Cost Model and Structure for Electricity Generation from Sugarcane Bagasse for ICEModelo y estructura de costos para generación de electricidad con bagazo de caña para el ICE

in the entirety of the text - Full Text of Standard 004 Methodological procedure corresponding to the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad Full Text of record: 16F5A3 (Note from Sinalevi: By resolution N° RE-0148-JD-2024 of October 23, 2024, it is ordered to maintain the effectiveness of this standard) Res RJD-004.-San José, at nine hours and forty minutes on April 26, two thousand ten. (Expediente ET-189-2009 / OT-212-2009).

(This standard was repealed by point IV of the Ordinary Methodology for setting rates for cogeneration of electric energy with different biomass sources, approved by resolution N° RE-0038-JD-2024 of May 28, 2024) RATE 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

I.That Law 7593, the law of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establishes the following: ". Article 3.- Definitions: "b) Service at cost: Principle that determines the manner of setting rates and prices for public services, such that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing for a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance with the provisions of article 31."

1. Article 4º-Objectives: ".e) To cooperate with State entities competent in environmental protection, when it concerns the provision of regulated services or the granting of concessions." 2. Article 31, corresponding to price, rate, or fee settings, states: "to set rates and prices for public services, the Autoridad Reguladora will take into account model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, service possibilities, the activity in question, and the size of the provider companies." Furthermore, ". apply annual rate adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers." 3. The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan Nacional de Desarrollo, shall be central elements for setting prices, rates, and fees for public services"

II.That the Plan Nacional de Desarrollo[1][1] 2006-2010, concerning sectoral policies and goals, establishes in Chapter 4, titled "Eje de Política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones that:

(1) http//www.mideplan.go.cr/content/view/69/371/ 1. In the chapter on "Los Grandes Desafíos", it is proposed to reduce dependence on imported fuels, better utilize the country's sources of renewable energy, and achieve production of 100% of the country's electricity from renewable energy sources.

2. Regarding energy supply and hydrocarbon use, it is proposed to "technologically improve and restore the levels of reliability, quality, and security in the energy supply, reducing the use of hydrocarbons in electric energy production, and laying the groundwork to be, by the year 2021, the first country in the world to produce 100% of the electricity it consumes from renewable energy sources".

III. That the Plan Nacional de Energía establishes the following objectives

1. To ensure the harnessing of energy, with the aim of strengthening the national economy and promoting the greater welfare of the Costa Rican people.

2. To continue the development of generation based on renewable resources.

3. To carry out environmental and social management of recognized excellence that allows for sustainable development.

IV.That according to the energy policy of the Plan Nacional de Energía, in which the use of renewable energy sources is established, the following policies are indicated:

1. To define a rate model that promotes and incentivizes effectiveness, efficiency, and competitiveness in the provision of the electric energy supply service by market actors and that also fosters the effective introduction of renewable energy sources.

2. To design a rate system that considers, at a minimum, the relationships of generating companies that sell electricity to distributing companies, generating companies that sell electricity among themselves, and distributing companies with electric generation activity.

3. To design new mechanisms that incentivize the development and diversification of renewable energy sources and of sector actors for the electric generation activity.

4. It is the responsibility of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to set rates for the public service of electricity supply at the generation stage.

V.That the Board of Directors of the Autoridad Reguladora approved, through agreement 004-064-2007, a set of regulatory principles, among which the following can be cited:

1. "Service at cost: The Autoridad Reguladora shall set the rates and prices of public services, such that only the costs necessary to provide the service are considered, allowing for a competitive return and guaranteeing the adequate development of the activity in accordance with the provisions of article 31".

2. That rates must respect the regulatory principles that have been accepted, and to do so, they must be efficient, give adequate short- and long-term signals, be additive, ensure the recovery of the total recognized costs of the activities, be simple, and be transparent.

VI.That on May 28, 2009, it was recommended to award the contracting of the professional services of the consultant Chemical Engineer Ana María González Trabanino, to carry out a proposal for the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse”.

VII.That on June 10, 2009, through purchase order 4199-2009 dated June 10, 2009 and corresponding to Direct Contracting 2009CD-000199-ARESEP, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos proceeded to contract the professional services of Consultant Ana María González Trabanino, a professional in Chemical Engineering and of Salvadoran nationality, to carry out a “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE according to the terms of reference and a proposal of criteria for updating the costs established according to Law 7200 and that allows determining the rates for this service.

VIII.That on October 1, 2009, and in coordination with the Dirección de Servicios de Energía, Ms. González Trabanino presented the analysis report of the contracted model plant.

IX.That having preliminarily analyzed the information presented by Consultant González Trabanino on October 1, 2009, the Dirección de Servicios de Energía requested clarification or provision of greater detail on the model to proceed with the respective process, (folios 4-6 of ET-189-2009 and of OT-212-2009). Consultant González addressed the request, providing the final report on October 29, 2009, via email.

X.That through official communication 760-DEN-2009 of October 30, 2009, the Dirección de Servicios de Energía requested the Board of Directors of the Autoridad Reguladora to grant formal admissibility to the proposal for the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE and to authorize the start of the public hearing process. (Folios 4-6 of OT-212-2009 and of ET-189-2009).

XI.That through official communication 312-RG-2009 of October 30, 2009, the Regulador General presented to the Board of Directors for its consideration, official communication 760-DEN-2009 with the technical report on the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse”, so that it may be analyzed and authorized to continue with the public hearing process as mandated by Law 7593. (Folio 3 of OT-212-2009 and of ET-189-2009)

XII.That according to official communication 553-SJD-2009 of November 12, 2009, the Board of Directors took agreement 006-074-2009, in extraordinary session 074-2009 held on November 5, 2009, in which the Central Archive department is requested to proceed to form the respective case files, and the Dirección General de Participación del Usuario is requested to convene and process the respective public hearing for the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” and its respective extraordinary adjustment formula. (Folio 1 of OT-212-2009 and of ET-189-2009)

XIII.That on November 19, 2009, the call for a public hearing was published in the newspapers La Nación and La Prensa Libre (folios 89-90 of ET-189-2009 and of OT-212-2009), as well as inviting, through official communications 3080-DGPU-2009, 3081-DGPU-2009, 3083-DGPU-2009, 3084-DGPU-2009, 3085-DGPU-2009, 3086-DGPU-2009, and 3087-DGPU-2009, the different interested actors to participate in the Public Hearing process to learn about the model proposal by ARESEP (folios 94 to 107). On November 25, 2009, the call was published in the Diario Oficial La Gaceta 229, (folio 96 of ET-189-2009 and of OT-212-2009).

XIV.That the public hearing was held on December 17, 2009, through the videoconference system and in accordance with article 36 of Law 7593, at the following locations: Auditorium of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and at the Tribunales de Justicia of: central Limón, central Heredia, Ciudad Quesada, central Liberia, central Puntarenas, Pérez Zeledón, and central Cartago. As well as, in person at the parish hall of Bri Brí, located in front of the Escuela Líder de Bri Brí, Limón.

XV.That through official communication 3192-DGPU-2009, the instruction report is attached (folios 275 to 277 of ET-189-2009 and OT-212-2009), which indicates that for the present proposal for the model and typical cost structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse, five (5) positions were presented, namely: the Instituto Costarricense de Electricidad represented by Engineer Gravin Mayorga Jiménez, Assistant Manager, (folios 110 to 116 in case file ET-189-2009 and folios 113 to 119 in case file OT-212-2009), Ingenio Taboga represented by Manuel Avendaño Herrera, general attorney-in-fact, identity card 4-094-691, (folios 119 to 163 in the case file ET-189-2009 and folios 122 to 166 in case file OT-212-2009), the Asociación Costarricense de Productores de Energía, represented by Mario Alvarado Mora, general attorney-in-fact, identity card 4-129-640, (folios 164 to 207 in case file ET-189-2009 and folios 167 to 210 in case file OT-212-2009), the company Cogeneración del Tempisque S. A. (COTSA) represented by Edgar Alejandro Ponciano, legal representative, (folios 208 to 226 in case file ET-189-2009 and folios 211 to 229 in case file OT-212-2009), and Azucarera El Viejo S. A., represented by Mario Jiménez Núñez, special attorney-in-fact, identity card 1-441-651, (folios 227 to 271 in case file ET-189-2009 and folios 230 to 274 in case file OT-212-2009).

XVI.That according to Record 151-2009, the presentation made by the Asociación Costarricense de Productores de Energía, represented by Mario Alvarado Mora, and the Dirección de Servicios de Energía on the day of the Public Hearing is transcribed therein, (Folios 280-285 of ET-189-2009 and OT-212-2009).

XVII.That through official communication 03-DEN-2010 of January 5, 2010, the Dirección de Servicios de Energía requested from the Dirección General de Asesoría Jurídica the legal opinion regarding the arguments expressed in the positions presented on the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse”, (folio 286). The Dirección General de Asesoría Jurídica of the Autoridad Reguladora addressed the request and issued official communication 021-DGJR-2010 of January 12, 2010, (folios 287-288)

XVIII That through official communication 071-DEN-2010 of February 10, 2010, the Dirección de Servicios de Energía requested the Director Administrativo-Financiera to extend the Direct Contracting 2009CD-000199-ARESEP. As a result of the contract extension, meetings were held with the private generators, the ICE, and ACOPE with the consultant to define certain sensitive variables in the model structure, as well as the oppositions made during the public hearing process.

XIX.That on March 24, 2010, the Consultant delivered the second Report on the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE, where the positions or oppositions of the interested parties are included, modifying, as appropriate, the original model.

I.That the proposal submitted to the public hearing and contained in report 209-DEN-2010 of April 16, 2010, consists of a “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse for sale to the ICE and its respective indexation formula”. From this report, it is concluded:

1. The energy market is going through a period in which thermal generation is increasing, not only in its contribution, but also in what it means in costs for the SEN, which impacts the prices that users must pay for the electricity supply service. On the other hand, it is important to note that the country has great energy potential with renewable sources to supply national demand, which should be promoted for the benefit of the system's users.

2. It is necessary to provide clear and stable market signals in the short and medium term, which help private generators that use sugarcane bagasse as raw material[2][2] to keep their plants in operation to supply electricity to the SEN and, in the best of cases, attract new investment initiatives, with energy generation through biomass (sugarcane bagasse) being a good alternative for substituting the use of fossil fuels to generate electric energy, especially if it is clear that the active harvest (zafra) period coincides with the dry season, when water resources are scarce, forcing the ICE to produce with its thermal plants to meet growing demand and, consequently, at a high price and with greater environmental contamination.

(2) Those that were covered under Law 7200 3. It is important to note that the Sistema Eléctrico Nacional is predominantly dependent on hydrological behavior, hence the need to diversify the national energy matrix and take advantage of various renewable energy sources, such as sugarcane bagasse, since it means for the ICE (as buyer) and the electric service users (as consumers) having energy at a lower cost and at a time of year that coincides with reduced water levels in hydroelectric plants.

