodology.

8.6. Chapter II: Existing electric power cogeneration plants 8.6.1. Model formulation For existing plants, the tariff is set by calculating a maximum tariff. This mechanism is intended to provide flexibility so that the parties can determine the amount to be billed, based on the maximum tariff established by ARESEP and the kWh sold. The tariff per kWh may not exceed the established maximum price and must harmonize and balance the interests of the service provider and the user. Accordingly, when setting the tariff, the aim must be to ensure both financial balance for the benefit of the provider and respect for the service-at-cost principle for the benefit of the user.

The maximum tariff is set as follows:

Where, Tm = Maximum tariff for the provider per kWh.

CE = Annual operating cost.

CFC = Annual fixed capital cost.

EV = Expected annual energy sales in kW.

The variable “Expected annual energy sales in kW (EV)” may be expressed as a function of contracted capacity (Pcon), the hours the plant was in operation (H), and the plant factor (Fp); therefore, the preceding formula may be expressed as follows:

Simplifying the expression as follows:

Where, Tm = Maximum tariff for the provider per kWh.

CEkW = Annual operating cost per contracted kW. See section 8.6.2., titled “Annual operating cost per contracted kW (CEkW).” CFCkW = Annual fixed capital cost per contracted kW. See section 8.6.3., titled “Annual fixed capital cost per contracted kW (CFCkW).” H = Number of annual hours during which the plant was in operation generating energy. See section 8.6.4., titled “Annual operating hours (H).” Fp = Plant factor. See section 8.6.5., titled “Plant factor (Fp).” The maximum tariff approved by the Regulatory Authority constitutes the upper limit applicable to the sale of electric energy generated through biomass cogeneration. Accordingly, the final tariff to be billed will be the tariff negotiated and agreed upon by the parties, within the range permitted by that maximum tariff, and may in no case exceed the amount approved by ARESEP. The agreed tariff must be consistent with the principles of reasonableness, proportionality, and service at cost, seeking to balance the interests of the energy buyer and the private generator. It also may not jeopardize continuity of service or the private generator’s financial sustainability and must therefore account for the costs and expenses that are necessary, reasonable, and attributable to the regulated activity of selling electric energy.

8.6.2. Annual operating cost per contracted kW (CEkW) Annual operating cost includes the costs necessary to maintain and operate a cogeneration plant, recognizing: a) costs proportional to the contracted capacity for energy sales, when they are shared costs between self-consumption and the sale of surplus energy; and b) costs exclusively associated with the energy sales activity. Operating costs consist of operating, maintenance, and administrative costs and other general expenses, including the regulatory levy.

Operating cost does not include: a) depreciation expenses, b) financial expenses, or c) taxes associated with profits or earnings, in accordance with the applicable regulations in force.

In turn, the value and transportation of the raw material will not be recognized as operating costs, because the raw material (biomass) is understood to be a by-product of the company that is used alternatively in the electric power generation plant; since the company and the generation plant are at the same site, that raw material would not need to be transported to the generating plant.

Annual operating cost per contracted kW is determined using the following formula:

Where, CEkW = Unit annual operating cost per contracted kW.

CE = Annual operating cost of the plant for energy sales.

CER = Operating cost recognized in other tariff methodologies established by ARESEP.

Pcon = Plant’s contracted capacity in kW at the time of the tariff study. Contracted capacity is the firm capacity, expressed in kilowatts (kW), agreed upon by the parties in the electric energy purchase and sale agreement entered into between the private cogenerator and the energy buyer. The recognized contracted capacity may not exceed the maximum limit established in Ley N.º 7200 or the regulations that replace it.

This value will be calculated using the financial-accounting information of the providers to which this methodology applies. That information must pass the verification filters established in Article 32 of Ley N.º 7593. Accordingly, the following will not be included: a) costs that are not necessary to maintain and operate the generation plant, b) costs not technically demonstrated and justified as necessary to provide the regulated public service, and c) costs that are disproportionate to providing the regulated public service, which is solely the cogeneration of electric energy for sale to the energy buyer.

The financial-accounting information used will be that for the latest available annual closing, in accordance with the regulatory accounting provisions issued by ARESEP for this sector.

The data cutoff date used as an input for the tariff calculation will be the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law.

The start date of the tariff-setting process and the opening of the respective tariff-study case files will include updated information for all variables as of the same cutoff date mentioned above.

8.6.3. Annual fixed capital cost per contracted kW (CFCkW) Fixed capital cost represents the remuneration associated with the investment made in a generation plant’s assets. In general, it is the mechanism that recognizes the value of the capital committed to generation infrastructure and the return expected on that capital.

For existing investments, the initial investment has already been recovered through previous contracts.

Accordingly, fixed capital cost must not recognize recovery of the original capital a second time; it may recognize only a return corresponding to a remaining portion of the investment’s value.

The annual fixed capital cost per contracted kW for existing generation plants is determined using the following formula:

Where, CFCkW = Annual fixed capital cost per contracted kW.

IkW = Investment amount per contracted kW. See section 8.6.3.1., titled “Investment amount per contracted kW (IkW).” Fu = Remaining utilization factor for each provider (%). See section 8.6.3.2., titled “Remaining utilization factor (Fu).” R = Return for development rate. See section 8.6.3.3., titled “Return for development rate (R).” 8.6.3.1. Investment amount per contracted kW (IkW) The investment amount (I) to be recognized corresponds to the cost of infrastructure, machinery, and equipment, recognizing: a) investment proportional to the contracted capacity for energy sales, when it is shared investment between self-consumption and the sale of surplus energy; and b) investment exclusively associated with the energy sales activity—in other words, investment that would not be required if the plant operated solely for self-consumption.

The investment amount per contracted kW is obtained using the following formula:

Where, IkW = Investment amount per contracted kW.

I = Investment amount.

IR = Investment amount recognized in other tariff methodologies established by ARESEP.

Pcon = Plant’s contracted capacity in kW at the time of the tariff study. Contracted capacity is the firm capacity, expressed in kilowatts (kW), agreed upon by the parties in the electric energy purchase and sale agreement entered into between the private cogenerator and the energy buyer. The recognized contracted capacity may not exceed the maximum limit established in Ley N.º 7200 or the regulations that replace it.

The investment amount will be calculated using financial-accounting information from audited financial statements and regulatory accounting, in accordance with the provisions established by the Energy Authority. Each provider to which this methodology applies must submit that information.

That information must pass the verification filters established in Article 32 of Ley N.º 7593. Accordingly, the following will not be included: a) investments unrelated to energy sales, b) investments not technically demonstrated and justified as necessary for the public service, or c) excessive or disproportionate investments for providing the regulated public service, which is solely the cogeneration of electric energy for sale to the energy buyer.

Assets related to economic activities of the plant other than cogeneration will not be recognized. For assets used both in cogeneration and in other economic activities of the plant, only the proportion of the asset amount used for electric power cogeneration will be recognized.

For this variable, the acquisition value of the fixed asset corresponding to property, plant, and equipment (the accounting term for assets used in the public service) used for cogeneration will be considered. Those assets will be valued at their value updated to the present (in the cases where applicable, as detailed below), based on information provided through regulatory accounting.

With respect to updating the investment to present value, the company is required to value its assets in accordance with the applicable International Financial Reporting Standards (NIIF) or International Accounting Standards (NIC) on this subject, or in accordance with any international standard that may eventually be adopted nationally. For this purpose, it may apply either the cost model or the revaluation model.

If it chooses the revaluation model, the fair value of the assets must be estimated and technically supported and justified. The company must also keep its accounting records in accordance with those standards, separating balances recorded at cost from those corresponding to revaluations to ensure adequate traceability and monitoring.

In addition, companies must justify and submit documentation supporting the accounting policy adopted under those standards. The policy must be duly reviewed and endorsed by the external auditors as part of the audits of the financial statements.

If the audited financial statements contain qualifications, an adverse (negative) opinion, or a disclaimer of opinion by the auditor, and the findings indicate that asset valuation does not comply with the International Financial Reporting Standards (NIIF) or the international standard adopted nationally, or that the company does not have asset valuation accounting policies that comply with those standards, the acquisition value of the assets will be considered the investment value for purposes of the tariff calculation.

8.6.3.2. Remaining utilization factor (Fu) The remaining utilization factor of a cogeneration plant represents the remaining useful life of an asset at a particular point in its life, based on the total age of the main asset. The remaining utilization factor is as follows:

Where, Fu = Remaining utilization factor (%).

Vu = Useful life indicated by the manufacturer for the plant’s most important asset.

Edex = Age of the plant for the existing investment at the time of the contract.

DC = Contract duration in years.

Some considerations concerning the above parameters are specified below:

1. Useful life (Vu) is the period during which the plant’s most important asset—in this case, the generator—is expected to be used to produce energy, as well as the period during which the asset loses value. The useful life of a biomass electric generation plant will be calculated based on the information submitted by each provider regarding the useful life of the turbogenerator used. If several turbogenerators with different useful lives are used, the useful life will be determined by a simple average. The maximum useful life eligible for recognition is 50 years.

& Pohekar, S. (2014) and Perwez, U. et al. (2015)).

9CERC. (2024). Terms and Conditions for Tariff Determination from Renewable Energy Sources Regulations, 2024. Central Electricity Regulatory Commission, New Delhi, India. Explanatory memorandum: https://cercind.gov.in/2024/draft_reg/RETariff- Regulations-EM.pdf 8.6.3.3. Return for development (R) The return for development rate is calculated by applying the Weighted Average Cost of Capital (WACC), as shown in the following formula:

Where, R = Return for development rate.

Cd = Cost of debt. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Ti = Tax rate. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vd = Debt value. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vcp = Equity value. This value corresponds to own resources or equity. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Ccp = Return rate on capital contributions. See section 8.6.3.3.1., titled “Return rate on capital contributions (Ccp).” 8.6.3.3.1. Return rate on capital contributions (Ccp) The return on capital contributions is calculated using the method known as the Capital Asset Pricing Model (CAPM).

To estimate the cost of equity, the result of applying CAPM must be expressed as an equivalent amount in colones. Since the information used is based on rates expressed in U.S. dollars, conversion to colones is considered necessary, so covered interest rate parity is used. That “parity condition establishes that the differential between the interest rate in local currency and in foreign currency is equal to the expected exchange rate variation (Durán & Tenorio, 2008, p. 8)”10.

10 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensitivity of portfolio capital to the premium and implications for economic policy (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR.

Therefore, this equivalence is expressed as follows:

Where, Ccp = Return rate on capital contributions.

Ccp$ = Return rate on capital contributions in United States dollars (USD). See formula 22.

Vtc = Expected exchange rate variation rate. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” To estimate “Ccp$,” the CAPM method will be used according to the following procedure:

Where, Ccp$ = Return rate on capital contributions in United States dollars (USD).

Kl = Risk-free rate. This is an investment alternative that poses no risk to the investor. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” βa = Levered beta of the investment. See formula 23.

Pr = Risk premium. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” λ = Country risk absorption factor. Estimated using the industry unlevered beta (βd). See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Rp = Country risk. This is the risk of an economic investment due solely to factors specific to and common within a particular country. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” The levered beta is obtained using the following formula:

Where, βa = Levered beta of the investment.

βd = Unlevered beta. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Ti = Tax rate. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vd = Debt value. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” Vcp = Equity value. This value corresponds to own resources or equity. See section 8.6.3.3.2., titled “Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development.” 8.6.3.3.2. Sources, specifications, and characteristics of the parameters for the return for development The sources, specifications, and characteristics of the parameters required to estimate the return for development are as follows:

1. Cost of debt (Cd): The cost of debt will be obtained using the average negotiated lending rate (TAN) for the industrial sector, in colones, of Other Deposit-Taking Corporations (OSD)11, based on values for the last five years, as of the date of the financial-accounting information used for the tariff setting. This date will correspond to the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law. The information will be taken from the monthly publication issued by the Banco Central de Costa Rica titled “Negotiated lending rate (TAN), by economic activity and financial intermediary group, in colones.” 11 Includes banks, cooperatives, mutual savings and loan associations, and finance companies.

3. Debt value (Vd) and equity value (Vcp):

• Debt value (Vd) includes only obligations bearing financial costs that are exclusively for electric power cogeneration. The data will be taken from audited financial statements, regulatory accounting, and complementary information established by ARESEP, as of the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law. Financial obligations associated with the plant’s initial investment, whose recovery was recognized through previous contracts, will not be recognized. Investments related to replacement of strategic assets, technological modernization, among others, may be recognized if the Energy Authority determines they warrant review based on their technical justification, relation to service provision, and the characteristics of the debt.

• Equity value (Vcp) corresponds to own resources or equity exclusively for electric power cogeneration. The data will be taken from audited financial statements, regulatory accounting, and complementary information established by ARESEP, as of the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law.

4. Exchange rate variation rate (Vtc): The specific value published for “Market expectations for exchange rate variation over 12 months” by BCCR, or the publication that replaces it in the future, will be used for the month following the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the tariff applies or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law.

5. Risk-free rate (Kl): This is the nominal rate (TCMNOM) of United States Treasury Bonds with a 10-year maturity, available on the website of the United States Federal Reserve at: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

6. Risk premium (Pr) and country risk (Rp):

• For the risk premium (Pr), the variable called “Implied ERP (FCFE)” or the variable that replaces it will be used.

• For country risk (Rp), the published value for Costa Rica will be used from the data called “Risk Premiums for the other markets,” where country risk is called “Country Risk premium.” The values for these variables will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran at http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the information source is no longer available, another publicly accessible, reliable source specializing in the generation of technical information that is traceable, continuous, and current will be used. The decision to use this or another variable if it is unavailable must be technically justified, as provided in Article 16 of the Ley General de la Administración Pública.

7. Unlevered beta (βd): The unlevered beta will correspond to the sector called “Utility (general)” and will be obtained from information published by Dr. Aswath Damodaran at http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the information source is no longer available, another publicly accessible, reliable source specializing in the generation of technical information that is traceable, continuous, and current will be used. The decision to use this or another beta if it is unavailable must be technically justified, as provided in Article 16 of the Ley General de la Administración Pública.

The information source selected for the variables described in points 5, 6, and 7 will be used consistently with respect to the length of the historical series (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the 5 most recent years for which information is available). If ARESEP cannot obtain a recent historical series with 5 annual observations for any of the variables cited, a historical series of fewer than 5 years will be used, but it must be the same for all variables.

8.6.4. Annual operating hours (H) This is the number of hours the plant was in operation generating energy during the harvest period. It is estimated as the number of operating days multiplied by the number of hours in a day; the formula used for the estimate is as follows:

Where, H = Number of annual hours during which the plant was in operation generating energy.

D = Annual harvest days.

For existing plants, the providers to which this methodology applies must indicate the annual harvest period (in days) for the last 5 periods to reflect the variable’s behavior in a stable manner.

The last harvest period will be the most recent harvest period included in the available financial-accounting information before the start of the tariff-setting procedure, which ends on the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law.

Based on this information, ARESEP will calculate annual harvest days using the simple average of the harvest days for the last 5 periods.

8.6.5. Plant factor (Fp) Plant factor is defined as the ratio between the energy actually produced by a plant during a given period and the maximum energy it could have generated if it had operated at its rated capacity for every hour of that same period. In general, this indicator approximates the degree of utilization of installed capacity and reflects the technical operating conditions, availability of the energy resource, and operating constraints specific to each technology.

However, plant factors observed among different biomass plants vary. This is explained primarily by the regularity of the raw material supply.

When supply depends exclusively on a seasonal agricultural residue, the plant tends to operate only during part of the year and, consequently, its annual plant factor is lower than when there is a diversified supply chain or storage systems that ensure biomass availability throughout the year, allowing plants to operate continuously and achieve plant factors close to the technology’s technical maximum.

According to the global analysis of electric power generation projects using bioenergy conducted by the International Renewable Energy Agency (IRENA), biomass plants can achieve plant factors between 85% and 95% when the biomass supply remains constant throughout the year.

In Costa Rica, for purposes of tariff calculation, the methodology uses information corresponding exclusively to the harvest period—sugarcane harvest days—the period during which effective biomass availability and cogeneration plant operations are concentrated. Accordingly, the plant factor is not estimated on an equivalent annual basis, but as a utilization factor for contracted capacity during the operating period in which the raw material is regularly available.

Under this premise, it is technically reasonable to use as a reference the range identified by IRENA for bioenergy plants that operate with a constant biomass supply, which is between 85% and 95%. For methodological purposes, the midpoint of that range, equivalent to 90%, is adopted because it is a balanced regulatory parameter that reflects efficient operating conditions during the harvest season, without assuming perfect availability of the plant or the resource.

This assumption applies specifically to electricity generation from sugarcane bagasse.

If another biomass source is involved, the area responsible for setting tariffs may assess whether it is appropriate to modify this percentage. For that purpose, ARESEP will establish the mechanism for making the corresponding adjustment, in accordance with Ley N.º 7593, its regulatory powers, science and technology, and the other applicable regulations.

9. CURRENCY IN WHICH THE TARIFF WILL BE EXPRESSED The tariffs resulting from the detailed methodology will be expressed and billed in colones (¢).

The terms on which payments are made will be defined in accordance with what the parties establish by contract and the applicable regulations.

10. ANNUAL APPLICATION OF THE TARIFF INSTRUMENT Tariffs will be updated annually. The tariff-setting procedures will begin with the opening of the respective administrative case files (one per provider) on the last business day of July each year. This methodology will be applied according to its components, using the available information and the criteria set out in each section.

11. POWERS OF ARESEP’S INTERNAL AREA RESPONSIBLE FOR SETTING TARIFFS This methodology will be applied by the body to which the Board of Directors has assigned the power to set tariffs and prices for the electric power sector.

This methodology will be applied annually through the ordinary tariff-setting procedure provided for in Ley N.º 7593 and its corresponding regulations; the corresponding notice convening a public hearing must be published.

12. OBLIGATIONS OF OPERATORS OR AGENTS Private generators covered by Chapter I of Ley N.º 7200, in their capacity as regulated providers (Art. 5, subsection a, Ley N.º 7593), are required to provide the information that the internal ARESEP area responsible for setting tariffs for this sector determines is needed for the tariff calculation. This is in accordance with Articles 14 (subsections c and d) and 24 of Ley N.º 7593. For this purpose, the Authority will define the list of requirements, the submission format, and the frequency of submission.

Consistent with the foregoing, private generators are required to submit to the Energy Authority or the internal ARESEP area responsible for setting tariffs for this sector their audited financial statements for the fiscal year-end authorized by the Ministerio de Hacienda or, failing that, the fiscal year-end established nationally by law. These financial statements must be submitted annually, no later than the last business day of the fourth month after the relevant fiscal year-end.

They must also submit regulatory accounting under the terms established by resolution RIE-132-2017 of 22 December 2017, as updated by resolution RE-0060-IE-2021 of 21 September 2021, and by any other resolutions issued to collect information needed to carry out the corresponding regulatory functions.

ARESEP will request from providers the data needed to determine tariffs.

ARESEP may also request from the energy buyer or the System Operator (OS) the inputs that the internal ARESEP area responsible for setting tariffs for this sector considers relevant to that calculation. For that purpose, the responsible area will define the list of requirements, the submission format, and the frequency of submission.

13. MONITORING AND EVALUATION To promote continual improvement of the tariff instrument, verify its performance over time, and assess the development of the biomass cogeneration market, the Regulatory Authority will continuously monitor and evaluate this tariff methodology.

For that purpose, the competent internal ARESEP area will monitor the technical-operational, financial, and commercial information submitted by providers, as well as any other information needed to assess sector behavior, the reasonableness of approved tariffs, and the possible need for methodological adjustments, in accordance with the powers conferred by Ley N.º 7593 and the applicable sectoral regulations. This monitoring will be supported, among other inputs, by information from audited financial statements, regulatory accounting, energy generation and sales records, and information that may be requested from the energy buyer, the system operator, or other competent entities.

13.1. Review of the possibility of setting industry tariffs Because the proposed methodology is based on a maximum-tariff scheme for each provider, grounded in the sector’s current heterogeneity and the small number of providers with available information, ARESEP will review whether this approach remains appropriate once the market reaches a greater degree of development and comparability among operators. Accordingly, once there are at least five cogeneration companies subject to this tariff methodology, including new and existing plants and any biomass source, the Regulatory Authority must conduct a specific technical analysis to determine whether there are sufficient conditions to assess the possible establishment of industry tariffs, tariff bands, or other sectoral benchmark schemes.

The minimum number of cogeneration companies is based on the fact that estimating a value with a certain level of statistical confidence requires a minimum number of observations, since with very few data points any estimate is too uncertain to be useful for decision-making.

In this regard, statistics has a tool called the Student’s t-distribution, designed specifically for working with small samples. Unlike other methods that require large quantities of data, this distribution allows valid estimates to be made with few cases, provided the data are reasonably representative and do not contain extreme values that distort the results. Various authors in applied statistics, such as Walpole, Myers, and Myers (2012) and Devore (2016), recognize that confidence intervals with valid statistical interpretation can be constructed from 5 observations using the Student’s t-distribution. Although intervals obtained from small samples will be wider than those obtained from large samples, this does not invalidate them; it simply reflects honestly the uncertainty inherent in working with limited information.

In this context, and considering the study’s constraints regarding data availability, 5 companies are established as the minimum sample size for beginning the analysis of whether industry tariffs are viable. This criterion is consistent with the statistical literature and allows results with inferential validity, assuming the data meet the basic assumption of coming from an approximately normal distribution.

It should be noted that the mere existence of five cogeneration companies will not, by itself, automatically replace the tariff scheme for private cogenerators. That threshold will serve only as a condition for initiating a technical review of the current model, to determine whether the practical impossibility of applying an industry-based approach persists or whether market development makes it possible to construct common tariff benchmarks for the same industry or segment.

13.2. Sets of indices for monitoring the biomass cogeneration market As part of the ex post monitoring of the methodology, ARESEP will develop and keep updated a set of indices and indicators for monitoring the evolution of the main market variables related to electric power cogeneration using biomass. These indices and indicators are intended to identify trends, detect structural changes in the sector, improve the traceability of regulatory information, and generate objective inputs for future methodological or tariff reviews.

The information identified above may be grouped, among other ways, into the following dimensions: i) market structure indicators, such as the number of providers, the biomass source used, installed capacity, and contracted capacity; ii) operational performance indicators, such as operating hours, harvest days, capacity factor, energy generated, energy allocated to self-consumption, and energy sold; iii) economic and financial indicators, such as unit operating costs, recognized unit investment, financing structure, profitability, maintenance expenses, and administrative costs; and iv) tariff and regulatory indicators, such as changes in the approved maximum tariff, differences among tariffs by biomass source, tariff dispersion among providers, among others.