4. Likewise, it represents an opportunity for many mills (ingenios) and/or distilleries in the country, which currently generate energy to self-supply their productive processes and have not found the necessary incentives to increase their energy contribution and sell their surpluses. In addition to allowing them to increase their process efficiency and convert a waste product (sugarcane bagasse) into a raw material that can generate additional income.

5. The Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos is committed to promoting comprehensive review processes of the current regulation models, to adapt them to new trends and currents of intervention in public service matters.

6. Therefore, the Regulatory body presented a new “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE and the respective extraordinary adjustment formula.

7. The proposal consists of defining a model plant that:

a. Allows the installed capacity of private generators that use sugarcane bagasse as raw material to be utilized, avoiding an increase in thermal generation, with the consequent increase in final electricity prices.

b. Allows incentivizing investment in generation with renewable sources, specifically those that use sugarcane bagasse, by harnessing the maximum potential of their plants or concessions, up to 20 MW, wherever feasible.

c. Considers a model productive structure, for the activity of electricity generation with sugarcane bagasse, based on a benchmarking of investment and operating costs.

d. Is simple and transparent.

II. That in summary, the model proposal submitted to the public hearing established the following

1. For purposes of evaluating costs in a 20 MW model plant under conditions typical of or similar to plants of this type in Costa Rica, 4 configurations corresponding to different high-pressure cogeneration and electric generation alternatives were technically evaluated, and one configuration (high-pressure thermoelectric annexed to the mill (ingenio)) was selected to develop a simulation model of electric energy generation at high pressure.

2. The model is based on the following characteristics: generation and cogeneration plant incorporated into the operation of sugar mills (ingenios) (without or with an annexed alcohol plant). This is the most common and typical setup in the region. The kWh costs for sale to the grid are prorated (distributed) between the production costs of sugar and electric energy, and therefore the kWh costs are reduced and the thermodynamic cycles involved are more efficient.

3. The model plant evaluated was separated into two configurations: project 1: without bagasse surpluses, where all the surplus bagasse from the mill (ingenio), once its own requirements are met, is destined for the annexed thermoelectric plant, therefore this alternative allows for obtaining greater production of surplus energy for sale to the ICE. And project 2: with bagasse surpluses, where 6% of the bagasse is retained for the mill's (ingenio's) own reserve for possible technical stoppages during the harvest (zafra) that will require new startups. The value of 6% is recommended by the general literature and is based on the practical experience of the mills (ingenios).

4. The results obtained are as follows: the plant factor obtained in the application of the model under the conditions mentioned above was 0.86 without bagasse surpluses (Project 1) and 0.71 with surpluses (project 2).

5. Regarding depreciation, the straight-line depreciation method for machinery and equipment was used. The model projects consider different years for the useful life of the equipment, ranging from 5 to 20 years, depending on the type of asset.

6. Regarding financial expenses, the financial expense parameters used by the reference mills (ingenios) and the model projects are presented. The interest rate for the evaluated models was 6% per year, considering that there are preferential opportunities in the financial market for generating clean energy from renewable sources. The term for financing the model projects was considered to be 20 years.

7. The investment amount, without working capital, is the same for both project simulations developed, project 1 (without bagasse surplus) and 2 (with surplus), on the order of US$ 30,199,137.78.

8. The cost structure of the typical model plant is separated into variable costs and fixed costs, according to a cost distribution for self-consumption and generation for sale to the ICE.

9. To keep the cost structure of the model plant updated (indexation), it is advisable to establish an indexation formula, in which the Índice de Precios al Consumidor for variable (local) costs and the exchange rate can be related to the fixed costs associated with the importation of raw materials that will be affected by the valuation.

III.The model proposed by the Consultant and submitted to the public hearing consisted of an electronic spreadsheet, of the "Excel" type, which included both the initial variables or inputs, as well as the calculation algorithms and the final results. This electronic spreadsheet was made available to all interested parties for their analysis and possible oppositions.

IV.That from official communication 209-DEN-2010/42420 of April 16, 2010, which supports this resolution, it is appropriate to extract the following conclusions:

1. Through Direct Contracting 2009CD-000199-ARESEP, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos proceeded to contract the professional services of Consultant Ana María González Trabanino, a professional in Chemical Engineering, to carry out a “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE according to the terms of reference and a proposal of criteria for updating the costs established according to Law 7200, allowing the determination of rates for sale to the ICE.

2. The sole objective of the proposed model is to provide a methodology allowing for a rate setting for the subsector of private generators that use sugarcane bagasse biomass to generate electric energy for sale to the ICE, which ultimately eliminates the possibility of individual rate settings and incentivizes attracting new investment initiatives in generation with renewable sources, in this case through bagasse.

3. On December 17, ARESEP presented in public hearing the model proposal characterized as a generation and cogeneration plant incorporated into the operation of sugar mills (ingenios) (without or with an annexed alcohol plant). This is the most common and typical setup in the region. The kWh costs for sale to the network are prorated (distributed) between the production costs of sugar and electric energy, and therefore the kWh costs are reduced and the thermodynamic cycles involved are more efficient.

4. Said proposal was characterized by being separated into two configurations: the 1st: without bagasse surpluses, where all the surplus bagasse from the mill (ingenio), once its own requirements are met, is destined for the annexed thermoelectric plant, therefore this alternative allows for obtaining greater production of surplus energy for sale to the ICE. And the 2nd: with bagasse surpluses, where 6% of the bagasse is retained for the mill's (ingenio's) own reserve for possible technical stoppages during the harvest (zafra) that will require new startups. The investment being the same for both configurations, financed 80% over 20 years and an interest rate of 6% per year.

5. Said cost structure provided for the model plant for generation with sugarcane bagasse presents total variable costs of 1.03% and fixed costs of 98.97%, for each of the configurations analyzed.

6. To keep the cost structure of the model plant updated (indexation), it is advisable to establish an indexation formula, in which the Índice de Precios al Consumidor for variable (local) costs and the exchange rate can be related to the fixed costs associated with the importation of raw materials that will be affected by the valuation.

7. From the public hearing process, 5 oppositions were presented (according to the Instruction Report, official communication 3192-DGPU-2009) by: Instituto Costarricense de Electricidad, Azucarera El Viejo, S. A., Asociación Costarricense de Productores de Energía, Ingenio Taboga, S. A., and Cogeneración del Tempisque, S. A.

8. In response to the different criteria from the interested economic agents, the contract of consultant González was extended, in order to incorporate the oppositions and carry out a consultation process between the parties to define the proposal that best adapted to the characteristics of the market for generating electricity with sugarcane bagasse.

9. As a result of the meeting and exchange of criteria with the private generators and ICE officials, on March 24, 2010, the second Report with the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE was delivered, where the positions and oppositions of the interested parties are internalized.

10. In the analysis carried out by Ms. González Trabanino, the “Typical cost model and structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” is presented to the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos for an electric energy cogeneration plant for sale to the ICE, which is characterized as an efficient model plant, with 422 kg of steam/ton of cane, a capacity of 20 MW, an active harvest (zafra) period of 120 calendar days, 6000 tons cane/day, financed at an interest rate of 8% over a 20-year term without a grace period, whose results are highly attractive regarding financial indicators such as the nominal and constant IRR and NPV, as well as in the cost according to the availability of bagasse.

11. The kWh costs are extremely sensitive to various variables associated with the operation of the mills (ingenios), mainly to the process steam demands of the sugar mills (ingenios), energy efficiency, and the percentage of sugarcane bagasse. For this reason, the simulation model is developed simultaneously for two operating situations: with and without bagasse reserve surpluses for the harvest (zafra) of the mills (ingenios), which affects the availability of bagasse for the thermoelectric unit. Furthermore, different results can be obtained if the process steam demand is varied. The demand considered in this study corresponds to efficiency conditions.

12. It is not advisable to consider that a thermoelectric plant will be supplied with surplus bagasse from several mills (ingenios), as availability cannot be guaranteed, and costs increase due to the transportation of bagasse. It is advisable to consider the location of the high-pressure thermoelectric plant annexed or close to a mill (ingenio) and/or an ethanol plant, given the energy exchanges that are associated to achieve energy self-sufficiency with surpluses to the grid, and to optimize the use of cogeneration exhaust steam. This does not mean that the mill (ingenio), the distillery, and the thermoelectric plant are a single company, as they are generally different companies with their own administrative, organizational, and accounting autonomy.

13. A starting point for the development of electric energy generation and cogeneration projects in mills (ingenios), for sale to the public grid, is to have as a base nearby industrial plants that have an efficient sugar and ethanol production process, in order to optimize the surpluses of bagasse and electricity to the grid, based on energy saving and efficient use, and not the opposite, which would be reflected in the cost of the electric energy that end users ultimately pay.

14. When a generation and cogeneration project is carried out, it should be based on the use of appropriate and not obsolete or inefficient technology, especially when working with high pressures, and in cogeneration systems, which will be reflected in the kWh costs.

15. It must be considered that these projects have the opportunity to include the sale of carbon credits in the economic-financial evaluations, through the Clean Development Mechanisms, which is already a reality in the region and increases the profitability of this type of project, which has been demonstrated in those projects that do not contemplate an increase in biomass use for electric cogeneration but rather an increase in energy efficiency in their processes. It is recommended that this type of generation and cogeneration project carry out the necessary evaluations prior to decision-making. Cogeneration projects may be more attractive to qualify.

16. The considered investments, although high, are within the range for this type of high-pressure project; in this case, with the distribution of the cost of the steam generation system between the two products: electric and thermal energy, this investment is reduced.

17. The IRR provides information on the maximum rate of return that the project has, given the flow of income and expenses. Therefore, for all the project conditions evaluated, a positive IRR results, indicating that they are profitable.

18. This model also fits COTSA-distillery, which has the CATSA mill (ingenio) nearby. The model does not simulate conditions of company ownership, or their legal constitution, but rather strategic operating conditions very common in the region and in Costa Rica.

19. Undoubtedly, the cogeneration and generation condition is more efficient, as two commercially valuable products are obtained: electric and thermal energy, whereby the costs of both are reduced significantly compared to obtaining them separately.

20. Regarding the purchasing power over time (indexation) of the fixed and variable costs defined by the typical cost structure of a model sugarcane bagasse electricity generation plant, it is important to classify which of these are endogenous and which are exogenous, in order to define the most suitable indexation formula.

21. According to the cost structure presented in the model, the internal costs are: the cost of raw material, the cost of fuel, the cost of transportation, taxes, labor costs, the cost of insurance, and indirect manufacturing costs, which will be linked to the Industrial Producer Price Index of Costa Rica.

22. The external costs to be taken into account in the indexation formula are financial expenses and depreciation, costs that will be indexed to the Producer Price Index of the United States of America.

23. The "model and typical cost structure of a model sugarcane bagasse electricity generation plant" and its extraordinary adjustment formula will be reviewed in the month of May of each year, in order to maintain the purchasing power of the rate over time.

V.In response to the main positions and oppositions filed within the proceedings, the following is indicated with respect to each of them:

1. Instituto Costarricense de Electricidad, folios 113-119 of OT-212-2009 and 110-116 of ET-189-2009, the main arguments are:

a. It considers that the model meets its objective; however, it presents some aspects that must be reviewed, namely:

b. The assumption of charging the entire investment to electric generation. In this regard, it is necessary to take into account the provisions of Article 32 of Ley 7593 regarding the costs that should not be considered in the rate.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.

c. The inclusion of the amortization of financing within the financial expenses line item considered in the cost structures. In fact, the cash flow model should be reviewed because the amortization of credits must be excluded from the expenses considered for income tax calculation purposes.

Financial expenses consist of the interest and formalization fees charged by the banking entity. For this reason, the position is accepted, and the amortization item will be excluded from the financial expenses contemplated in the typical cost structure of the model plant.

d. The financing conditions, and in particular the amortization period, should be reviewed and adjusted based on the usual conditions of the capital market.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.

e. Although it is considered pertinent that the model includes an indexation formula, it has certain deficiencies and must therefore be corrected, since the formula included in the proposal is contrary to the table included in Anexo No1, where the fixed and variable costs have different relative weights.

f. Despite the fact that it is indeed correct that exchange rate indexation applies to cost components of external origin and local inflation indexation applies to components of local origin, substituting the concepts in the formula proposed by the consultant distorts it.

In accordance with the logic that the application of an automatic adjustment formula must follow, the observation on the formulation of the total cost for a specific year will be considered; therefore, it is decided to define the extraordinary adjustment formula taking the cost at time t-1 as the reference for the cost at time 1.

g. It is necessary to take into account the currency in which the costs are defined. If costs in the market are established in dollars, applying the adjustment for devaluation and local inflation would result in double recognition of the adjustment. If the model includes costs in foreign currency, an adjustment should only be recognized for local costs, and in this case, only for net local inflation, that is, discounting the devaluation from the inflation index.

The observation regarding the typical cost structure included in the model for generating energy using sugarcane bagasse is shared, as is the point regarding the type of currency used to define the rate per kWh generated and sold, since if prices in dollars are used, the depreciation of the currency is implicit, as it will be automatically adjusted according to the behavior of the foreign exchange market. In this case, only external inflation should be recognized for external costs, according to the Producer Price Index of the United States of America, as they depend on factors exogenous to the local economy, while with respect to internal costs, only internal inflation measured by the Industrial Producer Price Index (IPPI), calculated by the Banco Central de Costa Rica, will be applied. Therefore, the position is accepted.

h. The indexation scheme contemplated in the cash flow incorporated in the model makes no distinction whatsoever regarding the origin of the costs and applies the recognition of inflation and devaluation without any distinction to all costs and expenses. Therefore, it is recommended to review and harmonize the indexation formula with the model of the cost structure to ensure its purpose.

The position is shared; the advisable approach for having an extraordinary adjustment formula that adequately compensates for the loss of money's value over time is to classify the fixed and variable costs presented in the model into those that are of an endogenous nature, i.e., affected by internal economic-financial variables, and which are exogenous or altered by external economic-financial variables.

According to the typical cost structure of the model plant presented in the public hearing process, costs such as raw material, fuels, taxes, direct and indirect labor, and indirect manufacturing costs (maintenance and administrative) are affected by internal economic variables, so they can be classified as internal costs and therefore indexed to an indicator that compensates them for the loss of value over time.

In the case of financial expenses and depreciation of capital assets, due to their nature and the type of currency in which they are traded in the financial and goods markets, respectively, it is understood that they are subject to exogenous disturbances; therefore, they should be classified as external costs and thus indexed with an indicator that allows them to recover their value over time.

i. Regarding the proposed rate, it responds to the cost structure corresponding to the base year for the model plant; when introduced into the projection model, the result is that the internal rate of return obtained under the model plant would be 15.51% and 14.21% according to each configuration, which suggests that the proposed rate must be adjusted to demonstrate the reasonableness of the profitability being recognized in the model.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.

j. Another aspect that must be clarified is the applicability of the two proposed "projects," namely project 1 without excess sugarcane bagasse and project 2 with excess bagasse. On this matter, it is important to draw attention to the fact that the proposal does not mention the procedure for selecting between one alternative or the other, aspects that must be fully defined in the rate setting.

The model proposed by the consultant explains which of the analyzed configurations is the most suitable in accordance with the characteristics of the pseudo-market for electricity generation with sugarcane bagasse. The 2nd configuration is characterized by having a sugarcane bagasse reserve of around 3%, while the 1st configuration does not, which is not realistic, given that technically generators must perform technical stops during the active harvest (zafra) process, requiring them to have a certain bagasse reserve for the respective startups. This reserve percentage depends on the efficiency of the Ingenio and/or distillery, but it also depends on the availability of the raw material; therefore, during the analysis and discussion process of the model with the various interested actors, this percentage was defined as adequate given the practice in Costa Rica, which is why it is included as such in the model.

Nevertheless, the observation is appreciated; it was taken into account to define the proposed approach.

2. Ingenio Taboga, S. A. (folios 119 to 163 in file ET-189-2009 and folios 122 to 166 in file OT-212-2009), Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), (folios 164 to 207 in file ET-189-2009 and folios 167 to 210 in file OT-212-2009) and Ingenio El Viejo, S. A. (folios 227 to 271 in file ET-189-2009 and folios 230 to 274 in file OT-212-2009). The main arguments are:

a. The simulation model presents several errors and formula inconsistencies that affect the determination of costs and the analysis of their profitability.

b. Error in the determination of the "thermoelectric electric energy distribution," because when the amount of surplus energy for sale to ICE and own consumption is determined, the kWh amount of the industrial plant's demand is erroneously added, when the correct approach would be to eliminate that effect, which also produces an adjustment in the project costs.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.

c. Error in the calculation of the total unit cost per kWh for both project 1 and project 2, because the total monetary cost of energy production for sale to ICE is divided by the total kWh of installed capacity of the model Ingenio, when the correct approach is to divide the total costs for sale to ICE by the quantity of kWh available for sale, an error that is also reflected in the determination of the fixed and variable costs per kWh that make up the total unit cost.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.

d. Error in the determination of the revenue projection (quantity of energy sold), which occurs when calculating revenues, because the total kWh of installed capacity in the model Ingenio is taken as a reference instead of the annual quantity of energy for sale to ICE. This correction will cause a modification in the IRR and NPV for both projects and therefore in their profitability.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.

e. Error in the calculation of total monetary revenues for both project 1 and project 2, because the quantity of energy for sale to ICE used in the revenue calculation in colones is inverted.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.

f. Error in the calculation of the municipal patent tax (impuesto por patente municipal), as it is included equally for both projects, when the correct approach, according to the model submitted for hearing, is based on the gross revenues obtained by the model plant or Ingenio in each of the projects. Additionally, the amount of the expense corresponding to the municipal patent tax is inverted for each of the projects.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.

g. The cost model uses a financial cost based on an interest rate that is not reasonable under usual market conditions:

h. The report states: "the interest rate in reference Ingenios fluctuates between 6 and 7.8% per annum and the model projects were evaluated at a rate of 6% per annum considering that preferential opportunities exist in the financial market for the generation of clean energy from renewable sources." In this regard, it is considered that the proposed model did not follow any appropriate methodology to determine the interest rate, as it acknowledges that various Ingenios had several interest rates in their financing at the time they submitted their rate studies; however, the model simply uses the floor of the interest rates available to the different Ingenios at that time, without providing further reasoning for this treatment. We consider that, given such a sensitive issue, it would have been more appropriate to use the ceiling of the financing rates or at least an average thereof.

i. The interest rate for calculating the financial expense is not reasonable nor does it reflect the reality of the Costa Rican market, as it is being applied constantly during the 20-year financing and financial evaluation period of the project. Furthermore, it must be considered that the different rate studies from which this information was taken were presented at a time marked by a downturn in the financial markets, and additionally, these rates fluctuate and are not fixed.

j. According to quotes from Costa Rican financial entities, the interest rate for this type of project is around a minimum of between 7.5% and 8.5% per annum in dollars, which is not effective, as the costs of structuring, underwriting, and loan guarantees must be added. In accordance with the above, the use of 8.00% is proposed as the interest rate to determine the financial cost of the evaluated project.

According to the opposition presented, it is necessary to be clear that in rate matters, although aspects such as the variability of interest rates are kept in mind given their significance in determining the financial expense of the initiative, rate setting corresponds to a specific moment "x"; therefore, economic and financial variables are bound to fluctuate over time. Now, in the case at hand (model plant), the interest rate used is a cost-of-indebtedness parameter, which could be corrected year after year through the application of the model, as was explained in the public hearing process, since financial expenses represent part of the costs according to the typical cost structure of the model plant; thus, by adjusting said component to avoid the loss of value over time, said cost will implicitly be adjusted.

It is important to be clear that the behavior of interest rates is correlated with the inflation rate of an economy, so if the latter increases, the interest rate will tend to increase and vice versa. Although economic variables are projected, there are many endogenous and exogenous factors that can cause fluctuations that alter the scenarios upon which the model is built, which is why an extraordinary adjustment formula is included in it, to correct such variations and allow the set rate or price to be representative of an economic reality or situation.

However, it is ARESEP's criterion to make rate settings that do not threaten the financial equilibrium of the companies providing a public service; therefore, the level of the interest rate for a project of this type must adhere to the conditions of the financial market, the risk level, temporality, and conjunctural conditions, for which reason the position is accepted and the appropriate interest rate according to the current financial market will be evaluated.

For this reason, the financial market was surveyed to determine the different interest rates that weigh on this type of productive initiative, with the proposal offered by the Banco Centroamericano de Integración Económica, BCIE, being the most suitable; consequently, it was incorporated into the respective calculations of the cost structure of a model electricity generation plant using bagasse.