The specific definition of the indices, their calculation method, frequency, information sources, and analysis criteria shall be determined by the competent internal area of ARESEP, which may adjust or expand them as the market evolves or better information becomes available. The results of this monitoring may be used as input for assessing methodological adjustments, reviewing relevant assumptions in the tariff model, strengthening oversight processes, and providing technical support for any changes to the regulatory instrument.

14. TRANSITIONAL PROVISIONS 14.1. Transitional Provision I: First-time application of the methodology This methodology shall be applied for the first time in the ordinary annual tariff-setting process corresponding to the year in which it enters into force, under the following assumptions:

• If it enters into force before the public hearing for the annual application process for the tariffs estimated under Resolution RJD-004-2010, entitled “Tariff Methodology Based on the Typical Cost Structure of a Model Electricity Generation Plant Using Sugarcane Bagasse for Sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, and Its Indexation Formula,” the proceeding conducted under that resolution shall be closed, the corresponding case file shall be opened, and information shall be requested from the regulated entities in accordance with this methodology.

• If it enters into force after the public hearing for the annual application process for the tariffs estimated under Resolution RJD-004- 2010, entitled “Tariff Methodology Based on the Typical Cost Structure of a Model Electricity Generation Plant Using Sugarcane Bagasse for Sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, and Its Indexation Formula,” that process shall continue through completion under the methodological framework under which it began. The tariffs resulting from that process shall remain in force until replaced by the tariffs estimated and approved through the first application of this methodology. Once the new methodology is in force, the tariff-setting process for existing plants shall begin, with the opening of the corresponding case file and a request for information from the regulated entities in accordance with this methodology.

15. REPEALS In view of the proposed changes, it is considered appropriate to repeal the following resolutions:

• Resolution RJD-004-2010, “Tariff Methodology Based on the Typical Cost Structure of a Model Electricity Generation Plant Using Sugarcane Bagasse for Sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, and Its Indexation Formula,” published in La Gaceta No. 98 of 21 May 2010, and its amendments.

• Resolution RJD-162-2011, “Model and Cost Structure of an Electricity Generation Plant Using Biomass Other Than Sugarcane Bagasse, and Its Indexation Formula,” published in La Gaceta No. 233 of 5 December 2011, and its amendments.

(…)”

II.Repeal Resolution RJD-004-2010, “Tariff Methodology Based on the Typical Cost Structure of a Model Electricity Generation Plant Using Sugarcane Bagasse for Sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, and Its Indexation Formula,” published in La Gaceta No. 98 of 21 May 2010, and its amendments, and Resolution RJD-162-2011, “Model and Cost Structure of an Electricity Generation Plant Using Biomass Other Than Sugarcane Bagasse, and Its Indexation Formula,” published in La Gaceta No. 233 of 5 December 2011, and its amendments.

III.Consider as the response to the positions submitted at the virtual public hearing held on 24 July 2026 the statements in report IN-0045-DGDR-2026 of 5 August 2026, and thank the participants in this process for their valuable participation.

IV.Instruct the Secretariat of the ARESEP Board of Directors to notify Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario, and the Instituto Costarricense de Electricidad, in a single act, of the technical report responding to the positions submitted (IN- 0045-DGDR-2026) and this resolution.

V.Instruct the Secretariat of the Board of Directors, in accordance with the functions established in the RIOF, to arrange for publication in the official gazette La Gaceta of the “Methodology for the Ordinary Setting of Tariffs for Electricity Cogeneration Using Different Biomass Sources.”

VI.Instruct the Dirección General de Desarrollo de la Regulación to coordinate with the Dirección de Relaciones Institucionales the publication on the institutional website of the “Methodology for the Ordinary Setting of Tariffs for Electricity Cogeneration Using Different Biomass Sources.”

VII.Notify the Dirección General de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía of this resolution, as appropriate.

In compliance with Articles 245 and 345 of Law 6227, Ley General de la Administración Pública (LGAP), notice is hereby given that an ordinary motion for reconsideration and an extraordinary motion for review may be filed against this resolution with the Board of Directors.

Pursuant to Article 346 of the LGAP, the motion for reconsideration must be filed within three business days, counted from the business day following notification of this act, and the extraordinary motion for review must be filed within the time limits set out in Article 354 of that same law.

This resolution takes effect upon its publication in the official gazette La Gaceta.

PUBLISH, NOTIFY, AND COMMUNICATE.

Article 1 Record

El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas." A través de dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la ARESEP, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.

Nótese que, la observancia y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de los prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas, de conformidad con las leyes correspondientes.

Y de forma adicional, también se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa autorización de la ARESEP, siempre que no se afecten las condiciones del servicio a terceros.

En igual sentido, resulta aplicable al servicio en cuestión, el “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica” (Decreto 30065-MINAE) que establece:

"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley N.º 7593 (...).

"Artículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley N.º 7593.” La anterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el artículo 9 de la Ley N.º7593, debe tener todo prestador de un servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la ARESEP (en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas).

Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica.

Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las tarifas respectivas.

En este sentido, resulta importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de tarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés:

"(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su comercialización (...)".

5.3. Sobre la regulación de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el proceso de cogeneración Tal y como se ha indicado, la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, se encuentra debidamente regulada por parte de la ARESEP, desde el ejercicio de sus competencias y potestades otorgadas mediante la Ley N.º 7593.

Ahora bien, dependiendo del prestador del servicio de generación de energía eléctrica, así resulta aplicable el marco normativo específico para cada caso, igualmente, la Ley N.º 7593, su Reglamento y la demás normativa que emita la ARESEP les resulta aplicable, considerando tarifaria y metodológicamente aspectos propios del tipo de generador y de la fuente con la que se genere la energía eléctrica.

De esta forma, la ARESEP, como parte de sus potestades regulatorias, ha emitido metodologías tarifarias para la generación eléctrica privada, considerando entre otros aspectos, la fuente de generación sea ésta, hídrica, eólica, solar, térmica, geotérmica, o con biomasa.

En Costa Rica, tales fuentes son tomadas en su mayoría de los llamados recursos renovables, que son transformados en electricidad, lo que a su vez refleja el alto nivel de energía renovable que caracteriza a nuestro país.

En este sentido, es importante señalar que en el Plan Nacional de Desarrollo y de Pública del Bicentenario (2019-2022), se hizo referencia a la posibilidad de que Costa Rica sea la primera economía descarbonizada del mundo al año 2050, para lo cual se requiere disminuir paulatinamente hasta eliminar, el consumo de combustibles fósiles e incursionar aún más en un sistema cuya generación de energías renovables sea sostenible y autosuficiente, de modo que contribuya a mitigar el impacto de las actividades económicas en el medio ambiente.

En línea con lo anterior, el subsector de electricidad del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 contiene como parte de sus ejes, la sostenibilidad de la matriz energética. A su vez, sus objetivos buscan, entre otros, diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, de modo que se evite la participación relativa de la energía térmica dentro de la matriz energética nacional.

Lo anterior asociado al Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, establecido en el mencionado Plan, que apunta a aprovechar en mayor medida esas fuentes.

Ahora bien, la Política Energética Nacional, propuesta mediante el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030, se encuentra respaldada por una serie de ejes programáticos contenidos en este Plan.

De forma específica, a dicha política que propone, entre otros, el aumento de la contribución del sector energía a la competitividad productiva en el país, se le han aparejado una serie de acciones que buscan mejorar el marco metodológico que norma las fijaciones de tarifas de electricidad, entre otros.

Entre esas acciones, se encuentra “la creación o la mejora de algunas metodologías tarifarias requeridas para la compra de electricidad por parte del ICE a los generadores privados; en particular, las relacionadas con generación mediante biomasa y con residuos sólidos municipales. De esta forma, se busca aprovechar el potencial de generación con esas fuentes que posee el país.” El resaltado es propio.

Lo anterior, involucra directamente a la ARESEP que, en el ejercicio de sus competencias, como se ha indicado, regula la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, indistintamente de su fuente, definiendo entre otros, las metodologías tarifarias que corresponda aplicar en cada caso particular.

En este sentido, cabe resaltar que, para la ARESEP, no es novedoso lo referente a las metodologías tarifarias relativas a la generación con biomasa, pues desde el 2009, emitió la “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta Al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010 y vigente a la fecha, en la cual, se considera específicamente como fuente de generación el bagazo de caña, mediante el cual, se produce la energía que los generadores privados le venden al ICE a la luz, de la Ley N.º 7200, capítulo I.

En igual sentido, en el 2011, la ARESEP emitió el “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, aprobado mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011 y vigente a la fecha, también relativo a los generadores privados cubiertos por el capítulo I de la Ley N.º 7200.

Dicho modelo es aplicable al mismo tiempo que lo es la metodología referente al bagazo de caña, ello, dependiendo de la fuente de generación de la que se trate, así, se dispuso en éste:

“1.1. Objetivo y alcance (…)

Se excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo. (…)” De esta forma, como se puede observar, la ARESEP en el ejercicio de sus competencias regulatorias y en aras de la mejora continua, ha venido estableciendo metodológicamente lo referente a la generación eléctrica con biomasa y la revisión de los instrumentos técnicos para la regulación, en atención a lo dispuesto en la política energética establecida en el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030.

Ahora bien, ciertamente se ha venido haciendo referencia a la etapa de la generación como parte del servicio público de suministro de energía eléctrica, según el artículo 5 inciso a) de la Ley N.º7593, no obstante, tal y como se explicó en el anterior apartado 5. Justificación, en el caso que nos ocupa, se hace referencia específica a la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa.

Tal y como se explicó, en el caso que nos ocupa, se trata de una cogeneración, debido a que la energía eléctrica a partir del uso de biomasa es el resultado de una generación simultánea como parte de un proceso de energía térmica y eléctrica, de forma que, las plantas cogeneradoras consumen el calor y la energía para sus actividades y en función de su capacidad instalada aprovechan también para vender la energía eléctrica sobrante a la red eléctrica.

Es por ello por lo que, más que tratarse de una generación de energía eléctrica, en el sentido puntual que señala el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, se trata de una cogeneración, en el tanto, el prestador, finalmente produce energía eléctrica como resultado de un proceso propio de otra actividad productiva principal.

No obstante, lo anterior no deja de ser parte de la etapa de generación de suministro de energía eléctrica, pues, finalmente, se está produciendo energía para la venta al ICE, a la luz de la Ley N.º 7200, servicio que como se ha indicado, debe ser regulado por la ARESEP.

Adicionalmente, a la normativa mencionada, el “Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela”, Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET publicado en el Alcance N.º 72 del Diario Oficial La Gaceta N.º 108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la participación de generadores privados:

“Artículo 3.- Participación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en participar en la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto establezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento. El ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de veinte años. (…)” Además, este Decreto establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y precios de compra:

“(…) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200 y sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las plantas existentes. (…) Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.” Este artículo establece como una de las modalidades legalmente dispuestas para que la ARESEP, lo defina dentro de la metodología tarifaria, el precio máximo, lo cual es el enfoque que se presenta en esta propuesta, ello en el ejercicio de la discrecionalidad técnica con la que cuenta la ARESEP.

En ese sentido, la ARESEP cuenta con potestad técnica discrecional para definir las metodologías y modelos de cálculo para cada servicio público que regula. De modo que, conforme a parámetros, criterios y valoraciones técnicas, entre otros, puede determinar en cada caso particular la metodología que considere necesaria y adecuada.

Dicha discrecionalidad técnica está ampliamente reconocida en la jurisprudencia judicial. A manera de ejemplo se cita:

"(…) Nótese que la misma legislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de aquel órgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición no vinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que en orden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo, excluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa particularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe adoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa autoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los modelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en la fijación de las tarifas.

Como parte del principio de legalidad, las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el efecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia pública). Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe publicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de cálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe o no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica y constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios.

(…)” Resolución N.º 00557-F-2007 del 10 de agosto de 2007, de la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia.

Las normas mencionadas resultan concordantes con el “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés:

“Artículo 22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo.

Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N.º 7593, a su Reglamento y a este Reglamento.” El análisis integral del marco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31 al 36 de la Ley N.º 7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14 de la Ley N.º 7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo N.º. 37124-MINAET, artículo 23 y 26 del “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MPMINAE-MEIC, corresponde a la ARESEP fijar los precios y tarifas de dichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia de los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General de la República.

De esta forma, resulta evidente que la cogeneración en el sentido que propone esta metodología tarifaria, debe ser un servicio amparado no solo por la Ley N.º 7200, sino, también por la Ley N.º 7593 y su reglamento, que dispone funciones de regulación de la Autoridad Reguladora.

5.4. Ejercicio de la potestad tarifaria y metodológica de la ARESEP, en relación con los generadores privados amparados por el capítulo I de la Ley N.º 7200 En el caso que nos ocupa, es preciso identificar que las metodologías y modelos tarifarios que la ARESEP emita, a fin de realizar la fijación tarifaria para el servicio de generación de energía eléctrica producida, en este caso, a partir de la biomasa utilizando procesos de combustión, le resultan aplicables de forma exclusiva a los generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N.º 7200, excluyendo aquellos que generan en atención al Capítulo II de ésta (adicionado mediante la Ley N.º 7508).

Lo anterior, se sustenta no solo en la inclusión de la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica estipulado en el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, sino también, en la propia Ley N.º 7200, artículo 14 y en el Reglamento al Capítulo I de dicha Ley (Decreto N.º 37124-MINAET), artículo 20.

Por su parte, las tarifas referentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del Capítulo II de la Ley N.º 7200, indistintamente de su fuente, son definidas dentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de realizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de precios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley.

De modo que la ARESEP, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas.

6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional Según la organización intergubernamental “International Renewable Energy Agency” por sus siglas en inglés, IRENA, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo especializado en la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible de las energías renovables, del informe Renewable-Power- Generation Costs3 (2023, pág. 165), se destacan algunos datos para la generación con biomasa:

3https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Entre 2010 y 2024, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) promedio ponderado global de la bioenergía para proyectos de generación no siguió una tendencia específica al alza o a la baja. En 2024, el LCOE fue de 0,087 USD/kWh. Este valor fue un 1% mayor que en 2010 y un 19% superior al valor de 2023 de 0,073 USD/kWh. No obstante, en 2024 el LCOE se mantuvo por debajo de los niveles máximos observados durante el período 2010–2024.

• Para los proyectos de bioenergía que se pusieron en marcha en 2024, el costo total de instalación promedio ponderado global fue de USD 3 242 / kW. Esto representó un aumento del 16% respecto al promedio ponderado de 2023 de USD 2 795 / kW.

• Los factores de capacidad para las plantas de bioenergía son heterogéneos, dependiendo de la tecnología y la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global para proyectos de bioenergía varió entre un 67% registrado en 2012 y 2016, y 86%, registrado en 2017. En 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fue del 73%.

• En 2024, el LCOE promedio ponderado varió desde un mínimo de USD 0,062 / kWh en India y USD 0,065 / kWh en China, hasta máximos de USD 0,096 / kWh en Europa y USD 0,106 / kWh en América del Norte.

La información anterior se resume en el siguiente gráfico:

Gráfico 2. Costos totales instalados promedio ponderados globales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2024 El gráfico muestra la forma en que el costo instalado, el factor de capacidad y los costos del kWh han variado en los últimos años sin mostrar una tendencia clara hacia la baja o hacia el alza.

Gráfico 3. Costos totales instalados de proyectos de generación de bioenergía por materias primas seleccionadas y materias primas seleccionadas y país / región, 2000-2024 En el gráfico anterior, en el primer recuadro representa los costos instalados de la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se genera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de América, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de menos de USD 2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más pequeñas, entre 20 y 30 MW.

Según datos de IRENA (2024), los proyectos de generación eléctrica mediante bioenergía han exhibido una considerable variabilidad en sus factores de capacidad, dependiendo tanto de la tecnología utilizada como de la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fluctuó entre un 67% —valor observado en 2012 y 2016— y un máximo de 86% en 2017. Para 2024, dicho factor global se situó en 73%.

Cuando la biomasa disponible es constante a lo largo del año, algunas plantas pueden alcanzar factores de capacidad muy elevados —entre 85% y 95%. Sin embargo, este nivel de eficiencia disminuye si la materia prima depende de ciclos agrícolas estacionales. A ello se suma una preocupación creciente: el impacto potencial del cambio climático sobre la disponibilidad de biomasa, ya que las variaciones en los patrones de temperatura y precipitación podrían alterar no solo el volumen total anual disponible, sino también su distribución a lo largo del año.

Los datos utilizados por IRENA (2024) indican que las plantas que operan principalmente con bagazo tienden a mostrar factores de capacidad más bajos que aquellas basadas en otros tipos de biomasa. Durante el período analizado, tales plantas registraron valores típicos entre 50% y 60%, con extremos que van desde 39% en América del Norte hasta 82% en Europa. Por el contrario, las instalaciones que utilizan desechos vegetales u agrícolas —incluyendo residuos de madera—alcanzaron factores de capacidad ponderados por región que varían entre 63% y 93%. Entre estas, los residuos de madera sobresalen por su estabilidad como materia prima, mostrando valores agrupados típicamente entre 68% y 78%.

En el caso de Costa Rica, la materia prima disponible es estacional, al basarse en los tiempos de la cosecha de la caña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas plantas generan entre cuatro y cinco meses al año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que mantiene el División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, anterior CENCE) y que se encuentran disponibles en la ARESEP.

En el informe de Irena (2024, pág. 171), los costos fijos de operación y mantenimiento incluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina de los componentes de la planta, como calderas, gasificadores, equipos de manipulación de materias primas y otros elementos.

En total, según el mencionado informe estos costos de operación y mantenimiento representan entre el 2% y el 6% de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía bioenergética tienden a tener costos fijos de operación y mantenimiento por kW más bajos, debido a las economías de escala.

Dicho informe agrega que, los costos variables de operación y mantenimiento presentan un promedio de USD 0,004 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los costos fijos de operación y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de servicio son los componentes principales de los costos variables de operación y mantenimiento, aunque también incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la eliminación de cenizas.

Gráfico 4. LCOE por proyecto y promedios ponderados de proyectos de generación de energía bioenergética por materia prima y país / región, 2000-2024 Del gráfico anterior se puede observar que el promedio ponderado más alto para este período (2000-2024) fue de USD 0,106 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos cayeron entre USD 0,052 / kWh y USD 0,206 / kWh.

6.2. El modelo tarifario actual En relación con el modelo tarifario vigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta con dos metodologías tarifarias aprobadas por la ARESEP para la generación eléctrica con biomasa, a saber:

• “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma.

• “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta N.º 233 del 05 de diciembre de 2011 y su reforma.

En el caso de la metodología de bagazo de caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que considera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de electricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de inversión y de explotación.

Por su parte, el modelo de biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de costos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una estructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo de la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad.

Este último modelo se aprobó bajo la premisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación con fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy amplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes biomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como las condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama de condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos financiero-contables de cada generador.

En ambos modelos se establecen los procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como, los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.

6.3. Necesidades del sector regulado Como parte del proceso de mejora regulatoria, destacado en la definición y revisión de las metodologías tarifarias, la ARESEP ha procurado detectar en el ejercicio de su labor establecida mediante la Ley N.º 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos regulatorios, ello sin perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que se puedan conocer por parte de algún prestador o tercero interesado y que resulten susceptibles de considerarse en el proceso.

6.3.1. Observaciones del ICE El ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto, de dichas manifestaciones se destacan las siguientes:

• Desacuerdo con que las tarifas sean en dólares, esto dado a que las empresas realizan la mayoría de sus erogaciones por concepto de costos de operación y administrativos en colones.

• La inconveniencia de aplicar en la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son inconsistentes con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias.

• Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente.

• Ajuste por índices de precios, debido a que los costos de inversión y los costos totales cambian al actualizarlos por índices, sin embargo, en las empresas modelos se busca que los costos se actualicen por mejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos costos o incrementos que no representen ninguna eficiencia para la planta y que esto incentive a los generadores a ser más eficientes y así buscar la mejora de sus sistemas de producción.

• Cuestionamiento del porcentaje de reserva del bagazo.

• Porcentajes de distribución de la energía para consumo propio y la energía para la venta y su impacto en los costos de producción de la actividad de generación de energía.

• Reconocimiento de gastos que no son considerados en otras metodologías, entre ellos el gasto por impuesto de renta y los gastos financieros.

Adicionalmente, por medio de oficio 0510-55-2026 del 20 de enero de 2026, el ICE solicitó a ARESEP revisar y ajustar la metodología/tarifa aplicable a plantas de bagazo “existentes” (con contrato prorrogado), porque considera que la metodología vigente (planta modelo) sobrestima la tarifa al reconocer inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta nueva, aun cuando esos costos ya se habrían recuperado en el primer contrato.

6.3.2. Observaciones de la IE La IE, como aplicador de las metodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora, las cuales fueron remitidas a la DGDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos:

• Alcance de las fijaciones tarifarias extraordinarias.

• Falta de claridad en la metodología sobre cuáles variables pueden y deben actualizarse en las fijaciones tarifarias.

• Inclusión del uso de información proveniente de la contabilidad regulatoria.

• Reconocimiento del impuesto de la renta dentro de los costos tarifarios.

• Reconocimiento de los gastos financieros dentro de los gastos tarifarios.

• La indexación de los costos totales.

• La rentabilidad que se calcula sobre un monto de inversión que considera una planta siempre nueva.

• La conveniencia de fijar las tarifas en dólares.

6.3.3. Observaciones de la DGDR La DGDR, por medio del informe IN-0053-DGDR-2025 del 22 de setiembre de 2025, recomienda diferenciar explícitamente el tratamiento metodológico entre plantas nuevas y plantas existentes en cogeneración con biomasa, porque el enfoque para plantas nuevas debe incorporar recuperación de la inversión y la rentabilidad, mientras que la metodología de existentes debe reconocer principalmente la rentabilidad sobre el capital invertido. Por ello, esta dirección señaló que se requiere un tratamiento diferenciado, ya sea mediante metodologías separadas o mediante un apartado específico dentro de la misma metodología que permita reconocer y recuperar la inversión cuando corresponda.

Adicionalmente, la DGDR enfatizó que la variable clave para diferenciar entre plantas nuevas y existentes es el reconocimiento de la inversión: en plantas existentes no debe reconocerse nuevamente la recuperación de esa inversión (si ya fue reconocida en un primer contrato), mientras que en plantas nuevas sí debe reconocerse la recuperación junto con la rentabilidad.

6.4. Análisis de las necesidades del sector Posterior a la valoración de las necesidades del sector planteadas por el ICE, las empresas prestadoras y los equipos técnicos de la ARESEP, se propone consolidar en una sola metodología las reglas aplicables a la cogeneración con bagazo de caña y a la biomasa distinta del bagazo. Esta consolidación busca uniformar criterios, mejorar la trazabilidad de la información y fortalecer la consistencia regulatoria. No obstante, dada la naturaleza del negocio y los distintos estados de madurez de las inversiones, la metodología incorpora una segmentación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el fin de diferenciar el reconocimiento de la recuperación de la inversión y la rentabilidad, según corresponda.