In any case, it is important to note that this argument does not alter the definition of the model itself, but rather affects the results of its application.

k. The cost model includes in the financial analysis the expected cash flows, which are discounted at a reference rate of return that is not reasonable for market conditions.

l. The cash flow analysis in the model starts from a discount rate of 10% in colones. In this sense, the technical report called "cost analysis of a model sugarcane bagasse electricity generation plant" indicates on its Page 19: "the reference rate, for purposes of comparing whether the profitability of the projects under evaluation is acceptable or not, a reference profitability rate has been determined, resulting from the average of the profitability rates calculated for the generation projects (Ingenio Taboga, El Viejo and COTSA), resulting in a reference rate of 10.00%.

m. Therefore, this rate becomes the comparison criterion that allows us to measure whether the project is viable or not, based on the technical and economic conditions previously explained." It is important to indicate that the background is not correct, since the average of the profitability interest rates of the three cited Ingenios is not 10%, but rather 11.55%, for which reason it is considered correct to perform the financial evaluation of the cash flows considering the average profitability of the Ingenios with an approved rate at the time, thus having a reference rate of return of 11.55% instead of 10%. A rate that makes the NPV of both projects non-viable, as they would not generate sufficient income to cover the necessary initial investment.

n. Due to the above, it is considered important that as a result of the analysis of the rate proposal carried out by ARESEP, a rate is at least defined that is equal to the adjusted cost considering each and every one of the points indicated above, including the corresponding profitability, in such a way as to incentivize the participation of new clean energy projects, as well as the permanence and new investments by private generators.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse. This proposal will be consistent with a cost structure and a determined profitability; however, it is important to indicate that the discount rates used by the consultant had the "illustrative" objective of evaluating whether a rate of that order covers the costs and also allows an adequate profit for the activity.

o. The model determines production costs per kWh, which are subsequently used as a rate, without including a profitability margin on them.

p. The proposed cost model arrives at the determination of a generation cost for each of the projects analyzed, amounts that correspond only to the determination of the production costs per kWh, which are presented by ARESEP as a rate, without assigning a profitability over the production costs. Due to the above, ARESEP is asked to ensure that the rate set according to the model includes the sum of the kWh production costs plus the profitability, so as to incentivize current and potential producers to continue in that activity.

According to Article 6 of Ley 7593, the Regulatory Authority is obliged to regulate and supervise, in accounting, financial, and technical terms, the providers of public services, to verify the correct management of the factors that affect the cost of the service, whether they are the investments made, the indebtedness incurred, the levels of income received, the costs and expenses incurred, or the income received and the profitability or profit obtained. On the other hand, Article 3 of this Law establishes that the rates approved by the Regulatory Authority must include an adequate return for development. Given the above, it is considered pertinent to recognize a level of profitability appropriate to the activity and the level of risk; therefore, the opposition is accepted and is included in the model plant's proposal.

q. The model plant handles two different projects (with and without excess bagasse), and it is indicated that under the assumption of project 2, the Ingenios retain 6% of the bagasse for their own reserve for possible technical stops during the harvest (zafra) that would require new startups.

r. Studies prepared by sugar industry technical consultants, which perform a comparison of productive indicators of different Ingenios in Central America, establish that the programmed and unprogrammed stops of the sugar production process represent an average of 8.3% of the total available time. This means that the bagasse reserve that the Ingenios must make is even greater than the 6% noted by ARESEP's consultant, and therefore, project 2 reflects a greater similarity to the reality of the Ingenios in Costa Rica. Notwithstanding the above, a sensitivity analysis of the 6% reserve factor is not being performed in the original model.

According to the above, it is important to clarify that this reserve percentage is determined by the configuration adopted in the model proposed by the consultant. For this proposal, it was defined that configuration No. 2 is the most suitable in accordance with the characteristics of the pseudo-market for electricity generation with sugarcane bagasse. This one is characterized by having a sugarcane bagasse reserve of around 3%, while configuration 1 does not, which is not realistic, given that technically the generators must perform technical stops during the active harvest (zafra) process, requiring them to have a certain bagasse reserve for the respective startups. This reserve percentage depends on the efficiency of the Ingenio and/or distillery, but it also depends on the availability of the raw material; therefore, during the process of analysis and discussion of the model with the various interested actors, this percentage was defined as adequate given the practice in Costa Rica, which is why it is included as such in the model. Therefore, the need to incorporate a sugarcane bagasse reserve into the model is accepted, but the suggested percentage is rejected, given that at the time it was concluded that there is a natural limitation (quantity of bagasse) and structural limitations (infrastructure) to having larger reserves in Costa Rica.

s. Regarding the environmental considerations included in the model's report and concerning the statement that "it must be considered that these projects have the opportunity to include the sale of carbon credits in the economic-financial evaluations, through clean development mechanisms, which is a reality in the region and increases the profitability of these types of projects, as has already been demonstrated." t. In reality, it is difficult for sugarcane bagasse electricity projects to include the sale of carbon emission reductions for several reasons: 1) most of the Ingenios are existing facilities, 2) Costa Rica has a very clean energy matrix in the electricity sector, and the resulting emission factor is very low, so the amount per ton of carbon per project is low and the transaction costs to achieve its validation and registration are relatively expensive, and 3) the reality of Costa Rica is different from other countries in the region, given their high dependence on thermal generation, which allows for greater placement of emission reduction certificates per electrical unit produced; therefore, carbon emission reductions contribute little or nothing to the profitability of electric energy projects using bagasse biomass.

The observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, and the model or final price is not affected by these environmental considerations.

u. The depreciation calculation used in the cost model starts from longer useful life periods for the assets compared to those periods established by ARESEP itself for this type of project (turbogenerator, boiler, office equipment, among others), which affects the determination of the energy production costs.

v. It is considered important that to determine the depreciation expense, ARESEP use the useful life periods contained in the Reglamento a la Ley del Impuesto sobre la Renta, which are the most recently published in the country and from the most well-known source and financial use, or, alternatively, the useful life periods that ICE uses in this regard, due to its specialty in the matter.

With respect to the useful life periods and the depreciation tables to be applied to the capital assets included in the model, these will be consistent with those presented by the consultant, which correspond to those established by the equipment manufacturer, this being the most reliable and updated source on this matter given its specialization.

w. The proposed indexation formula has an error in the percentages it uses, because it suggests multiplying the external costs by 80% and the internal costs by 20% and then indexing them by the update factor (devaluation and internal inflation). The correct approach is to take the total costs and multiply them by their relative weight in the total cost structure, and then proceed to update them according to the corresponding index. Therefore, the base formula that must be made known and submitted for consultation by ARESEP should have been:

Updated total cost = (CE) (TC2010/TC2009) + (CI)(CPI2010/CPI2009) Updated total cost = (CT*0.8)(TC2010/TC2009) + (CT*0.2)(CPI2010/CPI2009)] The observation is appreciated; it is accepted as appropriate to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.

x. The indexation mechanism proposed by ARESEP is not complete as it is limited solely to introducing the formula that is intended to be used; however, it does not include a description of how this mechanism will be applied, nor at what time or period this cost update via the formula would apply. Furthermore, there is doubt as to whether the indexation is requested by the interested Ingenios or if ARESEP could do it ex officio, or at the request of any person who so requests. It is also important that among the final aspects of the indexation formula, it be included that it will be applied annually and at the request of the interested Ingenio in the month of May of each year, in order for ARESEP to have sufficient time to process the cost update and publish the final agreement.

Regarding the extraordinary adjustment formula included in the model, it will be applied annually, specifically in the month of May of each year. Activation of the extraordinary adjustment formula will be determined by means of a written request from one of the companies covered by this methodological and rate proposal, or, alternatively, ex officio by ARESEP.

y. Likewise, the possibility should be established for interested Ingenios to request the application of the indexation formula when the indices or update factors reach an average of at least 3% in relation to the values used in the previous rate setting.

The observation is appreciated; it was taken into account as pertinent to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse. The final proposal clarifies how the methodology will be applied.

z. Regarding the substantive aspects in the application of the formula: 1) it is considered important to modify it so that it is truly representative of the variations in economic factors within the cost structure of the model plant analyzed by ARESEP. It is considered that the updating of external production costs (depreciation and financing) should not be indexed to the exchange rate, because those costs are already protected against devaluation since the rate is set in dollars. 2) consider that the costs corresponding to the depreciation of assets required for generation would ultimately correspond to a sunk cost for the mills (ingenios), since they will always have to bear the depreciation expense once the initial investment is made, which would not be affected by the devaluation of the colón against the dollar. Therefore, it is considered that the most reasonable approach would be to index the updating of external costs with external inflation, and to index internal costs with local inflation, as indicated by the following formula:

CT n=(CE n-1))x(CPIn/CPI n-1)+(CI n-1)x(IPC n/IPC n-1)] Regarding the indexation formula, ARESEP considers it important to classify the different costs into internal and external, according to the variables that affect them, which should be linked to a price indicator, in this case the most suitable being the Industrial Producer Price Index, IPPI calculated by the Banco Central de Costa Rica for internal costs and the United States Producer Price Index for external costs.

3. Cogeneración del Tempisque, S. A., folios 208 through 226 in file ET-189-2009 and folios 211 through 229 in file OT-212-2009. Its main arguments are:

a. According to the definition of a sugar mill (ingenio) by the Real Academia Española and, above all, the legal classification that our legal system has determined on the matter in question, we reiterate our absolute opposition to being qualified, branded, or labeled as a sugar mill (ingenio), because, as we have previously stated, we are a company whose main activity is the production of alcohol.

b. We have maintained and assured before your represented entity that COTSA is not an expansion of the current Central Azucarera Tempisque, CATSA sugar mill (ingenio), as we have been erroneously qualified or typified.

c. Under this line of argument, it is inappropriate and improper for ARESEP to attempt to pigeonhole us into one of the two projects proposed to that effect in OT-212-2009 and ET-189-2009. COTSA is a company dedicated to the production of alcohol. In addition to the foregoing, our rate study is under appeal before the ARESEP Board of Directors, as a result of the non-acceptance of the rate that the Regulator established for us at the time, which is sufficient reason for it not to have been used in the referenced consultancy.

d. Notwithstanding what has been indicated, as a result of the thorough study of the technical-financial report prepared by the aforementioned consultancy González Trabanino called "Cost analysis of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse" (Análisis de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña), one can reach the "dismal" conclusion that there is an intention to incorporate COTSA into one of the two scenarios that the model proposes.

e. COTSA is of the opinion that ARESEP must construct an electricity generation model whose source is biomass, regardless of whether this is obtained from bagasse or from another organic waste material such as yuca, pineapple, orange, banana, among other products.

f. That by reason of the foregoing and due to the nature of the commercial activity, we reiterate our request that the model proposed in this public hearing, and in the event of being approved by ARESEP, not be applied to our rate study, whether it is the one currently under study by the Board of Directors as a result of the appeal that was filed at the time against the Regulator's assignment of the requested rate amount. Said request must cover any other rate request that COTSA might submit in the future before this state body for the sale of electricity.

g. This request has a basis, in that we are not a sugar mill (ingenio), but rather a company dedicated to the production of alcohol. By reason of the foregoing, we refrain from issuing a pronouncement regarding the proposed model that is the subject of this Public Hearing.

A starting point for the development of electricity generation and cogeneration projects in sugar mills (ingenios) and/or distilleries, for sale to the public grid, is to have as a base nearby industrial plants that have an efficient sugar and ethanol production process in order to optimize surplus bagasse and electricity to the grid, based on energy saving and efficient use, and not the opposite, which would be reflected in the cost of electric energy ultimately paid by end users.

The model does not simulate conditions of company ownership, or of their legal constitution, but rather strategic operational conditions very common in the region and in Costa Rica that reflect operational efficiency without distinguishing by forms of ownership; therefore, the proposed model adjusts to the needs of COTSA-distillery, which has the CATSA sugar mill (ingenio) in its proximity.

It is important to emphasize that the proposed model does not internalize via costs or rate the fact that the sugarcane bagasse is used to produce sugar or molasses to generate alcohol; what is important to highlight is that it requires the use of sugarcane biomass and from there electricity is generated for self-consumption and for sale to ICE; therefore, for the purpose of the model, the particularities of a company do not matter, which is supported by what is established in Article 30 of Ley 7593.

VI.That in accordance with the preceding resultandos and considerandos and based on the merit of the case file, the appropriate action is to issue the methodological procedure corresponding to the "Model and cost structure of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse" (Modelo y estructura de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña) for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, as ordered. Por tanto:

Based on the powers conferred in articles 5, subsection d), 6, subsection a), 36, subsection d), and 45 of Ley 7593, 6, subsection 2, sub-subsections c and d) of the Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, Ley 6588 and its regulation.

THE BOARD OF DIRECTORS AGREES:

I.To issue the following methodological procedure corresponding to the "Typical cost model and structure of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse" (Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña) for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad.

1. General Aspects The purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the rate applicable to the electric energy purchase-sale contracts between ICE and private generators under Ley 7200, whose source is sugarcane bagasse and that have a valid concession for this type of activity, and for those electric energy purchase-sales from electricity generating plants using sugarcane bagasse with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.

(Thus reformed the previous paragraph through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014) The general rate model is based on the definition of a model plant, for which its investment, operation, and maintenance costs have been defined; and a return according to the type of activity has been added.

The proposed methodology establishes the procedures and calculation formulas for the respective rate, as well as the requirements to implement the respective procedure.

The rate model is developed in a spreadsheet where all the details for performing the respective rate calculations are recorded. This spreadsheet will be permanently available to all interested parties. In the following sections, these procedures and formulas are developed.

2. Procedure and Formulas 2.1. Total Investment The total Investment is composed of the sum of the expenditures destined for the purchase of land, building, equipment, tools, and studies necessary for the start-up of the model plant.

This total Investment is classified into Tangible Fixed Investment (Itan) and Intangible Fixed Investment (Iint), in addition to the necessary working capital. Below is a detail of the items that define the tangible and intangible fixed investment:

(*) Update of the fixed asset investment amount The update of the fixed asset investment amount that forms the rate base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the fixed asset investment amount shall be carried out annually, and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to consider modifying the index to be used, the technical reason supporting said decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.

(*)(Thus added the previous paragraph through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014) 2.2. Total Cost The total cost (CT) of electric energy production is defined by the sum of the variable cost (CVT) and the fixed cost (CFT).

CT = ∑ CVT + CFT 2.3. Total Variable Cost The total variable cost (CVT) is determined by the sum of the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), and taxes (Cimp), as shown in the attached chart.

CVT = ∑ Cmp + Ccb + Ctr + Cimp Below is a detail of each of the items that determine the total variable cost.

2.4. Total Fixed Costs Total Fixed Costs (CFT) are determined by the sum of labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), indirect manufacturing costs (Cif), financial expenses (Gfin), and depreciation expense (Gdep).

CFT = ∑ Cmo + Cse + Cif + Gfin + Gdep Below is a detail of each of the items that determine the total fixed cost.

2.5. Total Cost of Energy for Sale The total cost of energy for sale is obtained from the product of the total cost of electric energy production (CT) and the distribution percentage (%Dist).

Ctev = CT * %Dist 2.6. Distribution Percentage The distribution percentage is obtained from the quotient between the electric energy production generated for sale to ICE (Ev) and the total energy produced (Et).

%Dist = (Ev / Et) 2.7. Total Cost per kWh:

The total cost per kWh is obtained from the quotient between the total cost of the energy produced for sale (Ctev) and the amount of energy produced for sale to ICE (Ev).

CTkWh = Ctev / Ev 2.8. Rate or Price per kWh The single rate or price per kWh is obtained from the sum of CTkWh and the profitability amount (Kp).

TfkWh = CTkWh + Kp 2.9. Level of Profitability Profitability is defined by the product of the investor's Cost of Capital (Ke) according to the Capital Asset Pricing Model (CAPM) and the investor's capital contribution (Kinv).

Kp = Ke * Kinv 2.10. Investor's Capital The investor's capital is the difference between the total investment (InT) and the capital financed by a financial intermediary (KFin).

Kinv = InT - Kfin (*) 2.11. Indexation of Total Costs Costs shall be updated by indexing fixed costs and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others) through a local component, because they are generally costs paid in colones.

Operating costs are determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs shall be indexed with the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

The cost values shall be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, in accordance with the cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the rate to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:

Where:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) CE: Operating costs (fixed and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation) of the generation or cogeneration plant using biomass IPPI: Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

(Thus reformed the previous point 2.11) through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014) 2.12. Internal Cost The internal cost is determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). These costs shall be indexed to the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.

CI n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)] 2.13. External Cost The external cost is defined by the sum of financial expenses (Gf) and depreciation expense (Gdep). With which these costs shall be indexed to the Producer Price Index (PPI) of the United States of America, calculated by the Bureau of Labor Statistics.

CE n = (CE n-1)) x (IPPIn / IPPIn-1) 2.14. Labor The Labor necessary to operate the model electricity generation plant is classified into Direct Labor (Mod) and Indirect Labor (Moi), given that some labor is required throughout the year (active and inactive harvest (zafra)) and another part of the human resource is only for a period in the year.

MO = ∑ Mod + Moi 2.15. Calculation of the Fee (Canon) The fee (canon) shall be calculated using the following methodology:

2.16. Financing Expense The financing expense is determined by the capital to be financed, which comes from the difference between the total value of the investment and the contribution of the capitalists. Said amount shall be affected by the term in years to be financed, as well as the interest rate and the grace period, as indicated below:

2.17. Depreciation The depreciation expense of the assets necessary to start up the model plant shall be determined by the straight-line depreciation method, over the useful life term of the asset. The following table presents each of the assets and their respective useful life, according to the manufacturer's technical specifications.

(*) 2.18. Profitability (Ke) The calculation of profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.

The CAPM method is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it and can be separated into two major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).

The CAPM determines the cost of average equity capital for each industry, according to the following formula:

Ke = KL + βa * PR + RP Where:

Ke = Profitability on equity capital contributions.

KL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.

PR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market return rate.

RP = Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.

βa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a determined asset and the market profitability. It is called "levered" when part of the investment is financed with debt.

The levered beta is obtained from the following formula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Where:

βa = Levered beta.

βd = Unlevered beta.

D/Kp = Ratio of debt to equity (estimated through financial leverage) t = Income tax rate.

The parameters required to be calculated to estimate the profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, ratio of debt to equity, and income tax rate. The source for each of them is the following:

Risk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturation period for which the risk premium is calculated shall be used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.

Risk premium (PR): the variable called "Implied Premium (FCFE)" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data denominated Risk Premiums for other markets and where country risk is denominated Country Risk premium). The values for this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". If any of these sources were to become unavailable, recourse shall be made to another that is public and reliable.

The source of information chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, in terms of the historical series length (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 most recent 5 years for which information is available). In the event that, for some of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years but that is equal for all variables shall be used.

Ratio of debt to equity (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 shall be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Regulatory Authority.

Income tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket -the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.

(*) (Thus reformed the previous point 2.18) through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014) 2.19. Model Input Data The model input data are those technical variables necessary for the application of the model plant, according to the type of investment, the production capacity, and the availability of sugarcane bagasse. The attached chart contains the data and the respective units for each item:

2.20. Abbreviations 2.21. Currency in Which the Rate Shall Be Expressed The rates resulting from the detailed methodology shall be expressed in United States of America dollars (US$ or $).

The respective payments generated by the purchase and sale of energy covered by the respective contracts may be settled in dollars or in colones at the purchaser's discretion. If the payment is to be made in colones, the reference exchange rate for the sale established by the Banco Central de Costa Rica shall be used (reference: http://www.bccr.fi.cr).

2.22. Final Aspects In all other aspects of the model, its variables, formulas and calculation procedures, units of measurement, adjustment procedures, and all topics specific to the described model and methodology, what is indicated in the spreadsheet and the final report of the consultancy that recommended the approved model and methodology shall be applied.

(Eliminated the original por tanto II through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)

II.To establish that the application of this methodology shall correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set rates and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the rate model (number of personnel, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective spreadsheet); and defining the final price. The first setting shall be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein.

(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto III to por tanto II, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)

III.The annual application of this methodology shall be carried out through the extraordinary rate-setting procedure provided for in Ley 7593 and in its respective Reglamento. This includes the prior publication of, at least, the parameters and variables that change and the proposed rate.

(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto IV to por tanto III, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)

IV.To establish that the private generators to which the model referred to in section I of the operative part of this resolution is applied shall have the obligation to annually submit to ARESEP audited financial information (operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification, such that it allows the Regulatory Entity to have the greatest and best amount of information necessary for adjusting the model to real operating conditions. As long as the information detailed in the previous paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority shall calculate the model with the information available.

(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto VI to por tanto IV, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)

In compliance with what Article 245 of the Ley General de la Administración Pública orders, it is indicated that against the above resolution, the ordinary appeal for reconsideration (recurso de reposición) and the extraordinary appeal for review (recurso de revisión) are available; these may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

The appeal for reconsideration (recurso de reposición) must be filed within a period of three days counted from the day following notification; the extraordinary review appeal (recurso extraordinario de revisión), within the deadlines indicated in Article 354 of the cited law.

Notifíquese y publíquese.

Whereas:

Considering:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 004 Procedimiento metodológico correspondiente al “Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña” para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad Texto Completo acta: 16F5A3 (Nota de Sinalevi: Mediante resolución N° RE-0148-JD-2024 del 23 de octubre del 2024, se ordena mantener la eficacia de presente norma) Res RJD-004.-San José, a las nueve horas y cuarenta minutos del 26 de abril del dos mil diez. (Expediente ET-189-2009 / OT-212-2009).

(Esta norma fue derogada por el punto IV de la Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa, aprobada mediante resolución N° RE-0038-JD-2024 del 28 de mayo de 2024) 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

I.Que la Ley 7593, ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece lo siguiente: ". Artículo 3.- Definiciones: "b) Servicio al costo: Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31."

1. Artículo 4º-Objetivos: ".e) Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones." 2. El artículo 31 correspondiente a fijaciones de precios, tarifas o tasas dice: "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." Además de ". aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios." 3. Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar precios, tarifas y tasas de los servicios públicos"

II.Que el Plan Nacional de Desarrollo[1][1] 2006-2010 en lo que concierne a las políticas y metas sectoriales, establece en el Capítulo 4, titulado "Eje de Política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones que:

(1) http//www.mideplan.go.cr/content/view/69/371/ 1. En el capítulo de "Los Grandes Desafíos", se propone reducir la dependencia de combustibles importados, aprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y llegar a producir el 100% de la electricidad del país a partir de fuentes de energía renovables.