En este contexto, la diferenciación entre plantas nuevas y existentes atiende una necesidad práctica del sector, particularmente en escenarios de renovación de contratos. En las plantas existentes, resulta determinante evitar el reconocimiento de componentes de inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta que inicia en “año cero”, cuando esos costos pudieron haber sido recuperados total o parcialmente en periodos contractuales previos. A su vez, para plantas nuevas, se justifica un tratamiento que reconozca tanto la recuperación de la inversión como la rentabilidad, sustentado en supuestos técnicos verificables (vida útil, vida remanente, antigüedad, condiciones de operación y estacionalidad).

Asimismo, considerando las particularidades de la cogeneración con biomasa y la información disponible, se plantea abandonar el esquema de planta modelo y adoptar un enfoque de tarifas máximas por empresa. Este criterio se sustenta en que la ARESEP cuenta con información financiero-contable y operativa auditada de un número reducido de prestadores y, además, se trata de plantas heterogéneas (en energía generada y en estructura de inversión, operación y mantenimiento). En ese sentido, definir un precio máximo por empresa a partir de valores reales (estados financieros auditados, contabilidad regulatoria y demás fuentes disponibles) permite reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador y establecer señales regulatorias más transparentes; adicionalmente, la tarifa máxima preserva un margen para la negociación entre las partes sin trasladar automáticamente supuestos uniformes que no representan la realidad de cada planta.

Finalmente, al incorporar la segmentación (nuevas/existentes) y el enfoque de tarifa máxima por empresa, la metodología puede mejorar la transparencia y la trazabilidad de los componentes reconocidos, reducir riesgos de distorsión y fortalecer el principio de servicio al costo. Al mismo tiempo, este enfoque exige complementar la aplicación tarifaria con criterios de depuración y verificación de la información y con mecanismos que promuevan eficiencia, de forma que se reconozcan únicamente costos necesarios y razonables para la prestación del servicio de generación destinada a la venta de excedentes.

(…)”

XIV.Que las respuestas a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, se fundamentan en el informe IN-0045-DGDR-2026, del 5 de agosto de 2026.

XV.Que con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es 1-Dictar la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. 2-Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, lo señalado en el informe IN-0045-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y agradecer a los participantes en este proceso, su valiosa participación. 3-Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la ARESEP, para que proceda notificar a Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario y al Instituto Costarricense de Electricidad, el informe técnico de respuesta a las posiciones presentadas (IN-0045-DGDR-2026) y la presente resolución, en un solo acto. 4- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el Diario Oficial La Gaceta de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. 5-Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que coordine con la Dirección de Relaciones Institucionales la divulgación en la página web institucional de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. 6- Comunicar a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, la presente resolución, para lo que corresponda, tal y como se dispone.

XVI.Que en la sesión extraordinaria 71-2026, celebrada el 24 de agosto de 2026, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico de análisis y respuesta a las posiciones presentadas en audiencia pública IN-0045-DGDR-2026, del 5 de agosto de 2026, el informe técnico final IN-0046-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026, ambos elaborados y remitidos por la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0319-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y el OF-0135-DGAJR-2026 del 12 de agosto de 2026, de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, acuerda con carácter firme, dictar la presente resolución:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley N° 7593), en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP “Reglamento a la Ley 7593” y en el “Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado” (RIOF); se dispone lo siguiente:

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.Dictar la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, de conformidad con lo siguiente:

“METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN ORDINARIA DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA EXPEDIENTE IRM-003-2026 CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................... 39 2. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 39 3. ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 40 4. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 44 4.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de biomasa ........................ ……..44 4.2. Información financiera contable disponible ................................................................................ 45 4.3.

Elección de modelo tarifario ....................................................................................................... 46 5. MARCO LEGAL ............................................................................................................................ 55 5.1. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer metodologías tarifarias. ............................................................................................... …55 5.2. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio público. .................................................................................................................................59 5.3. Sobre la regulación de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el proceso de cogeneración ................................................................................... …61 5.4.

Ejercicio de la potestad tarifaria y metodológica de la ARESEP, en relación con los generadores privados amparados por el capítulo I de la Ley N.º 7200 ........................................ …64 6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 29 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional……..29 6.2. El modelo tarifario actual .......................................................................................................... 33 6.3. Necesidades del sector regulado ...................................................................................... ……33 6.4. Análisis de las necesidades del sector...................................................................................... 35 7. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA .......71 7.1. Abreviaturas ...................................................................................................................... ……71 7.2.

Acrónimos ................................................................................................................................ 71 7.3. Definiciones ............................................................................................................................. 72 8. DEFINICIÓN DEL MODELO .......................................................................................................73 8.1. Alcance ................................................................................................................................... 73 8.2. Objetivos ............................................................................................................................ ….74 8.2.1. Objetivo general .................................................................................................... …………74 8.2.2. Objetivos específicos .......................................................................................................... 74 8.3.

Aspectos generales de la metodología ................................................................................. .74 8.4. Selección del enfoque regulatorio y aplicación ................................................................. ….75 8.5. Capítulo I: Plantas nuevas de cogeneración de energía eléctrica .................................... ….76 8.5.1. Formulación del modelo ........................................................................................ ………..76 8.5.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) .................................................... 77 8.5.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) .................................................. 78 8.5.4. Horas en operación anual (H) ........................................................................................... 84 8.5.5. Factor de planta (Fp) ........................................................................................................ 85 8.5.6.

Otras consideraciones ...................................................................................................... 85 8.6. Capítulo II: Plantas existentes de cogeneración de energía eléctrica ................................. 86 8.6.1. Formulación del modelo ........................................................................................ ………86 8.6.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) ................................................. 87 8.6.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) ................................................ 88 8.6.4. Horas en operación anual (H) ............................................................................... ……...94 8.6.5. Factor de planta (Fp) ...................................................................................................... 94 9. MONEDA EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA .................................................................95 10.

APLICACIÓN ANUAL DEL INSTRUMENTO TARIFARIO ...................................................95 11. COMPETENCIAS DEL ÁREA INTERNA DE LA ARESEP ENCARGADA DE LA FIJACIÓN TARIFARIA 95 12. OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES .....................................................95 13. SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN ..........................................................................................96 13.1. Revisión de la posibilidad de definir tarifas de industria .................................................... 96 13.2. Baterías de índices para el seguimiento del mercado de cogeneración con biomasa . …..97 14. TRANSITORIO ..................................................................................................................... 98 14.1. Transitorio I: Aplicación por primera vez de la metodología .......................................... ….98 15. DEROGATORIAS ..................................................................................................................98 16. RECOMENDACIONES ................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

RESUMEN EJECUTIVO La metodología tarifaria que se desarrolla en este documento establece el mecanismo para la determinación de la tarifa máxima aplicable a la venta de energía eléctrica producida por prestadores del servicio de cogeneración con biomasa, sujetos al Capítulo I de la Ley N.º 7200. Su alcance comprende tanto a las plantas que actualmente generan energía a partir del bagazo de caña como a aquellas que utilicen otras fuentes de biomasa, bajo un enfoque regulatorio unificado que permita atender de manera consistente las particularidades técnicas, operativas y económicas de esta actividad.

Actualmente, la fijación de las tarifas se determina por medio de las metodologías aprobadas por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), mediante las resoluciones RJD-004-2010 y su modificación, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y su fórmula de indexación” (publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010) y, RJD-162-2011 y su modificación, “Procedimiento metodológico correspondiente al modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación” (publicado en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre de 2011). Esta última metodología no se ha aplicado debido a que ninguna de las empresas con concesión emplea una biomasa distinta al bagazo de caña para la generación de electricidad.

Con el propósito de actualizar, armonizar y consolidar el tratamiento tarifario vigente, se plantea una metodología única para la cogeneración con diferentes fuentes de biomasa, sustentada en la fijación de tarifas máximas por empresa. Este enfoque parte de la información financiera, contable, técnica y operativa disponible para cada prestador, incluyendo estados financieros auditados, la contabilidad regulatoria y cualquier otra información que la ARESEP determine pertinente, de modo que la tarifa refleje los costos y gastos razonables y atribuibles a la actividad regulada.

La propuesta también incorpora una diferenciación entre plantas de cogeneración nuevas y plantas de cogeneración existentes, con el fin de reconocer de forma adecuada sus distintas realidades económicas. En particular, esta segmentación permite distinguir aquellos casos en los que corresponde reconocer componentes asociados a la inversión inicial y su recuperación, de aquellos en que, por tratarse de plantas existentes cuya inversión ya ha sido utilizada y remunerada en periodos previos de operación, no resulta procedente volver a reconocer en la tarifa el costo de reposición de dicha inversión. Con ello, se procura que el instrumento tarifario sea más consistente con el principio de servicio al costo, con la sostenibilidad financiera del prestador y con una señal tarifaria acorde con la madurez de cada planta.

En términos generales, la propuesta busca dotar al sector de un instrumento metodológico más actualizado, flexible y trazable, que facilite futuras fijaciones tarifarias, fortalezca la transparencia del cálculo y permita incorporar, en un solo marco regulatorio, la diversidad de fuentes de biomasa que pueden ser empleadas en la cogeneración eléctrica bajo el régimen del Capítulo I de la Ley N.º7200.

INTRODUCCIÓN El presente informe técnico final contiene la propuesta de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para la energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa”, aplicable a la energía vendida por cogeneradores privados, al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200.

La propuesta se desarrolla en atención a la necesidad institucional y sectorial de contar con un instrumento metodológico actualizado que permita integrar en una sola metodología el tratamiento tarifario de las plantas que generan con bagazo de caña y de aquellas que emplean otras fuentes de biomasa; considerando además la diferenciación entre plantas de cogeneración nuevas y plantas de cogeneración existentes, en función de sus particularidades técnico-económicas y del tratamiento regulatorio de la inversión.

En lo procedimental, esta propuesta se elabora conforme al procedimiento institucional vigente para la formulación y modificación de metodologías tarifarias, y se ubica en la etapa de formulación técnica, con el propósito de someter el planteamiento a análisis y retroalimentación de las instancias correspondientes, previo a la consolidación del documento final y su trámite formal.

En términos de alcance, la propuesta se circunscribe a la definición del marco metodológico para la determinación de tarifas máximas aplicables a la venta de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, bajo un esquema que reconozca los costos y gastos atribuibles a la actividad regulada, la proporción de la capacidad destinada a la venta de energía, así como las diferencias entre plantas nuevas y existentes.

Para facilitar su revisión, el documento se estructura en apartados que desarrollan los antecedentes de la propuesta, el marco jurídico aplicable, la descripción general de la actividad de cogeneración con biomasa, la justificación técnica y regulatoria del modelo planteado, la definición del modelo, así como la propuesta específica de redacción metodológica, concluyendo con las recomendaciones correspondientes para la continuidad del trámite dentro del expediente respectivo.

ANTECEDENTES 1. El 26 de abril del 2010, mediante la resolución RJD-004-2010, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aprobó la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo del 2010. Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, del 20 de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N.º 10 a La Gaceta N.º 65, del 2 de abril de 2014.

2. El 9 de noviembre de 2011, mediante la resolución RJD-162-2011, la Junta Directiva de la ARESEP aprobó el “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233, del 5 de diciembre del 2011. Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N.º 10 a La Gaceta N.º 65 del 2 de abril de 2014.

3. El 21 de abril de 2025, mediante la resolución RE-0055-JD-2025, la Junta Directiva de la ARESEP tomó el acuerdo 04-30-2025 del acta de la sesión ordinaria número 30-2025, celebrada el 21 de abril del 2025, donde se lee:

“Acuerdo 04-30-2025:

(…)

VI.Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que emita un nuevo informe técnico de la propuesta de “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, considerando lo aquí señalado, dentro del plazo de tres meses, contado a partir del momento en que se le comunique la presente resolución”.

4. El 22 de abril de 2025, mediante el oficio OF-0251-SJD-2025, la SJD comunicó a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación (DGDR), el acuerdo 05-30-2025, del acta de la sesión ordinaria 30-2025, celebrada el 21 de abril de 2025, el cual indica:

l. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que valore la posibilidad de elaborar una propuesta de modificación de la "METODOLOGÍA ORDINARIA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA", en la que se establezca un esquema de bandas tarifarias para la fijación de precios aplicables a la generación eléctrica a partir de biomasa y bagazo, incorporando en dicha propuesta una diferenciación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el objetivo de uniformar el tratamiento tarifario que se da con el resto de las metodologías aplicables a los generadores privados del Sistema Eléctrico Nacional. Para lo anterior se otorga un plazo de tres meses.

(…)” (Folios 186 al 188).

5. El 22 de setiembre de 2025, mediante el informe IN-0053-DGDR-2025, la Fuerza de Tarea remitió, al Director de la DGDR, una valoración sobre la posibilidad de elaborar una modificación de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. Esto en atención al acuerdo 05-30-2025, de la sesión ordinaria 30-2025, celebrada el 21 de abril de 2025 (Folios 189 al 225).

6. El 22 de setiembre de 2025, mediante el oficio OF-0322-DGDR-2025, el Director de la DGDR remite al RG el informe IN-0053-DGDR-2025. (Folios 226 y 227).

7. El 06 de octubre de 2025, mediante el informe IN-0060-DGDR-2025, la Fuerza de Tarea remitió el informe “Ampliación de la justificación sobre la modificación de la metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuetes de biomasa”. Esto en atención al acuerdo 04-30-2025 de la sesión ordinaria 30-2025 del 21 de abril de 2025 (Folios 228 al 312).

8. El 06 de octubre de 2025, mediante el oficio OF-0342-DGDR-2025, el Director de la DGDR remitió al RG el informe IN-0060-DGDR-2025 (Folios 313 al 315).

9. El 27 de octubre de 2025, la Junta Directiva conoce los informes IN-0053-DGDR-2025 e IN-0060-DGDR-2025 en la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025, y resuelve el siguiente acuerdo:

(…)

III.Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que al 30 de enero de 2026, presente una propuesta de modificación al marco metodológico vigente para la fijación tarifaria para la generación de electricidad con biomasa (RJD-004-2010 y RJD-162-2011 ? sus reformas RJD-027-2014-), con base en los informes IN-0060-DGDR-2025 y IN-0053- DGDR-2025, así como las observaciones derivadas de la discusión del tema en la presente sesión (86-2025), considerando al menos la posibilidad de definir indicadores ex post y la necesidad de la revisión periódica de la metodología. Asimismo, que se incorpore el cálculo de tarifas aplicables a plantas nuevas de cogeneración de energía con diferentes fuentes de biomasa.

(…)” 10. El 07 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0835-SJD-2025, la Secretaría de Junta Directiva comunicó a la DGDR el acuerdo 03-86-2025 del acta de la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025 y ratificada el 5 de noviembre de 2025 (Folios 316 y 317).

11. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0384-DGDR-2025, el DGDR le solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del respectivo expediente preliminar, para el trámite de la propuesta de metodología ordinaria para la fijación de tarifas para la cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa. Al respecto, se apertura el expediente PIRM-005-2025 (Folios 318 y 319).

12. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0387-DGDR-2025, el equipo de trabajo nombrado a lo interno de la DGDR para el desarrollo de la propuesta de la metodología para la fijación ordinaria de tarifas para la cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa, solicitó autorización para prescindir de etapas y actividades del DR-PO-03 “Procedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos” (Folios 320 al 327).

13. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0389-DGDR-2025, el Director General de la DGDR remitió al Regulador General la solicitud planteada por medio del citado oficio OF-0387-DGDR-2025 (Folios 328 y 329).

14. El 15 de diciembre de 2025, mediante la resolución RE-0437-RG-2025, el Regulador General dispuso “Prescindir, de conformidad con lo establecido en el Procedimiento DR-PO-03, Procedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos” y por motivos de conveniencia y oportunidad, de las actividades de la etapa 7.1, dentro del procedimiento de desarrollo de la propuesta de metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, tramitada bajo el expediente PIRM-005-2025 (Folios 330 al 341).

15. El 20 de enero de 2026, por medio del oficio 0510-55-2026, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) solicitó la revisión de aspectos puntuales del instrumento regulatorio (Folios 342 al 345).

16. El 13 de marzo de 2026, por medio del oficio OF-0162-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva comunicó el acuerdo 06-19-2026 del acta de la sesión ordinaria 19-2026, celebrada el 02 de marzo de 2026 y ratificada el 11 de marzo de 2026, donde la Junta Directiva resolvió:

“ACUERDO 06-19-2026 (…)

II.Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para que analice la conveniencia de incorporar las consideraciones formuladas por el Instituto Costarricense de Electricidad, dentro del proceso de revisión metodológica actualmente en curso, conforme a las funciones asignadas en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF).

(…) (Folios 346 y 347).

17. El 13 de marzo 2026, por medio del informe IN-0009-DGDR-2025, la fuerza de tarea remitió al Director General de la DGDR, el informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 348 al 430).

18. El 16 de marzo de 2026, mediante el oficio OF-0105-DGDR-2026, el Director General de la DGDR remitió a la Intendencia de Electricidad (IE), a la Consejería del Usuario y a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), el informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 431 y 432).

19. El 23 de marzo de 2026, mediante el oficio OF-0804-DGAU-2026, la DGAU remitió a la DGDR las observaciones al informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 433 al 436).

20. El 15 de abril del 2026, mediante el oficio OF-0337-IE-2026, la IE remitió a la DGDR sus observaciones al informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 437 al 448).

21. El 28 de abril de 2026, se realizó una reunión de trabajo entre la IE y la DGDR, con el fin de atender consultas, aclarar el alcance de las observaciones remitidas mediante el oficio OF-0337-IE-2026, ampliar aspectos técnicos de la propuesta metodológica y coordinar el tratamiento que se brindaría a dichas observaciones.

22. El 12 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0178-DGDR-2026, la DGDR remitió a la IE el detalle de la atención otorgada a las observaciones contenidas en el oficio OF-0337-IE-2026, en concordancia con los temas analizados y los compromisos definidos en la reunión realizada el 28 de abril de 2026 (Folios 449 al 453).

23. El 22 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0193-DGDR-2026, la DGDR remitió a la Junta Directiva una presentación con el avance en el cumplimiento del acuerdo 03-86-2025 sobre propuesta de metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa. (Folios 454 y 455).

24. El 27 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0348-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva comunicó el acuerdo 03-44-2026, del acta de la sesión extraordinaria 44-2026, celebrada el 27 de mayo de 2026, donde la Junta Directiva resolvió por unanimidad de los votos de las personas miembros presentes y con carácter de firme, lo siguiente:

I.Dar por recibido el oficio OF-0193-DGDR-2026, del 22 de mayo de 2026, de la Dirección General de Desarrollo de la Regulación; y dar por recibida la presentación sobre el “Avance del informe técnico preliminar de la metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, en el marco del cumplimiento del acuerdo 03-86-2025 de la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025. Esto, como seguimiento previo a la presentación final del informe técnico correspondiente.

II.Comunicar el presente acuerdo a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para lo que corresponda.

(…) (Folio 456).

25. El 29 de mayo de 2026, mediante el informe IN-0028-DGDR-2026, la fuerza de tarea remitió al Director General a.i. de la DGDR, el informe técnico inicial de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 94 al 178).

26. El 29 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0205-DGDR-2026, el Director General a.i. de la DGDR remitió a la Junta Directiva, el informe técnico inicial de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 179 al 181).

27. El 5 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0088-DGAJR-2026, la DGAU remitió el proyecto de resolución para someter a audiencia pública la propuesta de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 182 al 183).

28. El 12 de junio de 2026, mediante el acuerdo 04-49-2026, del acta de la sesión extraordinaria 49-2026, la Junta Directiva resolvió entre otras cosas, por unanimidad de los votos de los miembros presentes y con carácter en firme, lo siguiente “VII. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para que, una vez concluido el procedimiento de audiencia pública, proceda con el análisis de las posiciones y la elaboración de la propuesta final ajustada de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” y proceda a remitirla a la Junta Directiva de la Aresep.” 29. El 16 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0405-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva, le comunicó a la DGDR, a la DGAU y al Departamento de Gestión Documental (DGD) el acuerdo 04-49-2026, a fin de que se tramitara la apertura del respectivo expediente y la correspondiente convocatoria de la audiencia pública de la Propuesta de Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 02 al 93).

30. El 16 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0407-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva le solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del respectivo expediente para el trámite de la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. Al respecto se apertura el expediente IRM-003-2026 (Folio 001).

31. El 24 de junio de 2026 se publicó en el Alcance N° 80 de La Gaceta N° 116, la convocatoria a la respectiva audiencia pública (Folios 469 y 470).

32. El 26 de junio de 2026 se publicó en los diarios de circulación nacional La Teja y La Extra, la convocatoria a la respectiva audiencia pública (Folios 471 y 472).

33. El 07 de julio de 2026, mediante el informe IN-0206-DGAU-2026, la DGAU remitió a la DGDR el “Informe de Instrucción Audiencia Pública” relacionado con la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 475 y 476).

34. El 24 de julio de 2026, a partir de las 17:15 horas, se realizó la audiencia pública virtual según consta en el acta de la audiencia pública AC-0064-DGAU-2026 del 29 de julio de 2026 (Folios 486 al 496).

35. El 29 de julio de 2026, mediante el informe IN-0252-DGAU-2026, la DGAU emitió el “Informe de Oposiciones y Coadyuvancias” presentadas durante la audiencia pública celebrada el 24 de julio de 2026, respecto de la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 497 y 498).

36. El 05 de agosto de 2026, mediante el informe IN-0045-DGDR-2026, la Fuerza de Tarea remitió al Director General a.i. de la DGDR el “Informe técnico de análisis y respuesta a las posiciones presentadas sobre la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 499 y 536).

4. JUSTIFICACIÓN El desarrollo de esta propuesta de metodología para la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa, tiene sustento en lo siguiente:

4.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de biomasa En actividades industriales con altas demandas de calor, como la industria azucarera, la cogeneración permite producir vapor a alta presión para los procesos y, a la vez, accionar un turbogenerador para generar electricidad. En estos esquemas, una fracción de la energía eléctrica se destina al autoconsumo del proceso productivo y, cuando la capacidad instalada y la disponibilidad de combustible lo permiten, los excedentes pueden inyectarse a la red eléctrica.

En el caso de la cogeneración con biomasa, la fuente primaria proviene típicamente de residuos biomásicos del proceso principal (por ejemplo, bagazo en ingenios azucareros o cascarilla de arroz), lo que posibilita valorizar subproductos y reducir la dependencia de combustibles convencionales.

En términos operativos, este tipo de plantas suele presentar una marcada estacionalidad: gran parte de los costos variables de explotación se concentran en el periodo de cosecha o procesamiento, mientras que en los meses restantes predominan costos asociados a mantenimiento preventivo y disponibilidad operativa.