2. En cuanto al suministro de energía y uso de hidrocarburos, se propone "mejorar tecnológicamente y restablecer los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía, reduciendo el uso de hidrocarburos en la producción de energía eléctrica, y sentando las bases para ser, en el año 2021, el primer país del mundo que produzca el 100% de la electricidad que consume a partir de fuentes renovables de energía".

III. Que el Plan Nacional de Energía establece los siguientes objetivos

1. Asegurar el aprovechamiento de la energía, con el fin de fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo costarricense.

2. Continuar el desarrollo de la generación basado en recursos renovables.

3. Realizar un manejo ambiental y social de reconocida excelencia que permita el desarrollo sostenible.

IV.Que de acuerdo con la política energética del Plan Nacional de Energía, en la cual se establece la utilización de fuentes de energía renovables, se indica como políticas:

1. Definir un modelo tarifario que promueva e incentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica por parte de los actores del mercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de energía.

2. Diseñar un sistema de tarifas que considere, como mínimo, las relaciones de las empresas generadoras que vendan electricidad a las empresas distribuidoras, empresas generadoras que vendan electricidad entre si y empresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica.

3. Diseñar mecanismos nuevos que incentiven el desarrollo y diversificación de fuentes de energía renovables y de actores del sector para la actividad de generación eléctrica.

4. Corresponde a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos fijar las tarifas para el servicio público de suministro de electricidad en la etapa de generación.

V.Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora aprobó mediante el acuerdo 004-064-2007, un conjunto de principios regulatorios, entre los cuales se puede citar:

1. "Servicio al costo: La Autoridad Reguladora fijará las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para presta el servicio, que permita una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad de acuerdo con lo establece el artículo 31".

2. Que las tarifas deben respetar los principios regulatorios que han sido aceptados, y para ello deben ser eficientes, dar las señales adecuadas de corto y largo plazo, ser aditivas, asegurar la recuperación de los costos totales reconocidos de las actividades, ser sencillas y transparentes.

VI.Que el 28 de mayo del 2009 se recomienda adjudicar la contratación de los servicios profesionales de la consultora Ingeniera Química Ana María González Trabanino, para realizar una propuesta del "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña".

VII.Que el 10 de junio del 2009, mediante la orden de compra 4199-2009 fechada el 10 de junio del 2009 y correspondiente a la Contratación Directa 2009CD-000199-ARESEP la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos procedió a contratar los servicios profesionales de la Consultora Ana María González Trabanino, profesional en Ingeniería Química y de nacionalidad salvadoreña, para lleva a cabo un "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE según los términos de referencia y una propuesta de criterios para la actualización de los costos establecidos según la Ley 7200 y que permita determinar las tarifas para este servicio.

VIII.Que el 1 de octubre del 2009 y en coordinación con la Dirección de Servicios de Energía, la Sra. González Trabanino presentó el informe del análisis de la planta modelo contratada.

IX.Que analizada preliminarmente la información presentada por la Consultora González Trabanino el 1 de octubre del 2009, la Dirección de Servicios de Energía le solicitó aclarar o aportar mayor detalle del modelo para poder seguir con el proceso respectivo, (folios 4-6 del ET-189-2009 y del OT-212-2009). La Consultora González atendió la solicitud, aportando el informe final el 29 de octubre del 2009, vía correo electrónico.

X.Que mediante oficio 760-DEN-2009 del 30 de octubre del 2009, la Dirección de Servicios de Energía, solicita a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora otorgar la admisibilidad formal a la propuesta del "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE y que autorice el inicio del proceso de audiencia. (Folios 4-6 del OT-212-2009 y del ET-189-2009).

XI.Que mediante el oficio 312-RG-2009 del 30 de octubre del 2009 el Regulador General presentó a conocimiento de la Junta Directiva el oficio 760-DEN-2009 con el informe técnico sobre el "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" con el fin de que se analice y se autorice continuar con el proceso de audiencia según lo ordena la Ley 7593. (Folio 3 del OT-212-2009 y del ET-189-2009)

XII.Que según el oficio 553-SJD-2009 del 12 de noviembre del 2009, la Junta Directiva tomó el acuerdo 006-074-2009, según la sesión extraordinaria 074-2009 celebrada el 5 de noviembre del 2009, en el cual se solicita al departamento de Archivo Central que proceda a conformar los expedientes respectivos, así como a la Dirección General de Participación del Usuario que convoque y tramite la respectiva audiencia pública para el "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" y su respectiva fórmula de ajuste extraordinario. (Folio 1 del OT-212-2009 y del ET-189-2009)

XIII.Que el 19 de noviembre del 2009 se procedió a publicar la convocatoria a audiencia pública en los periódicos la Nación y la Prensa Libre (folios 89-90 del ET-189-2009 y del OT-212-2009), así como a invitar mediante los oficios 3080-DGPU-2009, 3081-DGPU-2009, 3083-DGPU-2009, 3084-DGPU-20093085-DGPU-2009, 3086-DGPU-2009 y 3087-DGPU-2009 a los diferentes actores interesados en participar en el proceso de Audiencia Pública para conocer la propuesta del modelo por parte de ARESEP (folios 94 al 107). El 25 de noviembre del 2009 se realizó la convocatoria mediante el Diario Oficial La Gaceta 229, (folio 96 del ET-189-2009 y del OT-212-2009).

XIV.Que la audiencia pública se realizó el 17 de diciembre del 2009, por medio del sistema de video conferencia y de conformidad con el artículo 36 de la Ley 7593, en los siguientes lugares: Auditorio de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y en los Tribunales de Justicia de: Limón centro, Heredia centro, Ciudad Quesada, Liberia centro, Puntarenas centro, Pérez Zeledón y Cartago centro. Así como, de forma presencial en el salón parroquial de Bri Brí, ubicado al frente de la Escuela Líder de Bri Brí, Limón.

XV.Que mediante el oficio 3192-DGPU-2009, se adjunta el informe de instrucción (folios 275 al 277 del Et-189-2009 y OT-212-2009), en el cual se indica que para la presente propuesta del modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña se presentaron cinco (5) posiciones, a saber: el Instituto Costarricense de Electricidad representado por el Ingeniero Gravin Mayorga Jiménez, Subgerente, (folios 110 al 116 en el expediente ET-189-2009 y folios 113 al 119 en el expediente OT-212-2009), el Ingenio Taboga representado por Manuel Avendaño Herrera, apoderado generalísimo, cédula de identidad 4-094-691, (folios 119 al 163 en el

Costarricense de Productores de Energía, representada por Mario Alvarado Mora, apoderado generalísimo, cédula de identidad 4-129-640, (folios 164 al 207 en el expediente ET-189-2009 y folios 167 al 210 en el expediente OT-212-2009), la empresa Cogeneración del Tempisque S. A. (COTSA) representado por Edgar Alejandro Ponciano, representante legal, (folios 208 al 226 en el expediente ET-189-2009 y folios 211 al 229 en el expediente OT-212-2009) y Azucarera El Viejo S. A., representada por Mario Jiménez Núñez, apoderado especial, cédula de identidad 1-441-651, (folios 227 al 271 en el expediente ET-189-2009 y folios 230 al 274 en el expediente OT-212-2009).

XVI.Que según el Acta 151-2009, en esta se transcribe la presentación realizada por la Asociación Costarricense de Productores de Energía, representada por Mario Alvarado Mora y la Dirección de Servicios de Energía el día de la Audiencia Pública, (Folios 280-285 del ET-189-2009 y OT-212-2009).

XVII.Que mediante el oficio 03-DEN-2010 del 5 de enero del 2010 la Dirección de Servicios de Energía le solicito a la Dirección General de Asesoría Jurídica el criterio legal respecto a los argumentos expresados en las posiciones presentadas al "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña", (folio 286). La Dirección General de Asesoría Jurídica de la Autoridad Reguladora, atendió lo solicitado y emitió el oficio 021-DGJR-2010 del 12 de enero del 2010, (folios 287-288)

XVIII Que mediante el oficio 071-DEN-2010 del 10 de febrero del 2010, la Dirección de Servicios de Energía solicitó a la Directora Administrativo-Financiera la ampliación de la Contratación Directa 2009CD-000199-ARESEP. Como resultado de la ampliación del contrato se llevó a cabo reuniones con los generadores privados, el ICE y ACOPE con la consultora para definir ciertas variables sensibles en la estructura modelo, así como las oposiciones realizadas en el proceso de audiencia pública.

XIX.Que el 24 de marzo del 2010 la Consultora hizo entrega del segundo Informe del "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE, donde se incluyen las posiciones u oposiciones de los interesados, modificando en lo conducente el modelo original.

I.Que la propuesta sometida a audiencia pública y que consta en el informe 209-DEN-2010 del 16 de abril del 2010, consiste, en un "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE y sus respectiva fórmula de indexación". De este informe se concluye:

1. El mercado energético atraviesa un periodo en el cual la generación térmica se está incrementando, no solo por su aporte, sino por lo que significa en costos para el SEN, lo cual repercute en los precios que los usuarios deben pagar por el servicio de suministro de electricidad. Por otro parte, es importante indicar que el país cuenta con un gran potencial energético con fuentes renovables para abastecer la demanda nacional, las cuales deben ser promovidas para beneficio de los usuarios del sistema.

2. Se requiere dar señales de mercado, claras y estables en el corto y mediano plazo, que ayude a que los generadores privados que utilizan el bagazo de la caña de azúcar como materia prima[2][2], a que mantengan en operación sus plantas para suministro de electricidad al SEN y en el mejor de los casos atraer nuevas iniciativas de inversión, siendo la generación de energía mediante la biomasa (bagazo de caña), una buena alternativa de sustitución en el uso de combustibles fósiles para generar energía eléctrica, más si se tiene claro que el periodo de zafra activa coincide la época seca, cuando el recurso hídrico es escaso, lo que obliga al ICE a producir en sus plantas térmicas para atender una demanda creciente y por ende, a un elevado precio y una mayor contaminación ambiental.

(2) Aquellos que se encontraban amparados bajo la ley 7200 3. Es importante indicar que el Sistema Eléctrico Nacional es predominantemente dependiente del comportamiento hidrológico, de ahí la necesidad de diversificar la matriz energética nacional y aprovechar las diversas fuentes de energía renovables, como lo es el bagazo de caña, ya que significa para el ICE (como comprador) y los usuarios del servicio eléctrico (como consumidores) contar con energía a un menor costo y en un periodo del año en el cual coincide con la reducción de agua en las centrales hidroeléctricas.

4. De igual forma, representa una oportunidad para muchos ingenios y/o destilerías del país, que en la actualidad generan energía para autoabastecer sus procesos productivos y no han encontrado los incentivos necesarios para aumentar su aporte energético y vender sus excedentes. Además de permitirles aumentar su eficiencia de procesos y convertir un desecho (bagazo de caña) en una materia prima que le puede generar ingresos adicionales.