De forma general, en plantas agroindustriales como los ingenios, la biomasa residual se utiliza como combustible en una caldera para generar vapor; dicho vapor se emplea en el proceso y/o se expande en una turbina acoplada a un generador para producir electricidad. El diseño puede contemplar capacidad adicional para maximizar excedentes eléctricos en periodos de alta disponibilidad de biomasa.

Para fines regulatorios, resulta relevante reconocer que, en muchos esquemas de cogeneración industrial, una porción significativa de la inversión y de los costos de operación y mantenimiento responde primordialmente a la actividad productiva principal (por ejemplo, el procesamiento agroindustrial), y solo una parte es atribuible a la actividad de venta de electricidad. En consecuencia, el análisis económico-regulatorio debe delimitar y justificar el criterio de asignación de costos e inversiones entre: i) el proceso principal (autoconsumo térmico y eléctrico) y ii) la energía eléctrica destinada a la red, considerando además la estacionalidad del despacho y los excedentes.

En el ámbito de la bioenergía, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) distingue entre usos tradicionales y modernos. El uso tradicional se asocia a la combustión directa de biomasa en formas como leña, desechos animales y carbón vegetal tradicional; mientras que la bioenergía moderna comprende, entre otras, biocombustibles líquidos, biorrefinerías, biogás por digestión anaerobia de residuos y sistemas de calefacción con pellets de madera4.

4https://www.irena.org/bioenergy, tomado 22/06/2022 4.2. Información financiera contable disponible Las metodologías tarifarias aplicables a generadores privados con bagazo de caña (RJD-004-2010) y a otras fuentes de biomasa distintas del bagazo (RJD-162-2011) establecieron la obligación de presentar anualmente ante la ARESEP información financiero-contable auditada, incluyendo gastos de operación y mantenimiento, gastos administrativos y registros de inversión por rubro, junto con su debida justificación, de conformidad con la Ley N.º 7593.

Como parte del proceso de desarrollo y actualización de metodologías y con la finalidad de contar con la información financiera completa y oportuna para el sector de generación privada, la Junta Directiva mediante la resolución RJD-045-2017 del 7 de febrero de 2017, entre otras cosas, resolvió:

“(…)

II.Instruir a la Administración para implementar las medidas adicionales que se incluyen en el plan de acción y mejora regulatoria propuesto en el informe remitido mediante el oficio 948-RG-2016 en relación con: contabilidad regulatoria procesos sancionatorios contra las empresas que no suministren información al programa de auditorías a las empresas de generación privada y la solicitud de colaboración al Ministerio de Hacienda relacionada con información contable-financiera de estas empresas.”

Como resultado de estos esfuerzos, los generadores privados remiten periódicamente a la ARESEP su información financiero-contable auditada. Estos datos constituyen un insumo clave para la definición y aplicación de metodologías tarifarias que requieren información contable en sus cálculos (por ejemplo, para determinar variables asociadas a costos de explotación, inversión y estructura de financiamiento). En este sentido, el uso sistemático de información auditada favorece la transparencia, la comparabilidad, la confiabilidad y la trazabilidad de los datos, y contribuye al cumplimiento del principio del servicio al costo.

En el caso específico de los que generan con bagazo, por parte de las empresas que actualmente componen el sector cuya fuente de generación es el bagazo de caña (El Viejo S.A. y Taboga S.A.), estas han presentado datos de la contabilidad regulatoria desde su primer año de implementación, por lo que a la fecha se cuenta con información actualizada presentada anualmente para estas dos plantas, para los periodos 2018, 2019, 2020 y 2021, las cuales se encuentran en los expedientes de acceso público OT-238-2017, OT-840-2019, OT-055-2021 y OT-034-2022, respectivamente.

No obstante, para su uso regulatorio, la información suministrada y disponible debe someterse a procesos de depuración, verificación y control, con el fin de asegurar su consistencia y calidad, conforme a los criterios y parámetros definidos por la ARESEP y, finalmente, para que se cuente con la rigurosidad necesaria para ser útil en los procesos de fijación tarifaria.

En conjunto, la disponibilidad de información financiero-contable auditada y recurrente representa una oportunidad de mejora para las metodologías tarifarias de cogeneración privada con bagazo y otras biomasas, en tanto permite robustecer los supuestos, validar el comportamiento de costos e inversiones y sustentar con mayor evidencia las decisiones metodológicas.

4.3. Elección de modelo tarifario En esta sección se procederá, en primera instancia, a revisar qué establece la teoría económica sobre la metodología de “planta modelo” o “empresa modelo”. Posteriormente se analizará la diferencia entre un esquema de estructura productiva modelo (según lo señala el artículo 31 de la Ley N.º 7593) y un modelo de industria. Luego, se evaluará si dichos planteamientos teóricos resultan válidos y aplicables en el contexto particular de la industria costarricense.

4.3.1. Fundamentos teóricos de la metodología de la planta modelo La metodología de enfoque “planta modelo” o “empresa modelo” se utiliza con frecuencia en la regulación de servicios públicos para determinar costos eficientes y tarifas justas para los usuarios.

Consiste, a grandes rasgos, en diseñar una planta o empresa “típica” o “representativa” (que cumpla con ciertos estándares de eficiencia) y emplear sus costos de inversión y operación como referencia para fijar la tarifa o la remuneración regulada de las empresas reales.

Su lógica es simple, en ausencia de presiones competitivas, el regulador asume el rol de la competencia al fijar los precios según los costos de una empresa hipotética, diseñada con la máxima eficiencia. El objetivo es crear un incentivo para que las empresas reales busquen aumentar su eficiencia operativa y de inversión, tratando de emular ese estándar ideal. Esta regulación por incentivos busca desligar las tarifas de los costos reales de la empresa y acercarlas a un estándar eficiente.

La metodología de la planta modelo encuentra su fundamento en la teoría económica de la producción y los costos, la cual proporciona el marco conceptual para definir un estándar de eficiencia que guíe la regulación tarifaria. A partir de este enfoque, se busca establecer una referencia objetiva que permita evaluar y orientar el desempeño de las empresas reales en términos de eficiencia operativa, sostenibilidad financiera e incentivos de inversión. A continuación, se presentan los principales elementos teóricos que sustentan este modelo: la función de producción y los costos, los incentivos regulatorios asociados y la necesidad de actualizar periódicamente los parámetros para mantener la validez del estándar en un entorno dinámico.

4.3.1.1. Teoría de costos y función de producción La planta modelo se construye idealmente a partir de la función de producción que describe la relación entre los insumos (trabajo, capital, energía, etc.) y la producción de bienes o servicios. Se asume que esa empresa “modelo” opera en la zona de rendimientos a escala óptima y con eficiencia técnica y asignativa (con la mejor combinación posible de insumos al menor costo).

En la regulación, este concepto se traduce en la determinación de costos estándar: costos de operación y mantenimiento, costos de capital, reposiciones y depreciaciones calculados con supuestos de eficiencia.

4.3.1.2. Incentivos y regulación Un principio central de la teoría de regulación establece que la empresa regulada debe recibir ingresos suficientes para cubrir costos eficientes y obtener una rentabilidad adecuada. La empresa modelo introduce un benchmarking (comparación con un estándar) que incentiva a las empresas reales a situar sus costos en un nivel igual o cercano a este estándar para no ver penalizada su remuneración o utilidad.

4.3.1.3. Actualización periódica Dada la naturaleza dinámica de la producción (cambios tecnológicos, variaciones de precios de insumos, modificaciones en la demanda, etc.), la metodología planta modelo debe actualizarse periódicamente para reflejar las condiciones reales del mercado y la industria. La teoría indica que la realidad regulatoria debe acompañar la evolución de la función de producción y el nivel de eficiencia posible, evitando que el estándar se rezague respecto a los avances tecnológicos o de productividad.

En resumen, desde el punto de vista de la teoría económica, la metodología de la planta modelo se basa en la idea de un benchmarking eficiente construido a partir de una curva de costos óptima y actualizado en intervalos regulares para reflejar la evolución del sector regulado.

4.3.2. Esquema de estructura productiva modelo vs modelo de industria Para fijar los precios y las tarifas de los servicios públicos, ARESEP debe cumplir con lo que establece el artículo 31 de la Ley N.º 7593, que indica:

"Artículo 31.- Fijación de tarifas y precios Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.

[...]" (el resaltado no es del original) Una estructura productiva modelo o un enfoque de planta modelo, refleja cómo debería operar una empresa eficiente en condiciones tecnológicas y organizativas óptimas; se inspira en la teoría de la empresa eficiente y en la regulación por incentivos; no corresponde a ninguna empresa real y sus costos se definen a partir de estudios técnicos, cotizaciones de mercado, manuales de ingeniería y comparaciones con información internacional.

Generalmente, se suele confundir el término estructura productiva modelo con un modelo de industria. Sin embargo, un modelo de industria se construye a partir de la información real de las empresas que conforman un sector regulado, considerando sus estructuras de costos, niveles de inversión y la tecnología actualmente disponible. A diferencia del enfoque de estructura productiva modelo, el modelo de industria refleja la realidad existente en el sector, la cual puede no ser necesariamente eficiente. Como consecuencia, las tarifas que se determinen bajo este esquema estarán basadas en el desempeño promedio de la industria y no en una frontera de eficiencia ideal, y se aplicarán de manera homogénea a todas las empresas del sector, sin diferenciar entre operadores más o menos eficientes.

Como parte del estudio realizado para la actualización del modelo que se presenta en este documento, se procedió a analizar si la resolución inicial, cumple con lo establecido en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, al establecer una metodología que se basa en un modelo de planta eficiente de generación con bagazo. Según se extrae de la resolución RJD-004-2010 (Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación):

¨El modelo tarifario general se basa en la definición de una planta modelo, a la cual se le han definido sus costos de inversión, operación y mantenimiento; y agregado un rédito acorde con el tipo de actividad¨ Para la construcción de ese modelo eficiente, según se detalla en el informe técnico del 28 de octubre de 2009 rendido por la consultora Ana María González Trabanino, (expediente ET-189-2009), el modelo se centró en una planta de 20 MW con una configuración termoeléctrica de alta presión anexa a un ingenio azucarero, ya que en ese momento del tiempo, ese era el tipo de planta más común en la región. Los costos de generación de electricidad se prorratearon con los costos de producción de azúcar, lo que redujo el precio por kWh. Se analizaron dos escenarios o proyectos modelo:

3. Proyecto 1 (sin excedentes de bagazo): Todo el bagazo excedente del ingenio se utiliza para generar energía. Esto permite una mayor producción para venta. Se obtuvo un factor de planta de 0,86 y una tarifa de US$ 0,0752 por kWh. La tasa de rentabilidad fue del 14,21%.

4. Proyecto 2 (con excedentes de bagazo): Se retiene un 6% del bagazo para reservas del ingenio. El factor de planta fue de 0,71 y la tarifa de US$ 0,0940 por kWh.

También se consideró la depreciación por el método de línea recta (con una vida útil de 5 a 20 años) y los gastos financieros, con una tasa de interés del 6% a un plazo de 20 años. Los costos de operación se dividieron en fijos y variables. Todo parece indicar que, en sus inicios, el modelo establecido por medio de la resolución RJD-004-2010 cumplió con lo que dicta el artículo 31 de la Ley N.º 7593.

Ahora bien, según se señaló en el apartado anterior, la actualización y revisión periódica de los modelos regulatorios de empresa modelo resulta fundamental para garantizar su validez y efectividad. Dado que los costos de producción, las tecnologías disponibles, las condiciones de mercado y las prácticas operativas evolucionan constantemente, un modelo estático corre el riesgo de quedar desfasado y generar señales inadecuadas para las empresas reguladas. Si no se actualiza, el estándar podría fijar tarifas que no reflejen los costos eficientes actuales: ya sea sobreestimándolos (lo que trasladaría sobreprecios a los usuarios) o subestimándolos (lo que desincentivaría la inversión y comprometería la calidad del servicio).

Sin embargo, según se extrae del oficio 770-DEN-2009/33271 del 4 de noviembre del 2009, el modelo inicial utilizado en Costa Rica propone realizar la actualización solamente basado en una indexación respecto al Índice de Precios al Consumidor, y no tomando en consideración el resto de los elementos que propone el modelo teórico:

“Para mantener la estructura de costos de la planta modelo actualizados (indexación), se presentó una fórmula de indexación, en la cual se relacionó el Índice de Precios al Consumidor para los costos variables y el tipo de cambio con los costos fijos asociados a la importación de materias primas. Los Costos Variables representan un 20% de los costos totales y los Costos Fijos representan un 80%, por lo cual, la fórmula de indexación de la estructura de costos es:

Costo total= (CF x 0,80) (TC 2010/TC 2009)+(CV x 0,20) (IPC2010/IPC 2009)” Por otro lado, en la resolución RIE-111-2015 del 4 de noviembre del 2015 “Aplicación de Oficio de la Metodología Tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación” publicada el 9 de noviembre del 2015 en el diario oficial La Gaceta, en el Alcance Digital No. 92.; se presenta la actualización que se le aplicó al modelo inicial, acordado mediante la resolución RJD-004-2010. Esta actualización responde al Por Tanto II de la resolución RIE-081-2014 en donde se instruyó:

“Realizar un nuevo estudio de mercado, para el próximo estudio tarifario, donde se actualicen los costos, dado que los datos observados son de hace 5 años”.

En el siguiente cuadro, se presentan los ajustes realizados a la metodología tarifaria, que fueron presentados en la resolución RIE-111-2015:

Tabla 2. Ajustes realizados a la metodología tarifaria (RIE-111-2015) Componente Ajuste realizado Inversión Actualización de costos de terrenos, equipos, edificaciones, vehículos, herramientas y capital de trabajo.

La inversión total se calculó a partir de cotizaciones actualizadas de proveedores internacionales y nacionales, así como de información real de ingenios azucareros.

Se actualizaron cálculos anteriores (ej. en el caso del valor de los terrenos, se ubicaron las zonas donde se encuentran Azucarera El Viejo, Ingenio Taboga y CATSA) y se utilizó información oficial (Ministerio de Hacienda, ICE, Coopeguanacaste, entre otros).

Costos de explotación Actualización de rubros de materias primas (agua, bagazo, químicos, leña), transporte, mano de obra, seguros, impuestos, gastos administrativos.

No se reconoció un valor explícito al bagazo por falta de justificación técnica.

Costos de depreciación y financieros Se aplicó el método de depreciación en línea recta según vida útil de activos.

Se reconocieron gastos financieros tomando como referencia una tasa de interés de 8,44% (datos del Banco Central de Costa Rica) y un plazo de deuda de 20 años.

Rentabilidad (CAPM) Se aplicó el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizando como insumos: tasa libre de riesgo (bonos Tesoro EE.UU.), prima de riesgo de mercado, riesgo país Costa Rica, beta sector eléctrico “Utility General”.

Fuente: Elaboración propia, 2025.

Adicionalmente, la actualización de la inversión total mediante cotizaciones y la incorporación de datos reales de las empresas, genera de manera indirecta un efecto en cadena sobre el modelo, pues existen otros rubros (como obras civiles, supervisión local del montaje civil, materiales y servicios de construcción civil, así como la planta de tratamiento de agua de efluentes) que se calculan como un porcentaje específico de dicha inversión. En consecuencia, una modificación puntual en los valores de inversión tiene un impacto multiplicador sobre componentes asociados, lo que altera la coherencia del modelo tarifario respecto a su concepción original como planta modelo de referencia.

En resumen, con la actualización presentada en la resolución RIE-111-2015, la metodología tarifaria vigente no se modificó en su estructura, sino que se aplicó una actualización de costos con base en información reciente para ese momento del tiempo, datos reales de las empresas prestadoras y cotizaciones de mercado.

En dicha actualización en lugar de incorporar solamente ajustes asociados a avances tecnológicos, se introdujeron en algunos rubros datos reales de las empresas prestadoras del servicio. Este ejercicio implicó una distorsión del propósito original de la planta modelo, cuyo objetivo es servir como referencia de eficiencia. Al incluir información proveniente de las empresas reales, el modelo de planta eficiente deja de reflejar un estándar óptimo y, por el contrario, termina absorbiendo las posibles ineficiencias propias de dichas empresas.

Al respecto, el ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes sobre la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Por ejemplo, en el oficio 0510-905-2017 en la sección 3: Elementos de la solicitud, página 7, se señala:

“3.1 Costos teóricos y reales que se incluyen en la aplicación de la “planta modelo” El ICE ha planteado ante la ARESEP la inconveniencia de incluir como parte de los datos para la aplicación de la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas Azucarera El Viejo S.A. y del Ingenio Taboga S.A. Dentro de los alegatos del ICE se ha insistido en que los costos reales de las plantas son inconsistentes con los costos de una “planta modelo”, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias”.

Se concluye entonces que la resolución RJD-004-2010 en su conceptualización original implementó un modelo tarifario basado en plantas modelo, cumpliendo en ese momento, con el artículo 31 de la Ley N.º 7593. Sin embargo, no fue sometido a actualizaciones como lo indica la teoría económica y la actualización realizada en el 2015 (RIE-111-2015) tomó en consideración datos de mercado y de las empresas. Al incorporar información real de estas, el modelo perdió su función de referencia de eficiencia y terminó reflejando también ineficiencias de los prestadores.

4.3.3. Determinación sobre la vigencia de la metodología planteada en la resolución RJD-004-2010 con la teoría económica y la imposibilidad de aplicar un modelo por industria La fijación de tarifas en industrias con competencia limitada representa uno de los desafíos más complejos y críticos para las autoridades regulatorias. Cuando en un mercado existen pocas empresas que, además, operan con estructuras productivas y de costos diferentes; el propósito de la regulación es doble: por un lado, se debe impedir que el poder de mercado conduzca a cobrar precios excesivamente altos a los consumidores, lo cual podría derivar en una producción ineficientemente baja y en tarifas elevadas. Por otro lado, es esencial asegurar que las empresas tengan los incentivos económicos adecuados para invertir en infraestructura, mejorar la calidad del servicio y, sobre todo, operar de manera eficiente a largo plazo.

La regulación en este contexto debe ser particularmente sofisticada para evitar soluciones que, aunque puedan parecer justas en teoría, resulten en una asignación ineficiente de recursos o, peor aún, en la inviabilidad de uno de los operadores. Si una de las empresas posee una estructura de costos más moderna o una ventaja inherente en eficiencia, cualquier mecanismo tarifario que no reconozca esta heterogeneidad podría ser perjudicial para el conjunto de la industria y para el bienestar del consumidor final.

Para evitar que en el mercado costarricense se produzca lo mencionado anteriormente, y para asegurarse que se cumple con uno de los requerimientos establecidos en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, es necesario evaluar si la fundamentación teórica sigue vigente; es decir, si la metodología establecida en la resolución RJD-004-2010, reproduce los elementos básicos de la teoría económica y si existe una imposibilidad comprobada de aplicar un modelo por industria.

El primer ejercicio consiste en verificar si se cumple con el supuesto de homogeneidad de las empresas. Esto se traduce a que, dentro de un sector o mercado, las firmas tienen características muy similares en aspectos clave de su operación, estructura y resultados. Es decir, que utilizan equipos y métodos comparables; que presentan proporciones similares entre costos fijos, variables, de mantenimiento, financieros y administrativos; que enfrentan la misma demanda; y que tienen tamaños y capacidades productivas parecidas, entre otros.

Al respecto, según la contabilidad regulatoria y los informes financieros del año 2023 remitidos a la ARESEP por las empresas prestadoras del servicio (que, para efectos ilustrativos, se identificarán como Empresa A y Empresa B), se observa que presentan características significativamente distintas entre sí. Por ejemplo:

• La empresa B genera 19% más ingresos que la empresa A y tiene costos operacionales un 26% mayores que A.

• La empresa A presenta endeudamiento, mientras que la empresa B no.

• La empresa B tiene costos operativos y de mantenimiento más elevados, pero la empresa A presenta mayor peso en gastos administrativos y financieros.

• La empresa B duplica a la empresa A en lo que se refiere a propiedades, planta y equipos afectos a la generación.

• La empresa B presenta costos de mantenimiento asociados a la generación 4 veces mayores que la empresa A. Esto puede deberse a que la maquinaria de ambas empresas también presenta antigüedad distinta.

Dado lo anterior, y teniendo presente lo señalado en la sección 7.4.: Análisis de las necesidades del sector, del informe técnico IN-0027-CDR-2023 (pág.43)5:

5Las simulaciones ejecutadas por la fuerza de trabajo encargada de realizar el informe IN-0027-CDR-2023, así como la información más detallada de las empresas, fue analizada en la Sesión del 09 de agosto del 2023 según se registra en el Acta de la Sesión Extraordinaria No. 65-2023 de la Junta Directiva de ARESEP. Sin embargo, según se constata en la página 44 de dicha acta: “A partir de este momento, el señor Eric Bogantes Cabezas decreta un receso, desde las 9:47 horas a las 10:48 horas para conocer las simulaciones. Una vez se reanuda la sesión se continúa con la presentación del tema”. Lo anterior, con el fin de respetar la confidencialidad de la información.

“Adicionalmente, dado que la Aresep solamente cuenta con la información de operación y financiero-contable de dos plantas muy diferentes entre sí, tanto en la cantidad de energía que generan, como sus costos de inversión, de operación y mantenimiento...”.

Se presenta un escenario donde las empresas no deberían tratarse como homogéneas, con lo cual se estaría incumpliendo uno de los supuestos esenciales que señala la teoría detrás de un modelo de planta eficiente.

Además, dada la no homogeneidad de las prestadoras actuales de generación de energía por medio de bagazo, se verifica la imposibilidad de aplicar una estructura productiva modelo basado en la información real de las participantes de este mercado costarricense en específico. Con lo cual, se cumple con lo estipulado en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, que indica:

“Artículo 31.- Fijación de tarifas y precios Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.

[...]” (el resaltado no es del original) Adicionalmente, el modelo establecido mediante la resolución RJD-004-2010, utiliza características y variables que aplica a las dos empresas de manera indistinta, provocando distorsiones en la tarifa final. Por ejemplo:

• Aplica un 80% de apalancamiento, cuando la empresa B, no tiene deudas, con lo que el modelo teórico no se ajusta a la realidad del mercado, haciendo que los rendimientos que se reconozcan no reflejen la situación actual de los prestadores.

• La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero.

En los procesos de fijación tarifaria, la determinación de la rentabilidad se realiza bajo un supuesto metodológico consistente en considerar, para cada periodo de cálculo, un escenario que inicia en el año 0. Esto significa que, al inicio de la proyección, cada año se reconoce el 100% del valor de la inversión como si fuese realizada en ese momento, aun cuando la infraestructura ya esté en operación y depreciada.

Lo anterior, tiene varias implicaciones: la empresa recibe una rentabilidad como si su activo fuera nuevo en cada proceso tarifario, sin reconocer la depreciación real acumulada; tarifas más elevadas para los usuarios, ya que se recupera más rentabilidad de la que correspondería a un activo parcialmente depreciado; tarifariamente, se remunera como si los equipos e instalaciones estuvieran siempre al inicio de su vida útil, lo que puede desincentivar la eficiencia en el reemplazo oportuno de activos; entre otros.

Al respecto, el ICE por medio de los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018 ha señalado lo siguiente: “Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente”.

El segundo ejercicio realizado consiste en verificar si la metodología establecida en la Resolución RJD-004-2010 determinó un proceso de revisión con el fin de incorporar tecnologías más eficientes, variaciones de costos de insumos y otros factores relevantes. En el apartado anterior se explicó en detalle la única revisión y modificación que ha tenido el modelo inicial.

Retomando un poco, la resolución RIE-111-2015 no modificó la estructura de la metodología tarifaria vigente, sino que se limitó a realizar una actualización de costos, sustentada en la información disponible en ese momento, incluyendo datos reales de las empresas prestadoras y cotizaciones de mercado.

Sin embargo, en esa actualización, en lugar de incorporar únicamente los ajustes derivados de avances tecnológicos, se incluyeron en algunos rubros datos provenientes de las empresas prestadoras del servicio. Este enfoque generó una distorsión respecto al propósito original de la planta modelo, cuyo objetivo es servir como parámetro de eficiencia. Al integrar información de empresas reales, el modelo de planta eficiente dejó de representar un estándar óptimo y, por el contrario, terminó reflejando también las ineficiencias inherentes a dichas empresas.

En el siguiente gráfico se ilustra que, en Costa Rica, las tarifas para la generación de energía con bagazo en los últimos años han mostrado una tendencia al alza, y que incluso el precio a reconocer por US$/kWh subió en el momento en que se aplicó la actualización de costos por medio de la resolución RIE-111-2015. Lo anterior, puede deberse según se comentó anteriormente, a la actualización del modelo basado solamente en el Índice de Precios al Consumidor. Bajo un modelo de planta eficiente, como consecuencia de los incentivos a incorporar nuevas tecnologías y aprovechar eficiencias, es de esperar una presión a la baja en las tarifas, situación que no se presenta en el mercado de generación eléctrica con bagazo.

Gráfico 3. Fijaciones tarifarias para la generación de energía con bagazo en (US$/kWh) 4.3.4. Tarifa diferenciada por empresa El artículo 31 de la Ley N.º 7593 establece que, si existe imposibilidad comprobada para aplicar el procedimiento de tomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, se considerará la situación particular de cada empresa:

"Artículo 31.- Fijación de tarifas y precios Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa¨.

Según se detalló en el apartado anterior, se concluye que:

• El modelo establecido mediante la resolución RJD-004-2010, podría no ser el más indicado para la industria costarricense.

• Existe imposibilidad comprobada para aplicar una estructura productiva modelo en el mercado costarricense en cuestión, basado en la información real de las empresas prestadoras.

La metodología de “empresa modelo” es más adecuada para industrias donde las empresas son comparables, es decir, tienen estructuras de costos y modelos operativos similares. Su aplicación se torna no conveniente en un mercado con muy pocos prestadores del servicio que además presentan diferencias importantes.

En contraste, una metodología en la cual el regulador define un precio máximo por empresa a partir de valores reales obtenidos de estados financieros, ventas a determinados entes (por ejemplo, al ICE) y demás datos contables, permitiría reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador. Este enfoque contribuiría a establecer tarifas más ajustadas a la realidad del sector, generando señales regulatorias más transparentes, incentivando la eficiencia y ofreciendo una mejor protección tanto a los usuarios como a la sostenibilidad financiera de las empresas, lo cual resulta preferible en un contexto regulatorio.

A continuación, se realiza un análisis comparativo entre ambos enfoques, destacando las ventajas que aporta la nueva metodología, sus desventajas y cómo podría mejorarse con elementos que provienen de la teoría regulatoria y de la experiencia con el modelo de empresa eficiente.

Tabla 4. Criterios de comparación teórica entre los modelos Criterio Empresa modelo Precios máximos con datos reales Base de costos Costos teóricos de eficiencia (benchmark).

Costos contables declarados por cada empresa.

Ajuste por eficiencia Normalmente sí: factor X, tecnología de frontera.

Potencialmente no, si no se diseñan incentivos adicionales.

Actualización Requiere actualización de supuestos e ingeniería.

Se basa en balances presentados (actualización contable).

Homogeneidad/ Comparación Un único estándar (o pocos) que se impone a todos.

Cada empresa tiene su propio cálculo y precio máximo.

Incentivo a la mejora Alto (empresas deben acercarse a costos modelo) Bajo (riesgo de perpetuar costos ineficientes) Fuente: elaboración propia, 2025.

La propuesta de precio máximo por empresa parte de la determinación de un tope de ingresos o tarifas específico para cada prestador, basándose en su estructura de costos real, su contabilidad y sus ventas. Esto conduce a que esta metodología presenta ventajas en su implementación para el caso costarricense como las siguientes:

8. Reconoce diferencias particulares entre empresas. Y parte de datos financieros reales, dado que la información se toma directamente de los estados financieros del prestador, con sus costos directos, gastos operativos, inversiones, deuda, etc. Resulta trascendental la revisión de costos por parte del regulador para garantizar que se reconozcan únicamente los costos necesarios para brindar el servicio (servicio al costo).

9. Al usar la información contable directa, se reducen los supuestos sobre ingeniería y tecnología de frontera; los datos son tangibles y comprobables. Según lo dispone la ley de la ARESEP, el ente regulador revisa la información contable para asegurarse de que no existan sobrecostos injustificados, gastos no relacionados con la prestación, entre otros.

Además, la información presentada por las prestadoras es complementada con datos sobre ventas anuales al ICE.

Como es conocido por los prestadores, la aplicación de esta metodología está estrechamente vinculada con la implementación y verificación de la contabilidad regulatoria, así como con la eventual puesta en marcha del Sistema de Información Regulatoria (SIR).

Ello se debe a que las empresas deben reportar sus estados financieros al regulador y, con el SIR, la recopilación de datos se realizaría de manera más ágil y sistemática. En contraste, mantener un “modelo hipotético” implica recurrir a un alto nivel de análisis técnico y a la formulación de múltiples supuestos, los cuales pueden distanciarse significativamente de la realidad de la industria nacional que se busca regular.

10. Procura evitar cualquier desalineación que pudiera existir entre el modelo teórico y la situación particular del prestador. Además, permite reconocer condiciones tecnológicas, capacidad real instalada, vida útil, escala y antigüedad de la infraestructura específica de cada prestador.

11. Busca evitar la posibilidad de sobreestimación o subestimación de costos si los parámetros de eficiencia no se actualizan o no coinciden con la realidad.

12. La metodología puede, en teoría, aplicarse más rápidamente, sobre todo si existe la obligación legal de reportar balances auditados.

13. Cada empresa conoce su situación y tendrá la certeza de que su tarifa máxima dependerá de sus costos reales, no de un estándar que puede ser cuestionado.

14. Existe la posibilidad de la negociación en la compra-venta de energía, con la garantía de que las tarifas van a reconocer los costos fijos y que el productor de energía no vendería por debajo de su costo marginal.

Sin embargo, con la determinación de tarifas basadas en costos reales, surge la necesidad de que se establezcan incentivos para la reducción de costos, y desarrollar la capacidad de implementar fiscalizaciones para asegurar que solo se reconozcan costos necesarios y eficientes, no obstante, el primer paso es tener precisión y claridad de esos costos por empresa.

Además, existe la posibilidad de que regulatoriamente se pueden definir indicadores ex post como la determinación de la diferencia entre la tarifa regulada y los costos unitarios realizados, el regulador podría eventualmente realizar los ajustes para fijar las tarifas acordes a las nuevas condiciones.

Y por último también existe la posibilidad de revisar la metodología, en caso de que ante alguna situación no considerada el modelo no resulte aplicable o cause alguna distorsión en la tarifa, facultad que siempre existe dentro de las potestades del regulador.

Se concluye que la fijación de tarifas mediante un modelo de tasa de retorno aplicado a la empresa con tarifa máxima permite reconocer las condiciones reales de cada prestador, procurar su sostenibilidad financiera y brindar mayor transparencia a los usuarios. Este enfoque, basado en costos contables fiscalizados, se ajusta mejor a la realidad nacional y ofrece un balance entre eficiencia, protección al usuario y viabilidad del servicio.

5. MARCO LEGAL 5.1. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer metodologías tarifarias.

La ARESEP es una institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley N.º 7593, o bien, de aquellos servicios a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de la Constitución Política y artículo 1° de la Ley N.º 7593).

En igual sentido, el numeral 3.a) de la Ley N.º 7593, define el servicio público, como aquel, que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley.

El artículo 4 de esa misma Ley, dispone como objetivos fundamentales de la ARESEP, entre otros:

"c) Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) "f) Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios públicos." Lo anterior, es acorde con lo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N.º 29847-MP-MINAE-MEIC), norma que define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, siendo que establece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y en sus artículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará la prestación del servicio a los abonados y usuarios, serán: a. La calidad del voltaje y frecuencia de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad en el suministro de la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación del servicio.

La Ley N.º 7593, le otorgó a la ARESEP, facultades suficientes para ejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan en el país, incluidos los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de la Ley N.º 7593.

Ello, en relación con el artículo 6.d) de la Ley N.º 7593, que establece como obligación de la ARESEP "(...) fijar las tarifas y los precios de conformidad con los estudios técnicos"", asociado a lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante los cuales se fijan los parámetros, criterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al principio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo 4.a).2) del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-M.

Ahora bien, el artículo 9 de la Ley N.º 7593, dispone que la ARESEP continuará ejerciendo la competencia que la Ley N.º 7200 y sus reformas, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad. Asimismo, dispone que ningún prestador de un servicio público de los descritos en el artículo 5 de esta Ley podrá prestar el servicio, si no cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado por la ARESEP.

En esa línea, le corresponde a la ARESEP, velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley N.º 7593, remite al artículo 25 ibídem, el cual establece que la ARESEP emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos existentes en el país o en el extranjero, para cada caso.

Dichas normas, a su vez, deben concordar con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, los cuales disponen en lo de interés:

"Artículo 32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación del servicio.

La Autoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes servicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para ello empleará:

a. La información que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de la Ley N.º 7593.

b. Cumplimiento de la normativa vigente.

c. Las disposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el Organismo Regulador.

d. Los indicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que el Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.

e. Cualquier otra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para cumplir con sus funciones." "Artículo 34.-Emisión de normas técnicas y económicas.

La Autoridad Reguladora, de conformidad con lo estipulado en la Ley N.º 7593 y previa consulta y coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas bajo las cuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores de regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que se logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de las inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del mejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación." (Resaltado es nuestro).

"Artículo 41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora.

Como parte de las responsabilidades y potestades que le asigna la Ley N.º 7593 a la Autoridad Reguladora, ésta será responsable de:

a. Promulgar las normas técnicas y económicas para la debida prestación del servicio.

b. Evaluar, regular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este reglamento y de las normas correspondientes.

c. Aplicar las sanciones estipuladas en la Ley N.º 7593 y su Reglamento." "Articulo 42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de este reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley N.º 7593 y leyes conexas." Por su parte, el artículo 29 de la Ley N.º 7593 dispone que: "la Autoridad Reguladora formulará y promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a las que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos." El procedimiento para fijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley N.º 7593 y a su vez, el cardinal 31 de la citada ley, establece que para fijar tarifas se deben tomar en cuenta las estructuras productivas modelo o la situación particular de cada empresa. Además, dicha norma dispone que la ARESEP deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la ARESEP considere pertinente.

Así, en el procedimiento tarifario, cada petición sobre tarifas y precios deberá estar debidamente justificada, según lo dispone el artículo 33 de la Ley N.º 7593 y regirán las tarifas y precios, que fije la ARESEP, a partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o a partir del momento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo 34 ibidem.

En esa línea, el artículo 15 del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-MP, dispone que, para fijar las tarifas, se utilizarán modelos, los cuales deben ser aprobados por la ARESEP, de acuerdo con la ley.

El numeral 36 de la Ley N.º 7593, dispone por su parte, el procedimiento de audiencia pública, que deberá seguirse en la formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, así como, la formalización y revisión de las normas técnicas, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse. Dicho numeral se encuentra reglamentado en los artículos 44 al 56 del Decreto No. 29732-MP, en relación con el numeral 9 de la Constitución Política, de modo que manifiestan el ejercicio del derecho constitucional de participación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la jurisprudencia de la Sala Constitucional, entre otras, en la sentencia N.º 7213-2012, al establecer la obligación de la ARESEP, de garantizar la participación ciudadana en la formulación de metodologías tarifarias (en igual sentido, ver las sentencias N.º 016649-2009 y N.º 17093-2008).

Asimismo, a partir del artículo 31 de la Ley N.º 7593, concordado con el numeral 6 inciso 16) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado, (RIOF), se desprende que la Junta Directiva de la ARESEP tiene la competencia para aprobar las metodologías tarifarias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo competencia de la ARESEP.

De igual forma, el numeral 9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General, designar equipos para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución de proyectos para el diseño de metodología de fijación de tarifas.

Por su parte, el artículo 21.2 del RIOF establece que le compete al DGDR, la "(...) Dirigir el proceso de desarrollo de los instrumentos regulatorios promoviendo la innovación y la mejora continua” De las normas citadas anteriormente, se puede extraer que, la ARESEP tiene la competencia exclusiva y excluyente para la fijación de las tarifas de los servicios públicos regulados según la Ley N.º 7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP).

En ese sentido, definir y establecer las metodologías o modelos tarifarios mediante los cuales se determinarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación y las normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios públicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la ARESEP.

La Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N.º 001687-F-S1- 2012, ha señalado con respecto a las potestades de la ARESEP, para establecer las metodologías tarifarías, que: "la Autoridad Reguladora se constituye en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados (...). Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios".

En esa línea de análisis, la Procuraduría General de la República (PGR), en reiterados pronunciamientos, ha afirmado que la definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la ARESEP de fijar tarifas, tales como, los dictámenes C-165-2014 del 27 de mayo de 2014 y C-416-2014 del 24 de noviembre de 2104. Así, se cita en el dictamen C-416-2014 lo siguiente: "c) La definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la ARESEP de fijar tarifas, sin que se encuentre obligada a coordinar con otras entidades u órganos".

Esa misma posición, ha sido reiterada por la PGR en el dictamen C-023-2017 del 1° de febrero de 2017.

Aunado a lo anterior, se debe indicar que el establecimiento de metodologías y criterios tarifarios, por parte de la ARESEP, se enmarca claramente dentro de la discrecionalidad técnica que se le ha reconocido a este ente, siempre y cuando se respete el principio del servicio al costo. Lo anterior, es acorde con los artículos 15, 16 y 160 de la LGAP).

Al respecto, la Sala Primera, ha reconocido esa discrecionalidad de la ARESEP, en el establecimiento de metodologías, al indicar:

"No existe duda de que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de solicitudes tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para ello la Ley N.º 7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6 inciso d) y 29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo es para elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que serán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización (en el procedimiento en sí)." Así las cosas, en aplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11 de la Constitución Política), las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente, establecidos por la ARESEP para tal efecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley N.º 7593 y su reglamento (audiencia pública).

5.2. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio público.

Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde a la Secretaría de Planificación Sectorial de Ambiente y Energía (SEPLASA), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), ente que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE- (actualmente, rige el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030), y el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo (PND), a los cuales está sujeta la ARESEP, según dispone el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley N.º 7593.

Por otro lado, la labor de regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas (generación, transmisión, distribución y comercialización) está a cargo de la ARESEP, según se indica, en el artículo 5.a) la Ley N.º 7593, en el cual, se dispone su función de fijar precios y tarifas, además de velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, en la prestación tanto de dicho servicio público, como de los demás regulados.

A las funciones anteriores se suman, los objetivos y las obligaciones establecidas en los artículos 4 y 6 de la Ley N.º 7593, respectivamente, cuyo cumplimiento, enmarca el ejercicio de las competencias y potestades de la ARESEP, en relación con la regulación de los servicios públicos.

Dichas potestades implican la fijación tarifaria, la definición de normativa técnica y de metodologías tarifarias (entre otras), sancionar ante la comisión de alguna falta, y fiscalizar la prestación de los servicios públicos.

Lo anterior, no es ajeno a la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica, pues dicho servicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la ARESEP, el ejercicio de las potestades mencionadas, de conformidad con la Ley N.º 7593 y su Reglamento.

Ahora bien, considerando que la Ley N.º 7593 y su Reglamento, forman parte esencial del marco legal aplicable a la regulación de los servicios públicos en general, es preciso identificar en cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, que la ARESEP también debe realizar su labor con vista en el "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone lo siguiente:

"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.

Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.

Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.

El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas." A través de dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la ARESEP, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.

Nótese que, la observancia y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de los prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas, de conformidad con las leyes correspondientes.

Y de forma adicional, también se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa autorización de la ARESEP, siempre que no se afecten las condiciones del servicio a terceros.

En igual sentido, resulta aplicable al servicio en cuestión, el “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica” (Decreto 30065-MINAE) que establece:

"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley N.º 7593 (...).

"Artículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley N.º 7593.” La anterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el artículo 9 de la Ley N.º 7593, debe tener todo prestador de un servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la ARESEP (en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas).

Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica.

Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las tarifas respectivas.

En este sentido, resulta importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de tarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés:

"(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su comercialización (...)".

5.3. Sobre la regulación de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el proceso de cogeneración Tal y como se ha indicado, la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, se encuentra debidamente regulada por parte de la ARESEP, desde el ejercicio de sus competencias y potestades otorgadas mediante la Ley N.º 7593.

Ahora bien, dependiendo del prestador del servicio de generación de energía eléctrica, así resulta aplicable el marco normativo específico para cada caso, igualmente, la Ley N.º 7593, su Reglamento y la demás normativa que emita la ARESEP les resulta aplicable, considerando tarifaria y metodológicamente aspectos propios del tipo de generador y de la fuente con la que se genere la energía eléctrica.

De esta forma, la ARESEP, como parte de sus potestades regulatorias, ha emitido metodologías tarifarias para la generación eléctrica privada, considerando entre otros aspectos, la fuente de generación sea ésta, hídrica, eólica, solar, térmica, geotérmica, o con biomasa.

En Costa Rica, tales fuentes son tomadas en su mayoría de los llamados recursos renovables, que son transformados en electricidad, lo que a su vez refleja el alto nivel de energía renovable que caracteriza a nuestro país.

En este sentido, es importante señalar que en el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario (2019-2022), se hizo referencia a la posibilidad de que Costa Rica sea la primera economía descarbonizada del mundo al año 2050, para lo cual se requiere disminuir paulatinamente hasta eliminar, el consumo de combustibles fósiles e incursionar aún más en un sistema cuya generación de energías renovables sea sostenible y autosuficiente, de modo que contribuya a mitigar el impacto de las actividades económicas en el medio ambiente.

En línea con lo anterior, el subsector de electricidad del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 contiene como parte de sus ejes, la sostenibilidad de la matriz energética. A su vez, sus objetivos buscan, entre otros, diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, de modo que se evite la participación relativa de la energía térmica dentro de la matriz energética nacional.

Lo anterior asociado al Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, establecido en el mencionado Plan, que apunta a aprovechar en mayor medida esas fuentes.

Ahora bien, la Política Energética Nacional, propuesta mediante el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030, se encuentra respaldada por una serie de ejes programáticos contenidos en este Plan.

De forma específica, a dicha política que propone, entre otros, el aumento de la contribución del sector energía a la competitividad productiva en el país, se le han aparejado una serie de acciones que buscan mejorar el marco metodológico que norma las fijaciones de tarifas de electricidad, entre otros.

Entre esas acciones, se encuentra “la creación o la mejora de algunas metodologías tarifarias requeridas para la compra de electricidad por parte del ICE a los generadores privados; en particular, las relacionadas con generación mediante biomasa y con residuos sólidos municipales. De esta forma, se busca aprovechar el potencial de generación con esas fuentes que posee el país.” El resaltado es propio.

Lo anterior, involucra directamente a la ARESEP que, en el ejercicio de sus competencias, como se ha indicado, regula la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, indistintamente de su fuente, definiendo entre otros, las metodologías tarifarias que corresponda aplicar en cada caso particular.

En este sentido, cabe resaltar que, para la ARESEP, no es novedoso lo referente a las metodologías tarifarias relativas a la generación con biomasa, pues desde el 2009, emitió la “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta Al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010 y vigente a la fecha, en la cual, se considera específicamente como fuente de generación el bagazo de caña, mediante el cual, se produce la energía que los generadores privados le venden al ICE a la luz, de la Ley N.º 7200, capítulo I.

En igual sentido, en el 2011, la ARESEP emitió el “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, aprobado mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011 y vigente a la fecha, también relativo a los generadores privados cubiertos por el capítulo I de la Ley N.º 7200.

Dicho modelo es aplicable al mismo tiempo que lo es la metodología referente al bagazo de caña, ello, dependiendo de la fuente de generación de la que se trate, así, se dispuso en éste:

“1.1. Objetivo y alcance (…)

Se excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo. (…)” De esta forma, como se puede observar, la ARESEP en el ejercicio de sus competencias regulatorias y en aras de la mejora continua, ha venido estableciendo metodológicamente lo referente a la generación eléctrica con biomasa y la revisión de los instrumentos técnicos para la regulación, en atención a lo dispuesto en la política energética establecida en el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030.

Ahora bien, ciertamente se ha venido haciendo referencia a la etapa de la generación como parte del servicio público de suministro de energía eléctrica, según el artículo 5 inciso a) de la Ley N.º7593, no obstante, tal y como se explicó en el anterior apartado 5. Justificación, en el caso que nos ocupa, se hace referencia específica a la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa.

Tal y como se explicó, en el caso que nos ocupa, se trata de una cogeneración, debido a que la energía eléctrica a partir del uso de biomasa es el resultado de una generación simultánea como parte de un proceso de energía térmica y eléctrica, de forma que, las plantas cogeneradoras consumen el calor y la energía para sus actividades y en función de su capacidad instalada aprovechan también para vender la energía eléctrica sobrante a la red eléctrica.

Es por ello por lo que, más que tratarse de una generación de energía eléctrica, en el sentido puntual que señala el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, se trata de una cogeneración, en el tanto, el prestador, finalmente produce energía eléctrica como resultado de un proceso propio de otra actividad productiva principal.

No obstante, lo anterior no deja de ser parte de la etapa de generación de suministro de energía eléctrica, pues, finalmente, se está produciendo energía para la venta al ICE, a la luz de la Ley N.º 7200, servicio que como se ha indicado, debe ser regulado por la ARESEP.