5. La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, está comprometida en promover procesos de revisión integral de los modelos de regulación vigentes, para adecuarlos a las nuevas tendencias y corrientes de intervención en materia de servicios públicos.

6. Por lo anterior, el Ente regulador presentó un nuevo "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE y la respectiva fórmula de ajuste extraordinario.

7. La propuesta consiste en, definir una planta modelo que:

a. Permita aprovechar la capacidad instalada de los generadores privados que utilizan el bagazo de la caña como materia prima, evitando que se aumente la generación térmica, con el consecuente incremento en los precios finales de la electricidad.

b. Permita incentivar la inversión en generación con fuentes renovables y específicamente aquellas que utilizan el bagazo de la caña, mediante el aprovechamiento del máximo potencial de sus plantas o concesiones, hasta 20 MW, en los casos en que sea factible.

c. Considere 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.

d. Sea simple y transparente.

II. Que en resumen, la propuesta del modelo sometido a audiencia pública establecía lo siguiente

1. Para efectos de evaluación de los costos en una planta modelo de 20 MW en condiciones propias o similares a las plantas de este tipo en Costa Rica, se evaluaron técnicamente 4 configuraciones correspondientes a diferentes alternativas de co-generación y generación eléctrica a alta presión y se seleccionó una configuración (termoeléctrica de alta presión anexa a ingenio) para elaborar un modelo de simulación de la generación de energía eléctrica en alta presión.

2. El modelo está basado en las siguientes características: planta de generación y co-generación incorporada a la operación de ingenios azucareros (sin o con planta de alcohol anexa). Esto es lo más común y típico en la región. Los costos del kWh para venta a la red son prorrateados (distribuidos) entre los costos de producción de azúcar y energía eléctrica, y por tanto los costos del kWh se reducen y los ciclos termodinámicos involucrados son más eficientes.

3. La planta modelo que se procedió a evaluar se separó en dos configuraciones: el proyecto 1: sin excedentes de bagazo, donde todo el bagazo excedente del ingenio, una vez satisfechos sus propios requerimientos, es destinado a la termoeléctrica anexa, por tanto esta alternativa permite obtener mayor producción de excedentes de energía para venta al ICE. Y el proyecto 2: con excedentes de bagazo, donde se retiene 6% del bagazo para reserva propia del ingenio por posibles paradas técnicas durante la zafra que requerirán nuevos arranques. El valor de 6% es recomendado por la literatura en general y es basado en la experiencia práctica de los ingenios.

4. Los resultados obtenidos son los siguientes: el factor de planta obtenido en la aplicación del modelo en las condiciones antes mencionadas fue de 0,86 sin excedentes de bagazo (Proyecto 1) y de 0,71 con excedentes de bagazo (proyecto 2).

5. En lo que respecta a depreciación, se usó el método de depreciación por línea recta a maquinaria y equipo. Los proyectos modelo consideran diferentes años para la vida útil de los equipos que van de 5 a 20 años, dependiendo del tipo de activo.

6. Con relación a los gastos financieros, se presentan los parámetros de gastos financieros utilizados por los ingenios de referencia y los proyectos modelo. La tasa de interés para los modelos evaluados fue de un 6% anual considerando que existen en el mercado financiero oportunidades preferenciales para la generación de energía limpia de fuentes renovables. El plazo para el financiamiento de los proyectos modelo se consideró de 20 años.

7. El monto de la inversión, sin capital de trabajo, es la misma para ambas simulaciones de proyectos desarrolladas, proyecto 1 (sin excedente de bagazo) y 2 (con excedente de bagazo), del orden de US$ 30 199 137,78.

8. La estructura de costos de la planta modelo típica están separados por costos variables y por costos fijos, de acuerdo con una distribución de costos para consumo propio y generación para la venta al ICE.

9. Para mantener la estructura de costos de la planta modelo actualizados (indexación), lo conveniente es establecer una fórmula de indexación, en la cual se puede relacionar el Índice de Precios al Consumidor para los costos variables (locales) y el tipo de cambio con los costos fijos asociados a la importación de materias primas que serán afectadas por la evaluación.

III.El modelo propuesto por la Consultora y que se sometió a audiencia pública constaba en una hoja electrónica, tipo "Excel" en la cual se incluían tanto las variables o insumos iniciales, como los algoritmos de cálculo y los resultados finales. Esta hoja electrónica se puso a disposición de todos los interesados para su análisis y posibles oposiciones.

IV.Que del oficio 209-DEN-2010/42420 del 16 de abril del 2010, que sirve de sustento a esta resolución, conviene extraer las siguientes conclusiones:

1. Mediante la Contratación Directa 2009CD-000199-ARESEP la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos procedió contratar los servicios profesionales de la Consultora Ana María González Trabanino, profesional en Ingeniería Química para llevar a cabo un "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE según los términos de referencia y una propuesta de criterios para la actualización de los costos establecidos según la Ley 7200 y que permita determinar las tarifas para la venta al ICE.

2. El modelo propuesto tiene como único objetivo disponer de una metodología que permita disponer de una fijación tarifaria para el subsector de generadores privados que utilizan la biomasa del bagazo de caña para generar energía eléctrica para la venta al ICE y que a la postre elimina la posibilidad de fijaciones tarifarias individuales e incentiva la atracción nuevas iniciativas de inversión en generación con fuentes renovables, en éste caso por medio del bagazo.

3. El 17 de diciembre la ARESEP presentó en audiencia pública la propuesta del modelo caracterizada por ser una planta de generación y co-generación incorporada a la operación de ingenios azucareros (sin o con planta de alcohol anexa). Esto es lo más común y típico en la región. Los costos del kWh para venta a la red son prorrateados (distribuidos) entre los costos de producción de azúcar y energía eléctrica, y por tanto los costos del kWh se reducen y los ciclos termodinámicos involucrados son más eficientes.

4. Dicha propuesta se caracterizaba por estar separada en dos configuraciones: la 1a: sin excedentes de bagazo, donde todo el bagazo excedente del ingenio, una vez satisfechos sus propios requerimientos, es destinado a la termoeléctrica anexa, por tanto esta alternativa permite obtener mayor producción de excedentes de energía para venta al ICE. Y la 2a: con excedentes de bagazo, donde se retiene 6% de bagazo para reserva propia del ingenio por posibles paradas técnicas durante la zafra que requerirán nuevos arranques. Siendo la inversión la misma para ambas configuraciones, financiadas en un 80% a 20 años y una tasa de interés del 6% anual.

5. Dicha estructura de costos aportada para la planta modelo de generación con bagazo de caña, presenta costos variables totales por 1,03% y costos fijos por 98,97%, para cada una de las configuraciones analizadas.

6. Para mantener la estructura de costos de la planta modelo actualizados (indexación), lo conveniente es establecer una fórmula de indexación, en la cual se puede relacionar el Índice de Precios al Consumidor para los costos variables (locales) y el tipo de cambio con los costos fijos asociados a la importación de materias primas que serán afectadas por la evaluación.

7. Del proceso de audiencia pública, se presentaron 5 oposiciones (según el Informe de instrucción, oficio 3192-DGPU-2009) por parte de: Instituto Costarricense Electricidad, Azucarera El Viejo, S. A., Asociación Costarricense de Productores de Energía, Ingenio Taboga, S. A. y Cogeneración del Tempisque, S. A.

8. En atención a los diferentes criterios por parte de los agentes económicos interesados, se procedió a ampliar el contrato de la consultora González, con el fin de llevar a cabo la incorporación de oposiciones y un proceso de concertación entre las partes para definir la propuesta que mejor se adaptara a las características del mercado de la generación de electricidad con bagazo de caña.

9. Como resultado de la reunión e intercambio de criterios con los generadores privados y funcionarios del ICE, el 24 de marzo del 2010, se entregó el segundo Informe con el "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al ICE, donde se internalizan las posiciones y oposiciones de las partes interesadas.

10. En el análisis realizado por la Sra. González Trabanino se presenta a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos el "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para una planta de co-generación de energía eléctrica para la venta al ICE, la cual se caracteriza por ser una planta modelo eficiente, de 422 kgv/ton. de caña, con una capacidad de 20 MW, un periodo de zafra activa de 120 días naturales, 6000 ton. caña/día, financiado a una tasa de interés del 8% a 20 años plazo sin periodo de gracia, cuyos resultados son altamente atractivos lo que respecta a indicadores financieros como la TIR y el VAN nominales y constantes, así como en el costo según la disponibilidad de bagazo.

11. Los costos del kWh son sumamente sensibles a diversas variables asociadas con la operación de los ingenios, principalmente a las demandas del vapor de proceso de los ingenios azucareros, a la eficiencia energética y al porcentaje de bagazo de caña. Por esta razón el modelo de simulación se desarrolla simultáneamente para dos situaciones operativas: con y sin excedentes de bagazo de reserva para la zafra de los ingenios, lo cual afecta la disponibilidad de bagazo para la unidad termoeléctrica. Así mismo diferentes resultados pueden obtenerse si se varía la demanda de vapor de proceso. La demanda considerada en el presente estudio obedece a condiciones de eficiencia.

12. No es conveniente considerar que una planta termoeléctrica se abastecerá de excedentes de bagazo de varios ingenios, pues no se puede garantizar la disponibilidad, además se encarecen los costos por el transporte de bagazo. Es conveniente considerar la ubicación de la termoeléctrica de alta presión anexa o próxima a un ingenio y/o una planta de etanol dado los intercambios de energía que están asociados para alcanzar autosuficiencia energética con excedentes a la red, y para optimizar el uso del vapor de escape de la co-generación. Ello no significa que el ingenio, la destilería y la termoeléctrica son una sola empresa, ya que generalmente son empresas diferentes con su propia autonomía administrativa, organizacional y contable.

13. Un punto de partida para el desarrollo de proyectos de generación y co-generación de energía eléctrica en ingenios, para venta a la red pública, es contar como base con plantas industriales aledañas que cuenten con un proceso eficiente en la producción de azúcar y etanol a fin de optimizar los excedentes de bagazo y electricidad a la red, basado en el ahorro y uso eficiente de la energía, y no en lo contrario, lo cual se estaría reflejando en el costo de la energía eléctrica que finalmente pagan los usuarios finales.

14. Cuando se realiza un proyecto de generación y co-generación debe fundamentarse en el uso de tecnología apropiada y no obsoleta o ineficiente, sobre todo cuando se trabaja con altas presiones, y en sistemas de co-generación, lo cual se reflejará en los costos del kWh.

15. Hay que considerar que estos proyectos tienen la oportunidad de incluir la venta de bonos de carbono en las evaluaciones económicas-financieras, a través de los Mecanismos de Desarrollo Limpio, lo cual ya es una realidad en la región e incrementa la rentabilidad de este tipo de proyecto, lo cual ha sido demostrado en aquellos proyectos que no contemplan incremento de uso de biomasa para la co-generación eléctrica sino incremento de eficiencia energética en sus procesos. Se recomienda que este tipo de proyectos de generación y co-generación efectúen las evaluaciones necesarias previas a la toma de decisiones. Los proyectos de co-generación pueden resultar más atractivos para calificar.