Adicionalmente, a la normativa mencionada, el “Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela”, Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET publicado en el Alcance N.º 72 del Diario Oficial La Gaceta N.º 108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la participación de generadores privados:

“Artículo 3.- Participación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en participar en la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto establezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento. El ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de veinte años. (…)” Además, este Decreto establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y precios de compra:

“(…) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200 y sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las plantas existentes. (…)

Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.” Este artículo establece como una de las modalidades legalmente dispuestas para que la ARESEP, lo defina dentro de la metodología tarifaria, el precio máximo, lo cual es el enfoque que se presenta en esta propuesta, ello en el ejercicio de la discrecionalidad técnica con la que cuenta la ARESEP.

En ese sentido, la ARESEP cuenta con potestad técnica discrecional para definir las metodologías y modelos de cálculo para cada servicio público que regula. De modo que, conforme a parámetros, criterios y valoraciones técnicas, entre otros, puede determinar en cada caso particular la metodología que considere necesaria y adecuada.

Dicha discrecionalidad técnica está ampliamente reconocida en la jurisprudencia judicial. A manera de ejemplo se cita:

"(…) Nótese que la misma legislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de aquel órgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición no vinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que en orden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo, excluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa particularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe adoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa autoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los modelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en la fijación de las tarifas.

Como parte del principio de legalidad, las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el efecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia pública). Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe publicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de cálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe o no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica y constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios.

(…)” Resolución N.º 00557-F-2007 del 10 de agosto de 2007, de la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia.

Las normas mencionadas resultan concordantes con el “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés:

“Artículo 22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo.

Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N.º 7593, a su Reglamento y a este Reglamento.” El análisis integral del marco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31 al 36 de la Ley N.º 7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14 de la Ley N.º 7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo N.º. 37124-MINAET, artículo 23 y 26 del “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MPMINAE- MEIC, corresponde a la ARESEP fijar los precios y tarifas de dichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia de los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General de la República.

De esta forma, resulta evidente que la cogeneración en el sentido que propone esta metodología tarifaria, debe ser un servicio amparado no solo por la Ley N.º 7200, sino, también por la Ley N.º 7593 y su reglamento, que dispone funciones de regulación de la Autoridad Reguladora.

5.4. Ejercicio de la potestad tarifaria y metodológica de la ARESEP, en relación con los generadores privados amparados por el capítulo I de la Ley N.º 7200 En el caso que nos ocupa, es preciso identificar que las metodologías y modelos tarifarios que la ARESEP emita, a fin de realizar la fijación tarifaria para el servicio de generación de energía eléctrica producida, en este caso, a partir de la biomasa utilizando procesos de combustión, le resultan aplicables de forma exclusiva a los generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N.º7200, excluyendo aquellos que generan en atención al Capítulo II de ésta (adicionado mediante la Ley N.º 7508).

Lo anterior, se sustenta no solo en la inclusión de la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica estipulado en el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, sino también, en la propia Ley N.º 7200, artículo 14 y en el Reglamento al Capítulo I de dicha Ley (Decreto N.º 37124-MINAET), artículo 20.

Por su parte, las tarifas referentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del Capítulo II de la Ley N.º 7200, indistintamente de su fuente, son definidas dentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de realizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de precios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley.

De modo que la ARESEP, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas.

6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional Según la organización intergubernamental “International Renewable Energy Agency” por sus siglas en inglés, IRENA, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo especializado en la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible de las energías renovables, del informe Renewable-Power- Generation Costs6 (2023, pág. 165), se destacan algunos datos para la generación con biomasa:

6https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Entre 2010 y 2024, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) promedio ponderado global de la bioenergía para proyectos de generación no siguió una tendencia específica al alza o a la baja. En 2024, el LCOE fue de 0,087 USD/kWh. Este valor fue un 1% mayor que en 2010 y un 19% superior al valor de 2023 de 0,073 USD/kWh. No obstante, en 2024 el LCOE se mantuvo por debajo de los niveles máximos observados durante el período 2010–2024.

• Para los proyectos de bioenergía que se pusieron en marcha en 2024, el costo total de instalación promedio ponderado global fue de USD 3 242 / kW. Esto representó un aumento del 16% respecto al promedio ponderado de 2023 de USD 2 795 / kW.

• Los factores de capacidad para las plantas de bioenergía son heterogéneos, dependiendo de la tecnología y la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global para proyectos de bioenergía varió entre un 67% registrado en 2012 y 2016, y 86%, registrado en 2017. En 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fue del 73%.

• En 2024, el LCOE promedio ponderado varió desde un mínimo de USD 0,062 / kWh en India y USD 0,065 / kWh en China, hasta máximos de USD 0,096 / kWh en Europa y USD 0,106 / kWh en América del Norte.

La información anterior se resume en el siguiente gráfico:

Gráfico 2. Costos totales instalados promedio ponderados globales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2024__ El gráfico muestra la forma en que el costo instalado, el factor de capacidad y los costos del kWh han variado en los últimos años sin mostrar una tendencia clara hacia la baja o hacia el alza.

Gráfico 3. Costos totales instalados de proyectos de generación de bioenergía por materias primas seleccionadas y país / región, 2000-2024 En el gráfico anterior, en el primer recuadro representa los costos instalados de la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se genera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de América, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de menos de USD 2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más pequeñas, entre 20 y 30 MW.

Según datos de IRENA (2024), los proyectos de generación eléctrica mediante bioenergía han exhibido una considerable variabilidad en sus factores de capacidad, dependiendo tanto de la tecnología utilizada como de la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fluctuó entre un 67% —valor observado en 2012 y 2016— y un máximo de 86% en 2017. Para 2024, dicho factor global se situó en 73%.

Cuando la biomasa disponible es constante a lo largo del año, algunas plantas pueden alcanzar factores de capacidad muy elevados —entre 85% y 95%. Sin embargo, este nivel de eficiencia disminuye si la materia prima depende de ciclos agrícolas estacionales. A ello se suma una preocupación creciente: el impacto potencial del cambio climático sobre la disponibilidad de biomasa, ya que las variaciones en los patrones de temperatura y precipitación podrían alterar no solo el volumen total anual disponible, sino también su distribución a lo largo del año.

Los datos utilizados por IRENA (2024) indican que las plantas que operan principalmente con bagazo tienden a mostrar factores de capacidad más bajos que aquellas basadas en otros tipos de biomasa.

Durante el período analizado, tales plantas registraron valores típicos entre 50% y 60%, con extremos que van desde 39% en América del Norte hasta 82% en Europa. Por el contrario, las instalaciones que utilizan desechos vegetales u agrícolas —incluyendo residuos de madera— alcanzaron factores de capacidad ponderados por región que varían entre 63% y 93%. Entre estas, los residuos de madera sobresalen por su estabilidad como materia prima, mostrando valores agrupados típicamente entre 68% y 78%.

En el caso de Costa Rica, la materia prima disponible es estacional, al basarse en los tiempos de la cosecha de la caña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas plantas generan entre cuatro y cinco meses al año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que mantiene el División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, anterior CENCE) y que se encuentran disponibles en la ARESEP.

En el informe de Irena (2024, pág. 171), los costos fijos de operación y mantenimiento incluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina de los componentes de la planta, como calderas, gasificadores, equipos de manipulación de materias primas y otros elementos.

En total, según el mencionado informe estos costos de operación y mantenimiento representan entre el 2% y el 6% de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía bioenergética tienden a tener costos fijos de operación y mantenimiento por kW más bajos, debido a las economías de escala.

Dicho informe agrega que, los costos variables de operación y mantenimiento presentan un promedio de USD 0,004 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los costos fijos de operación y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de servicio son los componentes principales de los costos variables de operación y mantenimiento, aunque también incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la eliminación de cenizas.

Gráfico 4. LCOE por proyecto y promedios ponderados de proyectos de generación de energía bioenergética por materia prima y país / región, 2000-2024 Del gráfico anterior se puede observar que el promedio ponderado más alto para este período (2000-2024) fue de USD 0,106 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos cayeron entre USD 0,052 / kWh y USD 0,206 / kWh.

6.2. El modelo tarifario actual En relación con el modelo tarifario vigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta con dos metodologías tarifarias aprobadas por la ARESEP para la generación eléctrica con biomasa, a saber:

• “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma.

• “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta N.º 233 del 05 de diciembre de 2011 y su reforma.

En el caso de la metodología de bagazo de caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que considera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de electricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de inversión y de explotación.

Por su parte, el modelo de biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de costos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una estructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo de la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad.

Este último modelo se aprobó bajo la premisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación con fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy amplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes biomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como las condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama de condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos financiero-contables de cada generador.

En ambos modelos se establecen los procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como, los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.

6.3. Necesidades del sector regulado Como parte del proceso de mejora regulatoria, destacado en la definición y revisión de las metodologías tarifarias, la ARESEP ha procurado detectar en el ejercicio de su labor establecida mediante la Ley N.º 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos regulatorios, ello sin perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que se puedan conocer por parte de algún prestador o tercero interesado y que resulten susceptibles de considerarse en el proceso.

6.3.1. Observaciones del ICE El ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto, de dichas manifestaciones se destacan las siguientes:

• Desacuerdo con que las tarifas sean en dólares, esto dado a que las empresas realizan la mayoría de sus erogaciones por concepto de costos de operación y administrativos en colones.

• La inconveniencia de aplicar en la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son inconsistentes con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias.

• Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente.

• Ajuste por índices de precios, debido a que los costos de inversión y los costos totales cambian al actualizarlos por índices, sin embargo, en las empresas modelos se busca que los costos se actualicen por mejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos costos o incrementos que no representen ninguna eficiencia para la planta y que esto incentive a los generadores a ser más eficientes y así buscar la mejora de sus sistemas de producción.

• Cuestionamiento del porcentaje de reserva del bagazo.

• Porcentajes de distribución de la energía para consumo propio y la energía para la venta y su impacto en los costos de producción de la actividad de generación de energía.

• Reconocimiento de gastos que no son considerados en otras metodologías, entre ellos el gasto por impuesto de renta y los gastos financieros.

Adicionalmente, por medio de oficio 0510-55-2026 del 20 de enero de 2026, el ICE solicitó a ARESEP revisar y ajustar la metodología/tarifa aplicable a plantas de bagazo “existentes” (con contrato prorrogado), porque considera que la metodología vigente (planta modelo) sobrestima la tarifa al reconocer inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta nueva, aun cuando esos costos ya se habrían recuperado en el primer contrato.

6.3.2. Observaciones de la IE La IE, como aplicador de las metodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora, las cuales fueron remitidas a la DGDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos:

• Alcance de las fijaciones tarifarias extraordinarias.

• Falta de claridad en la metodología sobre cuáles variables pueden y deben actualizarse en las fijaciones tarifarias.

• Inclusión del uso de información proveniente de la contabilidad regulatoria.

• Reconocimiento del impuesto de la renta dentro de los costos tarifarios.

• Reconocimiento de los gastos financieros dentro de los gastos tarifarios.

• La indexación de los costos totales.

• La rentabilidad que se calcula sobre un monto de inversión que considera una planta siempre nueva.

• La conveniencia de fijar las tarifas en dólares.

6.3.3. Observaciones de la DGDR La DGDR, por medio del informe IN-0053-DGDR-2025 del 22 de setiembre de 2025, recomienda diferenciar explícitamente el tratamiento metodológico entre plantas nuevas y plantas existentes en cogeneración con biomasa, porque el enfoque para plantas nuevas debe incorporar recuperación de la inversión y la rentabilidad, mientras que la metodología de existentes debe reconocer principalmente la rentabilidad sobre el capital invertido. Por ello, esta dirección señaló que se requiere un tratamiento diferenciado, ya sea mediante metodologías separadas o mediante un apartado específico dentro de la misma metodología que permita reconocer y recuperar la inversión cuando corresponda.

Adicionalmente, la DGDR enfatizó que la variable clave para diferenciar entre plantas nuevas y existentes es el reconocimiento de la inversión: en plantas existentes no debe reconocerse nuevamente la recuperación de esa inversión (si ya fue reconocida en un primer contrato), mientras que en plantas nuevas sí debe reconocerse la recuperación junto con la rentabilidad.

6.4. Análisis de las necesidades del sector Posterior a la valoración de las necesidades del sector planteadas por el ICE, las empresas prestadoras y los equipos técnicos de la ARESEP, se propone consolidar en una sola metodología las reglas aplicables a la cogeneración con bagazo de caña y a la biomasa distinta del bagazo. Esta consolidación busca uniformar criterios, mejorar la trazabilidad de la información y fortalecer la consistencia regulatoria. No obstante, dada la naturaleza del negocio y los distintos estados de madurez de las inversiones, la metodología incorpora una segmentación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el fin de diferenciar el reconocimiento de la recuperación de la inversión y la rentabilidad, según corresponda.

En este contexto, la diferenciación entre plantas nuevas y existentes atiende una necesidad práctica del sector, particularmente en escenarios de renovación de contratos. En las plantas existentes, resulta determinante evitar el reconocimiento de componentes de inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta que inicia en “año cero”, cuando esos costos pudieron haber sido recuperados total o parcialmente en periodos contractuales previos. A su vez, para plantas nuevas, se justifica un tratamiento que reconozca tanto la recuperación de la inversión como la rentabilidad, sustentado en supuestos técnicos verificables (vida útil, vida remanente, antigüedad, condiciones de operación y estacionalidad).

Asimismo, considerando las particularidades de la cogeneración con biomasa y la información disponible, se plantea abandonar el esquema de planta modelo y adoptar un enfoque de tarifas máximas por empresa. Este criterio se sustenta en que la ARESEP cuenta con información financiero-contable y operativa auditada de un número reducido de prestadores y, además, se trata de plantas heterogéneas (en energía generada y en estructura de inversión, operación y mantenimiento). En ese sentido, definir un precio máximo por empresa a partir de valores reales (estados financieros auditados, contabilidad regulatoria y demás fuentes disponibles) permite reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador y establecer señales regulatorias más transparentes; adicionalmente, la tarifa máxima preserva un margen para la negociación entre las partes sin trasladar automáticamente supuestos uniformes que no representan la realidad de cada planta.

Finalmente, al incorporar la segmentación (nuevas/existentes) y el enfoque de tarifa máxima por empresa, la metodología puede mejorar la transparencia y la trazabilidad de los componentes reconocidos, reducir riesgos de distorsión y fortalecer el principio de servicio al costo. Al mismo tiempo, este enfoque exige complementar la aplicación tarifaria con criterios de depuración y verificación de la información y con mecanismos que promuevan eficiencia, de forma que se reconozcan únicamente costos necesarios y razonables para la prestación del servicio de generación destinada a la venta de excedentes.

7. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA 7.1. Abreviaturas kWh: kilo Watt hora.

MW: Megavatio.

kW: Kilovatio.

7.2. Acrónimos ARESEP: Autoridad Reguladora de los servicios Públicos.

CAPM: Capital Asset Pricing Model (Modelo de valoración de activos de capital, al traducirla al español).

DOCSE: División Operación y Control del Sistema Eléctrico.

DGDR: Dirección General de Desarrollo de la Regulación.

DGAJR: Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria.

DR-PO-03: Procedimiento para desarrollar y modificar modelos tarifarios y reglamentos técnicos, versión del 18 de marzo de 2022.

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad.

IE: Intendencia de Energía.

IRENA: International Renewable Energy Agency (Agencia Internacional de las Energías Renovables, al traducirla al español).

LGAP: Ley General de la Administración Pública.

MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía.

OS: Operador del Sistema.

PGR: Procuraduría General de la República.

PND: Plan Nacional de Desarrollo.

PNE: Plan Nacional de Energía.

RIOF: Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado.

SEN: Sistema Eléctrico Nacional.

7.3. Definiciones Bagazo de caña: Residuo que se obtiene del proceso de fabricación del azúcar a partir de la caña, es una fuente de biomasa.

Biomasa: Materia orgánica de origen biológico, compuesta principalmente por estructuras de lípidos e hidratos de carbono y otra serie de compuestos biomoleculares, normalmente acompañada de altos porcentajes de humedad. No derivada del petróleo, que es aprovechable para producir energía renovable.

Capacidad instalada o capacidad de planta: Es el potencial de producción o volumen máximo de producción que una empresa o planta en particular, puede lograr durante un período de tiempo determinado, teniendo en cuenta todos los recursos que tienen disponibles, sea los equipos de producción, instalaciones, recursos humanos, tecnología, experiencia/conocimientos entre otros.

Central de energía eléctrica o central eléctrica o planta generadora de energía eléctrica:

Instalación industrial diseñada para convertir la energía mecánica proveniente del agua, la biomasa, búnker, el gas u otros, en energía eléctrica.

Cogenerador: Planta o central eléctrica que genera energía eléctrica para su proceso productivo normal de su actividad económica y los excedentes los dispone en la red eléctrica pública para la venta de energía al comprador de la energía.

Combustión: Proceso mediante el cual se produce la quema de cualquier sustancia, en este caso, biomasa, para producir calor.

Comprador de la energía: Para efectos del presente instrumento tarifario, se entenderá por comprador de la energía al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o a cualquier otro prestador legalmente habilitado para la adquisición de energía eléctrica, con el cual el cogenerador mantenga vigente el respectivo contrato de compra de energía eléctrica.

Concesión: Autorización que el Estado otorga para operar, explotar y prestar el servicio de generación.

Generador con biomasa: Central de energía diseñada para generar energía eléctrica a partir de residuos biológicos o biomasa. También se denomina generador a la persona física o jurídica que posee una central de energía eléctrica.

Planta de generación nueva: Se entenderá por planta de cogeneración nueva aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada previamente en ningún proceso de producción de electricidad a partir de biomasa. En consecuencia, para efectos de esta metodología, una planta nueva es aquella que no ha generado energía eléctrica para su venta bajo un contrato de compraventa de electricidad ni para fines de autoconsumo.

Planta de generación existente: Se entenderá por planta de cogeneración existente aquella cuya inversión en capital físico ya ha sido empleada previamente en la producción de electricidad, sea para la venta de energía o para autoconsumo. En consecuencia, para efectos tarifarios, estas plantas no incorporarán el reconocimiento del costo de reposición de la inversión, por tratarse de instalaciones cuya inversión inicial ya fue recuperada a través de las tarifas aplicadas durante su período de operación.

Periodo de cosecha: Lapso durante el cual se lleva a cabo la recolección, disponibilidad y aprovechamiento de la biomasa que sirve de insumo para el proceso de cogeneración. En aquellos casos en que la biomasa utilizada no derive de un proceso de recolección propiamente dicho, el período de cosecha corresponderá al plazo durante el cual se obtenga dicha biomasa para su aprovechamiento energético.

8. DEFINICIÓN DEL MODELO 8.1. Alcance Esta metodología aplicará para la fijación de tarifas ordinarias de oficio o a solicitud de parte para la compraventa de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, con una periodicidad de aplicación anual, bajo las condiciones técnicas establecidas en el país por la ARESEP y que cumplan con el ordenamiento jurídico aplicable, así como la normativa vigente y las consideraciones, premisas y criterios expuestos para esta metodología o las que a futuro se establezcan.

La finalidad de esta metodología es definir un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita calcular las tarifas máximas por cogenerador para la venta de energía eléctrica producida con distintas fuentes de biomasa en procesos de combustión, diferenciando entre plantas nuevas y plantas existentes, para efectos de reconocer adecuadamente la recuperación de la inversión y la rentabilidad asociada a cada condición.

Lo anterior de conformidad con el artículo 20 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 “Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela”, N.º 37124-MINAET, el cual en su artículo 20 indica que “Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.” Considerando lo anterior, la metodología propuesta tiene su campo de acción en la venta de energía eléctrica producida por cogeneradores privados de energía por medio de diferentes fuentes de biomasa en procesos de combustión, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley N.º 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas de biomasa con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley N.º 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP; en consecuencia, se circunscribe a proyectos de cogeneración que comercializan excedentes bajo el marco de dicha Ley y su Reglamento. No incluye la producción de energía con residuos sólidos municipales, ni procesos como gasificación, pirólisis, reactores de plasma, entre otros.

La metodología considera que la biomasa utilizada proviene de un proceso productivo cuya actividad principal no es la generación eléctrica; en ese contexto, la planta cogeneradora destina una parte de la energía producida al autoconsumo del propio proceso productivo y únicamente el excedente se inyecta a la red para su respectiva venta, por lo que la venta de electricidad constituye una actividad complementaria o secundaria respecto del giro productivo principal.

La metodología utilizará como insumo para su aplicación, la información financiera contable aportada a la ARESEP por los prestadores de este servicio, proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria según los formatos y plazos establecidos por el área encargada de la aplicación tarifaria. En caso de que se emplee otra información distinta a la incluida en los estados financieros, se requiere justificar el motivo de su inclusión e indicar cuál es la fuente de la información.

Por su parte, se aclara que la determinación de una tarifa para la producción de energía con otras fuentes de biomasa distintas al bagazo podrá realizarse en la medida en que el interesado aporte información financiero-contable suficiente, completa y verificable, de conformidad con las disposiciones que en esta materia haya establecido la ARESEP o que en un futuro establezca, incluida la posibilidad de requerir información técnica complementaria para sustentar supuestos de operación y costos.

8.2. Objetivos 8.2.1. Objetivo general Establecer una metodología tarifaria transparente, consistente y replicable, basada en costos eficientes y una rentabilidad razonable, para definir las tarifas por kWh aplicables a la venta de energía eléctrica producida mediante combustión de biomasa por plantas privadas, diferenciando entre plantas nuevas y existentes, garantizando el principio de servicio al costo y la coherencia con el marco jurídico y técnico vigente, al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200.

8.2.2. Objetivos específicos i. Definir el procedimiento técnico de cálculo tarifario para la determinación de las tarifas por kWh aplicables a plantas privadas de cogeneración con biomasa, diferenciando el tratamiento entre plantas nuevas y plantas existentes.

ii. Establecer los criterios para el reconocimiento, depuración y actualización de costos e inversiones, garantizando que únicamente se incorporen costos eficientes, razonables y atribuibles a la generación destinada a la venta de energía.

iii. Determinar la metodología para estimar la rentabilidad del capital invertido, incluyendo el tratamiento del costo del capital, la estructura de financiamiento y la vida económica o remanente de las plantas, en concordancia con el principio de servicio al costo.

iv. Definir las fuentes de información, requisitos de reporte y mecanismos de verificación regulatoria, necesarios para asegurar la consistencia, trazabilidad y comparabilidad de la información utilizada en la fijación tarifaria.

8.3. Aspectos generales de la metodología La presente metodología establece el proceso de cálculo de la tarifa máxima para el servicio de venta de energía eléctrica producida con biomasa entre los cogeneradores privados y el comprador de la energía eléctrica, diferenciando entre plantas nuevas y existentes de cogeneración de energía.

De esta forma, la metodología cuenta con dos capítulos claramente diferenciados, uno aplicable a plantas privadas de cogeneración nuevas y otro a plantas privadas de cogeneración existentes, donde la principal diferencia se relaciona con la recuperación de la inversión. Esta diferenciación responde a las características técnico-económicas particulares de cada grupo y a la necesidad de contar con criterios tarifarios coherentes con su condición operativa y contractual.

Dado que las plantas pueden ser utilizadas para producir energía para autoconsumo, esta tarifa considera únicamente los costos, gastos e inversión que corresponden efectivamente a la generación destinada a la venta de energía.

La tarifa será considerada como tarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del usuario.

La aplicación del concepto de tarifa máxima no es ajena al quehacer de la ARESEP, ya que esta se encuentra enmarcada entre las potestades excluyentes y exclusivas que el marco legal le permite establecer para equilibrar el interés del operador y de los usuarios en la fijación de precios y tarifas.

En la determinación del precio del kWh podrá definirse una estructura tarifaria horaria, estacional o una combinación de ambas. El comprador deberá establecer los parámetros en las bases de contratación o, en su defecto, permitir que los generadores privados presenten sus ofertas conforme a esta metodología. También podrá definirse una estructura por bloques de energía, siempre que se justifique con base en las necesidades del SEN y la optimización del parque generador disponible.

Conforme a lo dispuesto en el artículo 22 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200, Decreto N.º 37124-MINAET, el comprador deberá considerar, entre otras, las necesidades de abastecimiento del SEN, el plazo de vigencia de la concesión, la vida útil remanente de la planta, el interés público, el costo estimado del contrato, la continuidad óptima del servicio, la política pública sectorial, la conveniencia y optimización económica del servicio y la seguridad operativa del SEN, todo ello dentro de los límites previstos en el artículo 7 de la Ley N.º 7200.

A efectos de esta metodología, los prestadores deberán aportar la información relativa a la porción o porcentaje de la energía eléctrica destinada a la venta. Con esta información, y conforme al artículo 32 de la Ley N.º 7593, se analizarán los costos, gastos e inversión asociados al servicio, aplicando los principios de proporcionalidad, razonabilidad y servicio al costo, con el fin de determinar cuáles de esos costos, gastos e inversiones corresponden efectivamente a la producción destinada a la venta.

Para el análisis tarifario se entenderá por “último periodo de cosecha” aquel que coincida con los meses comprendidos dentro del periodo fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa sujeta a esta metodología o, en su defecto, el cierre fiscal nacional aplicable. En ningún caso se utilizará información que no corresponda estrictamente a dicho periodo, salvo ajustes debidamente justificados y conciliados para asegurar consistencia y trazabilidad.

8.4. Selección del enfoque regulatorio y aplicación La presente metodología se aplicará, en la etapa actual del mercado de cogeneración con biomasa, mediante la determinación de tarifas máximas individuales por operador, tanto para plantas nuevas como para plantas existentes, conforme a las reglas específicas previstas en los capítulos correspondientes de este instrumento.

Este enfoque se justifica en las condiciones actuales del mercado regulado, caracterizado por un número reducido de participantes y por la existencia de diferencias relevantes entre las estructuras operativas, tecnológicas, financieras y de costos de los cogeneradores. Mientras persista esta situación de baja participación y heterogeneidad significativa entre los cogeneradores, resulta técnicamente más consistente aplicar un esquema de tarifa máxima por operador, calculada a partir de la información financiera, contable, técnica y operativa de cada prestador, debidamente verificada por la ARESEP. Este mecanismo permite reconocer de manera más precisa los costos y gastos atribuibles al servicio regulado, fortalece la trazabilidad del cálculo tarifario y se ajusta de mejor forma al principio de servicio al costo.

Asimismo, la utilización de tarifas máximas por operador permite atender las particularidades propias de la cogeneración con biomasa, en la que la actividad de venta de energía se encuentra vinculada a un proceso productivo principal distinto de la generación eléctrica, y en la que la biomasa disponible, la proporción destinada al autoconsumo, la potencia contratada, la duración del periodo de cosecha y la condición de planta nueva o existente pueden variar de manera sustancial entre prestadores.

Sin perjuicio de lo anterior, el esquema previsto en esta metodología responde a las condiciones actuales del mercado y, por tanto, podrá ser objeto de revisión en el futuro. En la medida en que el sector presente un mayor desarrollo, se incremente la cantidad de operadores y se disponga de información más homogénea y comparable, la Autoridad Reguladora podrá valorar la pertinencia de adoptar mecanismos tarifarios de fijación por industria conforme a lo indicado en la sección 12 denominada “Seguimiento y evaluación”.

De esta forma, la metodología adopta un enfoque gradual y prudente: en la coyuntura actual, aplica tarifas máximas por operador como respuesta a la realidad del mercado; y, hacia futuro, prevé mecanismos de seguimiento y revisión que permitan ajustar el modelo tarifario si la evolución del sector demuestra que ya existen condiciones técnicas y regulatorias para un tratamiento de industria.

8.5. Capítulo I: Plantas nuevas de cogeneración de energía eléctrica 8.5.1. Formulación del modelo La definición de la tarifa se lleva a cabo a través del cálculo de una tarifa máxima por cogenerador privado, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el servicio al costo en beneficio del usuario.

La definición de la tarifa máxima se realiza de la siguiente forma:

Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh.

CE = Costo de explotación anual.

CFC = Costo fijo por capital anual.

EV = Expectativa de venta de energía anual en kW.

La variable de “Expectativa de venta de la energía anual en kW (EV)” puede ser expresada en función de la potencia contratada (Pcon), las horas en que la planta estuvo en operación (H) y el factor de planta (Fp); por tanto, la fórmula anterior puede expresarse de la siguiente forma:

Simplificando la expresión de la siguiente forma:

Donde, La tarifa máxima aprobada por la Autoridad Reguladora constituye el límite superior aplicable para la venta de energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa. En consecuencia, la tarifa final a facturar será la que negocien y acuerden las partes, dentro del margen habilitado por dicha tarifa máxima, sin que en ningún caso pueda superar el monto aprobado por la ARESEP. La tarifa acordada deberá guardar consistencia con los principios de razonabilidad, proporcionalidad y servicio al costo, procurando equilibrar los intereses del comprador de la energía y del generador privado. Asimismo, dicha tarifa no podrá comprometer la continuidad del servicio ni la sostenibilidad financiera del generador privado, por lo que deberá considerar los costos y gastos necesarios, razonables y atribuibles a la actividad regulada de venta de energía eléctrica.

8.5.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) El costo anual de explotación incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de energía, en la cual se reconocen: a) los costos proporcionales a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a costos compartidos entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) los costos exclusivos asociados a la actividad de venta de energía. Los costos de explotación se conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y otros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de regulación.

El costo de explotación no incluye: a) gastos de depreciación, b) gastos financieros ni c) los impuestos asociados a las utilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable.

A su vez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la materia prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un subproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación de energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de generación están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia prima hacia la planta generadora.

El costo de explotación anual por kW contratado se determina con la siguiente fórmula:

El cálculo de este valor se hará mediante el uso de la información financiera contable de los prestadores a los que les aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía, b) los costos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para la prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean desproporcionados para prestar el servicio público regulado que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para la venta al comprador de la energía.

Se utilizará la información financiera contable del último corte anual disponible, de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector por parte de la ARESEP. En caso de que no se pueda estimar el costo de explotación anual debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación y no se cuenta con estados financieros auditados o la contabilidad regulatoria, la tarifa máxima del operador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”.

La fecha de corte de los datos que se utilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

La fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los estudios tarifarios contendrán la información actualizada para todas las variables a la misma fecha de corte mencionada anteriormente.

8.5.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) El costo fijo por capital representa la remuneración asociada a la inversión realizada en los activos de una planta de generación. En general, es el mecanismo que reconoce el valor del capital comprometido en la infraestructura de generación y la rentabilidad que se espera obtener por dicho capital. Para el caso de las plantas nuevas es necesario reconocer la recuperación del capital invertido, así como la rentabilidad asociada a ese capital, dado que el inversionista aún no ha recuperado la inversión inicial.

El rubro de costo fijo por capital anual por kW contratado para plantas de generación nuevas se determina mediante la siguiente fórmula:

8.5.3.1. Monto de la inversión por kW contratado (IkW) El monto de inversión (I) a reconocer corresponde al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo utilizados para cogenerar energía, en la cual se reconocen: a) la inversión proporcional a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a inversión compartida entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) la inversión exclusiva asociada a la actividad de venta de energía.

El monto de la inversión por kW contratado se obtiene en la siguiente fórmula:

El monto de la inversión se calculará utilizando la información financiera contable proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria, de conformidad con las disposiciones que establezca la Intendencia de Energía. Dicha información deberá ser remitida por cada prestador al que le aplique esta metodología.

Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º7593, de tal forma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la venta de energía, b) inversiones que no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el servicio público ni las c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para venta al comprador de la energía.

No se reconocerán los activos que estén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de la cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la cogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se reconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de energía eléctrica.

Para esta variable se considerará el valor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y equipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio público) utilizado para la cogeneración. Dichos activos se valorarán a su valor actualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará seguidamente), información que será suministrada mediante la contabilidad regulatoria.

En relación con la actualización al valor presente de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar sus activos de conformidad con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o en las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) aplicables en esta materia, o bien conforme a la norma internacional que eventualmente sea adoptada a nivel nacional. Para tales efectos, podrá aplicar el modelo del costo o el modelo de revaluación.

En caso de optar por el modelo de revaluación, deberá estimarse el valor razonable de los activos, el cual deberá estar técnicamente sustentado y justificado. Asimismo, la empresa deberá mantener sus registros contables de conformidad con dicha normativa, separando los saldos registrados al costo de aquellos correspondientes a revaluaciones, con el fin de asegurar su adecuada trazabilidad y seguimiento.

Adicionalmente, las empresas deberán justificar y presentar la documentación que respalde la política contable adoptada conforme a dichas normas. Esta política deberá estar debidamente revisada y avalada por los auditores externos en el marco de las auditorías a los estados financieros.

En caso de que los estados financieros auditados contengan salvedades, una opinión adversa (negativa) o una abstención de opinión por parte del auditor, y que en los hallazgos se indique que la valoración de los activos no se apega a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o a la norma internacional que se adopte a nivel nacional o bien que la empresa no cuente con políticas contables de valoración de activos apegadas a dichas normas, para efectos del cálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de adquisición de los activos.

En caso de que no se pueda estimar el costo de la inversión debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación y no cuenta con estados financieros auditados o la contabilidad regulatoria, la tarifa máxima del operador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”.

8.5.3.2. Factor recuperación de capital (Frc) El factor recuperación de capital se utiliza para convertir el monto de una inversión inicial en un pago constante durante un periodo de años, su función principal es distribuir el valor presente de esa inversión en una serie uniforme de pagos que reflejen, simultáneamente, la recuperación del capital y el rendimiento exigido sobre dicho capital. Esto se realiza aplicando una tasa de descuento que incorpora el costo de financiamiento. De esta manera, el monto se distribuye en pagos anuales, donde cada pago incluye dos componentes: una parte destinada a recuperar el monto invertido (es decir, devolver el capital) y otra que compensa al inversionista por el uso de su capital durante el periodo establecido (equivalente al rendimiento o costo del capital).

La fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente:

8.5.3.2.1. Rédito para el desarrollo (R) El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas en inglés), según se muestra en la siguiente fórmula:

Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio.

Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver sección 8.5.3.2.1.1. denominada “Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp)”.

8.5.3.2.1.1. Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, “Capital Asset Pricing Model”).

Para estimar el costo de capital propio se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la aplicación del CAPM. Dado que la información utilizada está basada en tasas expresadas con moneda en dólares estadounidenses, se considera necesario realizar una equivalencia a colones, por lo que se utiliza la paridad de tipos de interés cubierta. Dicha “condición de paridad establece que el diferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es igual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág. 8)”7.

7Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad del capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR. “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Por tanto, esta equivalencia se expresa de la siguiente forma:

Para la estimación del “Ccp$" se empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento:

“Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

Donde, βa = Beta apalancada de la inversión.

βd = Beta desapalancada. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio.

Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

8.5.3.2.1.2. Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo Las fuentes, especificaciones y características de los parámetros que se requieren para estimar el rédito para el desarrollo son los siguientes:

1. Costo del endeudamiento (Cd): Para obtener el costo del endeudamiento se utilizará el promedio de la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, de las Otras Sociedades de Depósito (OSD)8,sobre los valores de los últimos cinco años, con corte a la fecha de la información financiera contable utilizada para la fijación tarifaria. Esta fecha corresponderá al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La información se tomará de la publicación mensual realizada por el Banco Central de Costa Rica denominada “Tasa activa negociada (TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en colones”.

8Incluye bancos, cooperativas, mutuales y financieras.

2. Tasa impositiva (Ti): Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999) que indica “Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser reconocido en la estructura de costos de ningún servicio público regulado por esta Autoridad Reguladora” o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la ARESEP.

3. Valor de la deuda (Vd) y Valor del capital propio (Vcp):

• El valor de la deuda (Vd) considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

• El valor del capital (Vcp) corresponde a recursos propios o patrimonio exclusivos para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

4. Tasa de variación del tipo de cambio (Vtc): Se emplea el dato puntual de las “Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses” publicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya para el mes posterior al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

5. Tasa libre de riesgo (Kl): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con un periodo de maduración a 10 años, 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.

6. Prima por riesgo (Pr) y Riesgo país (Rp):

• Para la prima por riesgo (Pr) se empleará la variable denominada “Implied ERP (FCFE)” o la variable que la sustituya.

• Para el 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 estas variables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.

7. Beta desapalancada (βd): El Beta desapalancado corresponderá al sector denominado “Utility (general)” y se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de este beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.

La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 5, 6 y 7, 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). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

8.5.3.2.2. Vida económica del proyecto (Ve) 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 está suponiendo que esa vida económica es menor a la vida útil del proyecto.

8.5.3.2.3. Edad de la planta (Ed) En el caso de plantas nuevas, a la edad de la planta se le asigna el valor de cero (EdNu=0), para asegurar que el periodo de recuperación sea equivalente a la duración del contrato. Lo anterior se debe a que se emplea un factor de recuperación de capital (Frc) para estimar una cuota constante durante todo el periodo del contrato, la cual reconoce la recuperación del capital invertido, así como la rentabilidad asociada a ese capital.

8.5.4. Horas en operación anual (H) Corresponde a la cantidad de horas en que la planta estuvo en operación generando energía durante el periodo de cosecha. Se estima como la cantidad de días de operación multiplicado por la cantidad de horas de un día, la fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente:

H = 24 * D (Fórmula 12) Donde, H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía.

D = Días de cosecha anuales.

Para las plantas nuevas, debido a que no se dispone de información histórica suficiente al inicio de la operación, en aquellos casos en que la planta ya se encontrara en operación y generando energía con anterioridad al inicio de la venta de electricidad, y cuente con información histórica verificable sobre sus periodos de cosecha, la Autoridad Reguladora podrá considerar dicha información para efectos del cálculo de los días de cosecha anual, previa verificación de su consistencia, trazabilidad y pertinencia regulatoria. En caso de que no se puedan estimar las horas de operación debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación, la tarifa máxima del prestador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”.

Para los siguientes años, a partir de la información disponible, la Autoridad Reguladora calculará los días de cosecha anual mediante el promedio simple de los periodos de cosecha efectivamente observados desde el inicio de operación comercial de la planta, conforme se detalla a continuación:

• Para el segundo año de operación, se utilizará la información correspondiente al primer periodo de cosecha observado.

• Para el tercer año de operación, se utilizará el promedio simple de los dos primeros periodos de cosecha observados.

• Para el cuarto año de operación, se utilizará el promedio simple de los tres primeros periodos de cosecha observados.

• Para el quinto año de operación, se utilizará el promedio simple de los cuatro primeros periodos de cosecha observados.

Una vez que la planta alcance cinco periodos de cosecha observados, la estimación de los días de cosecha anual se realizará mediante el promedio simple de los últimos cinco periodos, en concordancia con lo establecido para las plantas existentes en la presente metodología.

El último periodo de cosecha corresponderá al último periodo de cosecha que esté incluido en la información financiera contable disponible, previo al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

8.5.5. Factor de planta (Fp) El factor de planta se define como la relación entre la energía efectivamente producida por una planta durante un período determinado y la energía máxima que habría podido generar si hubiese operado a su potencia nominal durante todas las horas de ese mismo período. En términos generales, este indicador permite aproximar el grado de utilización de la capacidad instalada y refleja simultáneamente las condiciones técnicas de operación, la disponibilidad del recurso energético y las restricciones operativas propias de cada tecnología.

Sin embargo, se presentan diferencias entre los factores de planta observados entre distintas plantas de biomasa, esto se explica principalmente por la regularidad en el suministro de la materia prima.

Cuando el abastecimiento depende exclusivamente de un residuo agrícola de carácter estacional, la planta tiende a operar solo durante una parte del año y, por consiguiente, el factor de planta anual es más bajo que cuando existe una cadena de suministro diversificada o sistemas de almacenamiento que permiten asegurar biomasa durante todo el año, dado que las plantas pueden operar de manera continua, alcanzando factores de planta cercanos a los máximos técnicos de la tecnología.

De acuerdo con el análisis global de proyectos de generación eléctrica a partir de bioenergía realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), las plantas de biomasa pueden alcanzar factores de planta entre 85% y 95% cuando el suministro de biomasa se mantiene constante a lo largo del año.

En el caso de Costa Rica, para efectos del cálculo tarifario, la metodología utiliza la información correspondiente exclusivamente al periodo de cosecha —días de zafra—, lapso en el cual se concentra la disponibilidad efectiva de biomasa y la operación de las plantas de cogeneración. En consecuencia, el factor de planta no se estima sobre una base anual equivalente, sino como un factor de utilización de la capacidad contratada durante el periodo operativo en el que existe disponibilidad regular de materia prima.

Bajo esta premisa, resulta técnicamente razonable emplear como referencia el rango señalado por IRENA para plantas de bioenergía que operan con suministro constante de biomasa, el cual se ubica entre 85% y 95%. Para efectos metodológicos, se adopta el valor medio de dicho rango, equivalente al 90%, por constituir un parámetro regulatorio balanceado que refleja condiciones de operación eficiente durante la zafra, sin asumir una disponibilidad perfecta de la planta ni del recurso.

Este supuesto aplica específicamente a la generación eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar.

En caso de tratarse de otra fuente de biomasa, el área encargada de la fijación tarifaria podrá valorar la pertinencia de modificar dicho porcentaje. Para ello, la ARESEP establecerá el mecanismo mediante el cual se realizará el ajuste correspondiente, conforme a lo dispuesto en la Ley N.º 7593, sus competencias regulatorias, la ciencia y la técnica, así como la demás normativa aplicable.

8.5.6. Otras consideraciones En aquellos casos en que una planta nueva se encuentre en su primer año de operación y no disponga de la información mínima requerida para la aplicación de la presente metodología tarifaria, la Autoridad Reguladora podrá determinar, únicamente para ese primer año de operación, una tarifa provisional mediante criterios de referencia basados en tarifas vigentes y aprobadas al momento de la fijación para plantas de cogeneración con biomasa. Para tales efectos, se aplicarán los siguientes criterios de forma sucesiva:

1. Cuando existan tarifas vigentes y aprobadas para plantas nuevas que utilicen la misma fuente de biomasa, se empleará como referencia el promedio simple de dichas tarifas.

2. En caso de que no existan plantas nuevas con la misma fuente de biomasa, se utilizará el promedio simple de las tarifas vigentes y aprobadas para todas las plantas nuevas reguladas bajo la presente metodología.

3. Si no existieran tarifas vigentes y aprobadas para plantas nuevas, se utilizará como referencia la tarifa más alta vigente entre las plantas existentes reguladas bajo el marco metodológico correspondiente.

La tarifa determinada mediante este mecanismo tendrá carácter provisional y será aplicable únicamente durante el periodo en que la planta no disponga de la información necesaria para la aplicación completa de la presente metodología, en otras palabras, se le establece una tarifa con datos propios hasta que se tenga un año calendario completo de información financiero – contable.

Una vez que el operador en cumplimiento de la legislación actual cuente con la información requerida para la estimación de las variables definidas en este instrumento, la tarifa deberá calcularse conforme al procedimiento ordinario establecido en la metodología.

8.6. Capítulo II: Plantas existentes de cogeneración de energía eléctrica 8.6.1. Formulación del modelo Para el caso de plantas existentes, la definición de la tarifa se lleva a cabo a través del cálculo de una tarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del usuario.

La definición de la tarifa máxima se realiza de la siguiente forma:

Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh.

CE = Costo de explotación anual.

CFC = Costo fijo por capital anual.

EV = Expectativa de venta de energía anual en kW.

La variable de “Expectativa de venta de la energía anual en kW (EV)” puede ser expresada en función de la potencia contratada (Pcon), las horas en que la planta estuvo en operación (H) y el factor de planta (Fp); por tanto, la fórmula anterior puede expresarse de la siguiente forma:

Simplificando la expresión de la siguiente forma:

Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh.

CEkW = Costo de explotación anual por kW contratado. Ver sección 8.6.2. denominada “Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW)”.

CFCkW = Costo fijo por capital anual por kW contratado. Ver sección 8.6.3. denominada “Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW)”.

H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía.

Ver sección 8.6.4. denominada “Horas en operación anual (H)”.

Fp = Factor de planta. Ver sección 8.6.5. denominada “Factor de planta (Fp)”.

La tarifa máxima aprobada por la Autoridad Reguladora constituye el límite superior aplicable para la venta de energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa. En consecuencia, la tarifa final a facturar será la que negocien y acuerden las partes, dentro del margen habilitado por dicha tarifa máxima, sin que en ningún caso pueda superar el monto aprobado por la ARESEP. La tarifa acordada deberá guardar consistencia con los principios de razonabilidad, proporcionalidad y servicio al costo, procurando equilibrar los intereses del comprador de la energía y del generador privado. Asimismo, dicha tarifa no podrá comprometer la continuidad del servicio ni la sostenibilidad financiera del generador privado, por lo que deberá considerar los costos y gastos necesarios, razonables y atribuibles a la actividad regulada de venta de energía eléctrica.

8.6.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) El costo anual de explotación incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de energía, en la cual se reconocen: a) los costos proporcionales a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a costos compartidos entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) los costos exclusivos asociados a la actividad de venta de energía. Los costos de explotación se conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y otros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de regulación.

El costo de explotación no incluye: a) gastos de depreciación, b) gastos financieros ni c) los impuestos asociados a las utilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable.

A su vez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la materia prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un subproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación de energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de generación están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia prima hacia la planta generadora.

El costo de explotación anual por kW contratado se determina con la siguiente fórmula:

Donde, CEkW = Costo de explotación anual unitario por kW contratado.

CE = Costo de explotación anual de la planta para la venta de energía.

CER = Costo de explotación reconocido en otras metodologías tarifarias establecidas por la ARESEP.

Pcon = Potencia contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario. La potencia contratada corresponde a la capacidad firme, expresada en kilovatios (kW), acordada entre las partes en el contrato de compra-venta de energía eléctrica suscrito entre el cogenerador privado y el comprador de la energía. La potencia contratada reconocida no podrá sobrepasar el límite máximo dispuesto en la Ley N.º 7200 o la normativa que la sustituya.

El cálculo de este valor se hará mediante el uso de la información financiera contable de los prestadores a los que les aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía, b) los costos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para la prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean desproporcionados para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para la venta al comprador de la energía.

Se utilizará la información financiera contable del último corte anual disponible, de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector por parte de la ARESEP.

La fecha de corte de los datos, que se utilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

La fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los estudios tarifarios contendrán la información actualizada para todas las variables a la misma fecha de corte mencionada anteriormente.

8.6.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) El costo fijo por capital representa la remuneración asociada a la inversión realizada en los activos de una planta de generación. En general, es el mecanismo que reconoce el valor del capital comprometido en la infraestructura de generación y la rentabilidad que se espera obtener por dicho capital.

Para inversiones existentes, la inversión inicial ya ha sido recuperada a través de contratos previos.

Por ello, el costo fijo por capital no debe volver a reconocer la recuperación del capital original, únicamente puede reconocer una rentabilidad correspondiente a una porción remanente del valor de la inversión.

El rubro de costo fijo por capital anual por kW contratado para plantas de generación existentes se determina mediante la siguiente fórmula:

Donde, CFCkW = Costo fijo por capital anual por kW contratado.

IkW =Monto de la inversión por kW contratado. Ver sección 8.6.3.1. denominada “Monto de la inversión por kW contratado (IkW)”.

Fu = Factor remanente de utilización para cada prestador (%).Ver sección 8.6.3.2. denominada “Factor remanente de utilización (Fu)”.

R = Tasa de rédito para el desarrollo. Ver sección 8.6.3.3. denominada “Tasa de rédito para el desarrollo (R)”.

8.6.3.1. Monto de la inversión por kW contratado (IkW) El monto de inversión (I) a reconocer corresponde al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo, en la cual se reconocen: a) la inversión proporcional a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a inversión compartida entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) la inversión exclusiva asociada a la actividad de venta de energía; en otras palabras, inversión que no sería requerida si la planta operara únicamente para el autoconsumo.

El monto de la inversión por kW contratado se obtiene en la siguiente fórmula:

Donde, IkW = Monto de la inversión por kW contratado.

I = Monto de la inversión .

IR = Monto de la inversión reconocida en otras metodologías tarifarias establecidas por la ARESEP.

Pcon = Potencia contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario. La potencia contratada corresponde a la capacidad firme, expresada en kilovatios (kW), acordada entre las partes en el contrato de compra-venta de energía eléctrica suscrito entre el cogenerador privado y el comprador de la energía. La potencia contratada reconocida no podrá sobrepasar el límite máximo dispuestoen la Ley N.º 7200 o la normativa que la sustituya.

El monto de la inversión se calculará utilizando la información financiera contable proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria, de conformidad con las disposiciones que establezca la Intendencia de Energía. Dicha información deberá ser remitida por cada prestador al que le aplique esta metodología.

Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la venta de energía, b) inversiones que no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el servicio público ni las c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para venta al comprador de la energía.

No se reconocerán los activos que estén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de la cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la cogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se reconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de energía eléctrica.

Para esta variable se considerará el valor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y equipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio público) utilizado para la cogeneración. Dichos activos se valorarán a su valor actualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará seguidamente), información que será suministrada mediante la contabilidad regulatoria.

En relación con la actualización al valor presente de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar sus activos de conformidad con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o en las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) aplicables en esta materia, o bien conforme a la norma internacional que eventualmente sea adoptada a nivel nacional. Para tales efectos, podrá aplicar el modelo del costo o el modelo de revaluación.

En caso de optar por el modelo de revaluación, deberá estimarse el valor razonable de los activos, el cual deberá estar técnicamente sustentado y justificado. Asimismo, la empresa deberá mantener sus registros contables de conformidad con dicha normativa, separando los saldos registrados al costo de aquellos correspondientes a revaluaciones, con el fin de asegurar su adecuada trazabilidad y seguimiento.

Adicionalmente, las empresas deberán justificar y presentar la documentación que respalde la política contable adoptada conforme a dichas normas. Esta política deberá estar debidamente revisada y avalada por los auditores externos en el marco de las auditorías a los estados financieros.

En caso de que los estados financieros auditados contengan salvedades, una opinión adversa (negativa) o una abstención de opinión por parte del auditor, y que en los hallazgos se indique que la valoración de los activos no se apega a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o a la norma internacional que se adopte a nivel nacional o bien que la empresa no cuente con políticas contables de valoración de activos apegadas a dichas normas, para efectos del cálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de adquisición de los activos.

8.6.3.2. Factor remanente de utilización (Fu) El factor remanente de utilización de una planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un momento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo principal. El factor remanente de utilización es el siguiente:

Donde, Fu = Factor remanente de utilización (%).

Vu = Vida útil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta.

Edex = Edad de la planta para inversión existente al momento del contrato.

DC = Duración del contrato en años.

Algunas consideraciones de los parámetros anteriores se especifican a continuación:

1. La vida útil (Vu) es el periodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en este caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el cual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de generación eléctrica con biomasa será calculada según la información suministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del turbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores, cada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio simple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años.

2. Se establece que el valor mínimo del “Fu” corresponde a un 10%, esto sustentado en los "Términos y condiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía renovable” de distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de la India (Nueva Delhi9, Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e investigaciones que sitúan el valor de rescate de la tecnología empleada para la generación de energía con bagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R. & Pohekar, S. (2014) y Perwez, U. et al. (2015)).

9CERC. (2024). Terms and Conditions for Tariff Determination from Renewable Energy Sources Regulations, 2024. Central Electricity Regulatory Commission, Nueva Delhi, India. Memorándum explicativo: https://cercind.gov.in/2024/draft_reg/RETariff- Regulations-EM.pdf 8.6.3.3. Rédito para el desarrollo (R) El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas en inglés), según se muestra en la siguiente fórmula:

Donde, R = Tasa de rédito para el desarrollo.

Cd = Costo del endeudamiento. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes,especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio.

Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver sección 8.6.3.3.1. denominada “Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp)”.

8.6.3.3.1. Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, “Capital Asset Pricing Model”).

Para estimar el costo de capital propio se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la aplicación del CAPM. Dado que la información utilizada está basada en tasas expresadas con moneda en dólares estadounidenses, se considera necesario realizar una equivalencia a colones, por lo que se utiliza la paridad de tipos de interés cubierta. Dicha “condición de paridad establece que el diferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es igual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág. 8)”10.

10 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad del capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR.

Por tanto, esta equivalencia se expresa de la siguiente forma:

Donde, Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital.

Ccp$ = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América (USD). Ver fórmula 22.

Vtc = Tasa de la variación esperada del tipo de cambio. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Para la estimación del “Ccp$" se empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento:

Donde, Ccp$ = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América (USD).

Kl = Tasa libre de riesgo. Esta corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

βa = Beta apalancada de la inversión. Ver fórmula 23.

Pr = Prima por riesgo. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

λ = Factor de absorción del riesgo país. Estimado mediante la beta desapalancada de la industria (βd). Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Rp = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

Donde, βa = Beta apalancada de la inversión.

βd = Beta desapalancada. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio.

Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”.

8.6.3.3.2. Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo Las fuentes, especificaciones y características de los parámetros que se requieren para estimar el rédito para el desarrollo son los siguientes:

1. Costo del endeudamiento (Cd): Para obtener el costo del endeudamiento se utilizará el promedio de la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, de las Otras Sociedades de Depósito (OSD)11, sobre los valores de los últimos cinco años, con corte a la fecha de la información financiera contable utilizada para la fijación tarifaria. Esta fecha corresponderá al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La información se tomará de la publicación mensual realizada por el Banco Central de Costa Rica denominada “Tasa activa negociada (TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en colones”.

11 Incluye bancos, cooperativas, mutuales y financieras.

2. Tasa impositiva (Ti): Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999) que indica “Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser reconocido en la estructura de costos de ningún servicio público regulado por esta Autoridad Reguladora” o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la ARESEP.

3. Valor de la deuda (Vd) y Valor del capital propio (Vcp):

• El valor de la deuda (Vd) considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. No se reconocerán obligaciones financieras asociadas con la inversión inicial de la planta cuya recuperación haya sido reconocida mediante contratos anteriores; sí se reconocerán inversiones relacionadas con la reposición de activos estratégicos, la modernización tecnológica, entre otras que requieran ser analizadas por la Intendencia de Energía según su justificación técnica, su relación con la prestación del servicio y las características de la deuda.

• El valor del capital (Vcp) corresponde a recursos propios o patrimonio exclusivos para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

4. Tasa de variación del tipo de cambio (Vtc): Se emplea el dato puntual de las “Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses” publicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya para el mes posterior al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

5. Tasa libre de riesgo (Kl): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con un periodo de maduración a 10 años, 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.

6. Prima por riesgo (Pr) y Riesgo país (Rp):

• Para la prima por riesgo (Pr) se empleará la variable denominada “Implied ERP (FCFE)” o la variable que la sustituya.

• Para el 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 estas variables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.

7. Beta desapalancada (βd): El Beta desapalancado corresponderá al sector denominado“Utility (general)” y se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de este beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.

La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 5, 6 y 7, 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). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.

8.6.4. Horas en operación anual (H) Corresponde a la cantidad de horas en que la planta estuvo en operación generando energía durante el periodo de cosecha. Se estima como la cantidad de días de operación multiplicado por la cantidad de horas de un día, la fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente:

Donde, H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía.

D = Días de cosecha anuales.

Para las plantas existentes es necesario que los prestadores a los que les aplique esta metodología indiquen el periodo de cosecha anual (en días) de los últimos 5 periodos para reflejar de forma estable el comportamiento de la variable.

El último periodo de cosecha corresponderá al último periodo de cosecha que esté incluido en la información financiera contable disponible, previo al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.

A partir de esta información, la ARESEP calculará los días de cosecha anual mediante el promedio simple de los días de cosecha para los últimos 5 periodos.

8.6.5. Factor de planta (Fp) El factor de planta se define como la relación entre la energía efectivamente producida por una planta durante un período determinado y la energía máxima que habría podido generar si hubiese operado a su potencia nominal durante todas las horas de ese mismo período. En términos generales, este indicador permite aproximar el grado de utilización de la capacidad instalada y refleja simultáneamente las condiciones técnicas de operación, la disponibilidad del recurso energético y las restricciones operativas propias de cada tecnología.

Sin embargo, se presentan diferencias entre los factores de planta observados entre distintas plantas de biomasa, esto se explica principalmente por la regularidad en el suministro de la materia prima.

Cuando el abastecimiento depende exclusivamente de un residuo agrícola de carácter estacional, la planta tiende a operar solo durante una parte del año y, por consiguiente, el factor de planta anual es más bajo que cuando existe una cadena de suministro diversificada o sistemas de almacenamiento que permiten asegurar biomasa durante todo el año, dado que las plantas pueden operar de manera continua, alcanzando factores de planta cercanos a los máximos técnicos de la tecnología.

De acuerdo con el análisis global de proyectos de generación eléctrica a partir de bioenergía realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), las plantas de biomasa pueden alcanzar factores de planta entre 85% y 95% cuando el suministro de biomasa se mantiene constante a lo largo del año.

En el caso de Costa Rica, para efectos del cálculo tarifario, la metodología utiliza la información correspondiente exclusivamente al periodo de cosecha —días de zafra—, lapso en el cual se concentra la disponibilidad efectiva de biomasa y la operación de las plantas de cogeneración. En consecuencia, el factor de planta no se estima sobre una base anual equivalente, sino como un factor de utilización de la capacidad contratada durante el periodo operativo en el que existe disponibilidad regular de la materia prima .

Bajo esta premisa, resulta técnicamente razonable emplear como referencia el rango señalado por IRENA para plantas de bioenergía que operan con suministro constante de biomasa, el cual se ubica entre 85% y 95%. Para efectos metodológicos, se adopta el valor medio de dicho rango, equivalente al 90%, por constituir un parámetro regulatorio balanceado que refleja condiciones de operación eficiente durante la zafra, sin asumir una disponibilidad perfecta de la planta ni del recurso.

Este supuesto aplica específicamente a la generación eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar.

En caso de tratarse de otra fuente de biomasa, el área encargada de la fijación tarifaria podrá valorar la pertinencia de modificar dicho porcentaje. Para ello, la ARESEP establecerá el mecanismo mediante el cual se realizará el ajuste correspondiente, conforme a lo dispuesto en la Ley N.º 7593, sus competencias regulatorias, la ciencia y la técnica, así como la demás normativa aplicable.

9. MONEDA EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en colones (¢).

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.

10. APLICACIÓN ANUAL DEL INSTRUMENTO TARIFARIO La actualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando los procedimientos de fijación tarifaria con la apertura de los respectivos expedientes administrativos (uno por prestador) el último día hábil del mes de julio de todos los años, aplicándose esta metodología según sus componentes, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en cada sección.

11. COMPETENCIAS DEL ÁREA INTERNA DE LA ARESEP ENCARGADA DE LA FIJACIÓN TARIFARIA La aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios para el sector eléctrico.

La aplicación anual de esta metodología se realizará mediante el procedimiento de fijación tarifaria ordinaria previsto en la Ley N.º 7593 y en su respectivo Reglamento; debiendo publicarse la correspondiente convocatoria a audiencia pública.

12. OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES Los generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N.º 7200, en su condición de prestadores regulados (Art. 5, inciso a, Ley N.º 7593), están obligados a suministrar la información que, el área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, determine para el cálculo tarifario. Lo anterior, conforme a los artículos 14 (incisos c y d) y 24 de la Ley N.º 7593. Para tales efectos, la Intendencia definirá el listado de requerimientos, el formato de envío y la periodicidad de la remisión.

En línea con lo anterior, los generadores privados tendrán la obligación de presentar a la Intendencia de Energía o al área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, los Estados Financieros Auditados correspondientes al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. Estos estados financieros deberán ser presentados anualmente y a más tardar el último día hábil del cuarto mes posterior al respectivo cierre fiscal.

Por su parte, deberán cumplir con la presentación de la contabilidad regulatoria en los términos que establece la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, su actualización efectuada mediante la resolución RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021 y las demás resoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier información necesaria con el fin de realizar las labores regulatorias correspondientes.

La ARESEP solicitará a los prestadores los datos necesarios para la determinación tarifaria.

Asimismo, podrá requerir al comprador de la energía o al Operador del Sistema (OS) los insumos que, el área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, considere pertinentes para dicho cálculo. Para tal fin, el área encargada definirá el listado de requerimientos, el formato de envío y la periodicidad de la remisión.

13. SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN Con el fin de procurar la mejora continua del instrumento tarifario, verificar su desempeño en el tiempo y valorar la evolución del mercado de cogeneración con biomasa, la Autoridad Reguladora realizará un proceso permanente de seguimiento y evaluación de la presente metodología tarifaria.

Para tales efectos, el área interna competente de la ARESEP dará seguimiento a la información técnico-operativa, financiera y comercial que presenten los prestadores, así como a cualquier otra información que resulte necesaria para valorar el comportamiento del sector, la razonabilidad de las tarifas aprobadas y la eventual necesidad de introducir ajustes metodológicos, de conformidad con las potestades conferidas por la Ley N.º 7593 y la normativa sectorial aplicable. Este seguimiento se apoyará, entre otros insumos, en la información proveniente de los estados financieros auditados, la contabilidad regulatoria, los registros de generación y venta de energía, así como en la información que pueda ser solicitada al comprador de la energía, al operador del sistema o a otras entidades competentes.

13.1. Revisión de la posibilidad de definir tarifas de industria Dado que la metodología propuesta parte de un esquema de tarifas máximas por prestador, sustentado en la heterogeneidad actual del sector y en el reducido número de prestadores con información disponible, la ARESEP revisará la pertinencia de mantener este enfoque cuando el mercado alcance un mayor grado de desarrollo y comparabilidad entre operadores. En ese sentido, una vez que existan al menos cinco empresas cogeneradoras sujetas a esta metodología tarifaria, considerando plantas nuevas, existentes y de cualquier fuente de biomasa, la Autoridad Reguladora deberá realizar un análisis técnico específico para determinar si existen condiciones suficientes para valorar la eventual definición de tarifas de industria, bandas tarifarias u otros esquemas de referencia sectorial.

Respecto al tamaño mínimo de cogeneradoras, esto se basa en que para poder estimar un valor con cierto nivel de certeza estadística es necesario contar con un número mínimo de observaciones, dado que con muy pocos datos, cualquier estimación resulta incierta como para ser útil en la toma de decisiones.

Sobre esto, la estadística dispone de una herramienta llamada distribución t de Student, diseñada específicamente para trabajar con muestras pequeñas. A diferencia de otros métodos que requieren grandes cantidades de datos, esta distribución permite realizar estimaciones válidas con pocos casos, siempre que los datos sean razonablemente representativos y no presenten valores extremos que distorsionen los resultados. Diversos autores en el campo de la estadística aplicada, como Walpole, Myers y Myers (2012) y Devore (2016) reconocen que a partir de 5 observaciones es posible construir intervalos de confianza con interpretación estadística válida utilizando la distribución t de Student. Es importante señalar que, si bien intervalos obtenidos con muestras pequeñas serán más amplios que los obtenidos con muestras grandes, esto no los invalida, sino que simplemente refleja con honestidad la incertidumbre propia de trabajar con información limitada.

En este contexto, y considerando las restricciones propias del estudio en cuanto a la disponibilidad de datos, se establece 5 empresas como el tamaño mínimo de muestra para iniciar con el análisis sobre la viabilidad de establecer tarifas de industria. Este criterio es coherente con la literatura estadística y permite obtener resultados con validez inferencial, asumiendo que los datos cumplen con el supuesto básico de provenir de un comportamiento aproximadamente normal.

Cabe señalar que la sola existencia de cinco empresas cogeneradoras no implicará, por sí misma, la sustitución automática del esquema de tarifas por cogenerador privado. Ese umbral operará únicamente como condición para activar la revisión técnica del modelo vigente, a efectos de determinar si persiste la imposibilidad práctica de aplicar un enfoque por industria o si, por el contrario, el desarrollo del mercado permite construir referencias tarifarias comunes para una misma industria o segmento.

13.2. Baterías de índices para el seguimiento del mercado de cogeneración con biomasa Como parte del seguimiento ex post de la metodología, la ARESEP desarrollará y mantendrá actualizadas un conjunto de índices e indicadores orientados a monitorear la evolución de las principales variables del mercado relacionadas con la cogeneración de energía eléctrica con biomasa. El propósito de estos índices e indicadores será identificar tendencias, detectar cambios estructurales en el sector, mejorar la trazabilidad de la información regulatoria y generar insumos objetivos para futuras revisiones metodológicas o tarifarias.

La información señalada anteriormente, podrá agruparse, entre otras, en las siguientes dimensiones: i) indicadores de estructura del mercado, tales como número de prestadores, fuente de biomasa utilizada, capacidad instalada y potencia contratada; ii) indicadores de desempeño operativo, tales como horas de operación, días de cosecha, factor de planta, energía generada, energía destinada al autoconsumo y energía vendida; iii) indicadores económico-financieros, tales como costos de explotación unitarios, inversión unitaria reconocida, estructura de financiamiento, rentabilidad, gastos de mantenimiento y costos administrativos; y iv) indicadores tarifarios y regulatorios, tales como evolución de la tarifa máxima aprobada, diferencias entre tarifas por fuente de biomasa, dispersión tarifaria entre prestadores, entre otros.

La definición específica de los índices, su forma de cálculo, periodicidad, fuentes de información y criterios de análisis corresponderá al área interna competente de la ARESEP, la cual podrá ajustarlos o ampliarlos conforme evolucione el mercado o se disponga de mejor información. Los resultados de este seguimiento podrán ser utilizados como insumo para valorar ajustes metodológicos, revisar supuestos relevantes del modelo tarifario, fortalecer los procesos de fiscalización y sustentar técnicamente eventuales modificaciones al instrumento regulatorio.

14. TRANSITORIO 14.1. Transitorio I: Aplicación por primera vez de la metodología La presente metodología se aplicará por primera vez en el proceso ordinario anual de fijación tarifaria correspondiente al año de su entrada en vigencia, conforme a los siguientes supuestos:

• Si la entrada en vigencia ocurre antes de la celebración de la audiencia pública del proceso de aplicación anual de las tarifas estimadas mediante la resolución RJD-004-2010, denominada “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, se procederá con el archivo del proceso tramitado bajo dicha resolución y se iniciará con la apertura del expediente correspondiente y la solicitud de información a los regulados conforme a la metodología presente.

• Si la entrada en vigencia ocurre con posterioridad a la celebración de la audiencia pública del proceso de aplicación anual de las tarifas estimadas mediante la resolución RJD-004- 2010, denominada “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, dicho proceso continuará hasta su finalización, conforme al marco metodológico bajo el cual fue iniciado. Las tarifas que resulten de ese proceso se mantendrán vigentes hasta que sean sustituidas por las tarifas que se estimen y aprueben mediante la primera aplicación de la presente metodología. Una vez vigente la nueva metodología, se iniciará el proceso de fijación tarifaria, correspondiente a las plantas existentes, con la apertura del expediente correspondiente y la solicitud de información a los regulados conforme a la metodología presente.

15. DEROGATORIAS En virtud de los cambios propuestos, se considera oportuno derogar las siguientes resoluciones:

• Resolución RJD-004-2010, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N° 98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas.

• Resolución RJD-162-2011 “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas.

(…)”

II.Derogar la Resolución RJD-004-2010, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N° 98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas, y resolución RJD-162-2011 “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas.

III.Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, lo señalado en el informe IN-0045-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y agradecer a los participantes en este proceso, su valiosa participación.

IV.Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la ARESEP, para que proceda notificar a Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario y al Instituto Costarricense de Electricidad, el informe técnico de respuesta a las posiciones presentadas (IN- 0045-DGDR-2026) y la presente resolución, en un solo acto.

V.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el Diario Oficial La Gaceta de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”.

VI.Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que coordine con la Dirección de Relaciones Institucionales la divulgación en la página web institucional de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”.

VII.Comunicar a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, la presente resolución, para lo que corresponda.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley 6227 Ley General de la Administración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución puede interponerse el recurso ordinario de reposición y el recurso extraordinario de revisión ante la Junta Directiva.

De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, el recurso de reposición deberá interponerse dentro del plazo de tres días hábiles, contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación de este acto y el recurso extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de esa misma ley.

Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.

PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.

Ficha Artículo 1