16. Las inversiones consideradas si bien son elevadas se encuentran dentro del rango para este tipo de proyectos de alta presión en este caso con la distribución del costo del sistema de generación de vapor entre los dos productos: energía eléctrica y térmica, esta inversión se reduce.

17. La TIR nos brinda información de la tasa de rentabilidad máxima que tiene el proyecto, dado el flujo de ingresos y egresos. Por tanto, para todas las condiciones de proyecto evaluadas resultan una TIR positiva y nos dicen que si son rentables.

18. El presente modelo se ajusta también a COTSA-destilería, el cual cuenta en las proximidades con el ingenio CATSA. El modelo no simula condiciones de propiedad de las empresas, o de su constitución legal, sino condiciones operativas estratégicas muy comunes en la región y en Costa Rica.

19. Sin duda la condición de co-generación y generación es más eficiente, pues se obtienen dos productos de valor comercial: la energía eléctrica y térmica, con lo cual los costos de ambos se reducen significativamente en comparación a su obtención en forma separada.

20. En lo que respecta al poder adquisitivo en el tiempo (indexación) de los costos fijos y variables definidos por la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo, es importante clasificar cuáles de ellos, son de carácter endógeno y exógeno, para definir la fórmula de indexación que mejor se adapte.

21. De acuerdo con la estructura de costos planteada en el modelo, los costos de índole internos son: el costo de la materia prima, el costo del combustible, el costo del transporte, los impuestos, los costos de la mano de obra, el costo del seguro y los costos indirectos de fabricación, los cuales estarán ligados al Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica.

22. Los costos externos a tomar en cuenta en la fórmula de indexación son los gastos financieros y la depreciación, costos que serán indexados al índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América.

23. El "modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" y su fórmula extraordinaria de ajuste será revisada en los meses de mayo de cada año, con el fin de mantener el poder adquisitivo de la tarifa en el tiempo.

V.En respuesta a las principales posiciones y oposiciones formuladas dentro de los autos, se indica lo siguiente, en cuanto a cada una de ellas:

1. Instituto Costarricense de Electricidad, folios 113-119 del OT-212-2009 y 110-116 del ET-189-2009, los principales argumentos son:

a. Considera que el modelo cumple con su objetivo, no obstante presenta algunos aspectos que deben ser revisados, a saber:

b. El supuesto de cargar la totalidad de la inversión a la generación eléctrica. Al respecto es necesario tomar en cuenta lo dispuesto en el artículo 32 de la Ley 7593 en cuento a los costos que no deben considerados en la tarifa.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.

c. La inclusión de la amortización del financiamiento dentro de la partida de gastos financieros considerados en las estructuras de costos. De hecho, debe revisarse el modelo de flujo de efectivos puesto que la amortización de los créditos debe excluirse de los gastos considerados para efectos del cálculo de impuestos sobre la renta.

Los gastos financieros se componen de los intereses y los gastos de formalización que cobra la entidad bancaria. Razón por la cual, se acepta la posición y se procederá a excluir el rubro de amortización de los gastos financieros contemplados en la estructura de costos típica de la planta modelo.

d. Las condiciones de financiamiento, y en particular el plazo de amortización, deberán ser revisadas y ajustadas con base en las condiciones usuales del mercado de capitales.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.

e. Si bien se considera pertinente que el modelo contemple una fórmula de indexación, esta presenta ciertas deficiencias, por lo que debe ser corregida, ya que la fórmula incluida en la propuesta es contraria al cuadro incluido en el anexo No1, donde los costos fijos y variables presentan pesos relativos diferentes.

f. A pesar de que, efectivamente resulta correcto que la indexación por tipo de cambio aplique sobre los componentes de costo de origen externo y la indexación por inflación local se aplique a los componentes de origen local, al sustituir los conceptos en la fórmula propuesta por la consultora se está desvirtuando la misma.

De acuerdo con la lógica que debe cumplir la aplicación de una fórmula de ajuste automática, se considerará la observación sobre la formulación del costo total para un año específico, por lo cual, se considera definir la fórmula de ajuste extraordinario tomando como referencia para el costo en el tiempo 1, el costo en el tiempo t-1.

g. Es necesario tomar en cuenta la moneda en la cual están definidos los costos. En caso que los costos en el mercado se establezcan en dólares, al aplicar el ajuste por devaluación e inflación local se estaría reconociendo doblemente el ajuste. En caso que el modelo contemple costos en moneda externa, únicamente se debe reconocer ajuste para los costes locales y, en este caso, solamente por la inflación local neta, esto es descontado la devaluación del índice de inflación.

Se comparte lo relativo a la estructura de costos típica incluido en el modelo para generar energía mediante bagazo de caña, así como lo referente al tipo de moneda utilizada para definir la tarifa por kWh generado y vendido, ya que si se utilizan precios en dólares la depreciación de la moneda está implícita, ya que será ajustada automáticamente de acuerdo con el comportamiento del mercado de divisas. En este caso, los costos externos se les debe sólo de reconocer la inflación externa, según el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América, ya que dependen de factores exógenos a la economía local, mientras que en lo que respecta a costos internos, sólo se le aplicará la inflación interna medida por el Índice de Precios al Productor Industrial, (IPPI), calculado por el Banco Central de Costa Rica. Por lo cual, se procede a tomar en cuenta la posición.

h. El esquema de indexación contemplado en el flujo de efectivo incorporado en el modelo no hace distinción alguna en cuanto al origen de los costos y aplica sin distingo alguno el reconocimiento de la inflación y la devaluación a todos los costos y gastos. Por lo cual, se recomienda revisar y armonizar la fórmula de indexación con el modelo de la estructura de costos de forma tal que se garantice el cometido de la misma.

Se comparte lo señalado en la posición, lo conveniente para disponer de una fórmula de ajuste extraordinaria que permita compensar adecuadamente la pérdida de valor del dinero en el tiempo es clasificar los costos fijos y variables presentados en el modelo en aquellos que son de naturaleza endógena, o sea, que se ven afectados por variables económico-financieras internas y cuáles son exógenos o son alterados por variables económico-financieras externas.

Según con la estructura de costos típica de la planta modelo presentada en el proceso de audiencia pública, costos como materia prima, combustibles, impuestos, mano de obra directa e indirecta, costos indirectos de fabricación (mantenimiento y administrativos) son afectados por variables económicas internas, por lo cual se pueden clasificar como costos internos y por ende indexarse a un indicador que le compense la pérdida de valor en el tiempo.

En el caso de los gastos financieros y la depreciación de los activos de capital, estos por su naturaleza y el tipo de moneda en la cual están transados en el mercado financiero y de bienes respectivamente, se entiende que son objeto de perturbaciones exógenas, por lo cual, se deberían de clasificar como costos externos y por ende ser indexados con un indicador que le permita recuperar su valor en el tiempo.

i. En lo que respecta a la tarifa propuesta responde a la estructura de costos correspondiente al año base para la planta modelo, al introducirla en el modelo de proyección se obtiene como resultado que la tasa interna de retorno que se obtendría bajo la planta modelo sería de 15,51% y 14,21% de acuerdo con cada configuración, con lo cual, se considera que la tarifa propuesta debe ser ajustada de tal manera que permita demostrar la razonabilidad de la rentabilidad que se estaría reconociendo en el modelo.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.

j. Otro aspecto que debe ser aclarado es lo referente a la aplicabilidad de los dos "proyectos" propuestos, a saber proyecto 1 sin exceso de bagazo de caña y proyecto 2 con excesos de bagazo. Sobre el particular es importante llamar la atención en cuanto que en la propuesta no se menciona el procedimiento para seleccionar entre una u otra alternativa, aspectos que debe estar plenamente definido en la fijación tarifaria.

El modelo propuesto por la consultora, explica cual de las configuraciones analizadas es la más adecuada de acuerdo con las características del pseudo mercado de generación de electricidad con bagazo de caña. La 2a configuración, se caracteriza por disponer de una reserva de bagazo de caña del orden del 3%, mientras que la 1a configuración no, lo cual no es realista, dado que técnicamente los generadores debe realizar durante el proceso de zafra activa paradas técnicas, con lo cual deben de contar con cierta reserva de bagazo para los respectivos arranques. Dicho porcentaje de reservas depende de la eficiencia del Ingenio y/o destilería, pero también depende de la disponibilidad de la materia prima, por lo cual, durante el proceso de análisis y discusión del modelo con los diferentes actores interesados se definió dicho porcentaje como adecuado dada la práctica en Costa Rica, razón por la cual es incluido así en el modelo.

No obstante, se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta planteada.

2. Ingenio Taboga, S. A. (folios 119 al 163 en el Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), (folios 164 al 207 en el expediente ET-189-2009 y folios 167 al 210 en el expediente OT-212-2009) y Ingenio El Viejo, S. A. (folios 227 al 271 en el expediente ET-189-2009 y folios 230 al 274 en el expediente OT-212-2009). Los principales argumentos son:

a. El modelo de simulación presenta varios errores e inconsistencias de fórmulas, que inciden en la determinación de los costos y en el análisis de la rentabilidad de los mismos.

b. Error en la determinación de la "distribución energía eléctrica en termoeléctrica", ya que cuando se determina la cantidad de energía excedente para la venta al ICE y consumo propio, por error se suma la cantidad de kWh de demanda de la planta industrial, cuando lo correcto sería eliminar ese efecto y a la vez produce un ajuste en los costos del proyecto.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los errores detectados.

c. Error en el cálculo del costo total unitario por kWh tanto para el proyecto 1 como para el proyecto 2, ya que se procede a dividir el costo monetario total de producción de energía para la venta al ICE entre el total de kWh que tiene capacidad instalada del Ingenio modelo, siendo lo correcto dividir el total de costos de venta al ICE entre la cantidad de kWh disponibles para la venta, error que también se refleja en la determinación de los costos fijos y variables por kWh, que componen el costo total unitario.

Se le agradece la observación, se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los errores detectados.

d. Error en la determinación de la proyección de ingresos (cantidad de energía vendida), el cual ocurre al momento de calcular los ingresos, ya que se toma como referencia el total de kWh de capacidad instalada en el ingenio modelo y no la cantidad anual de energía para la venta al ICE. Corrección que va a provocar una modificación en los TIR y los VAN para ambos proyectos y por ende en sus rentabilidades.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los errores detectados.

e. Error en el cálculo de los ingresos totales monetarios para el proyecto 1 como para el proyecto 2, ya que se invierten la cantidad de energía para la venta al ICE utilizada en el cálculo de los ingresos en colones.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los errores detectados.

f. Error en el cálculo del impuesto por patente municipal, ya que se incluye igual para ambos proyectos, cuando lo correcto es según el modelo sometido a audiencia, sobre la base de los ingresos brutos obtenidos por la planta o ingenio modelo en cada uno de los proyectos. Adicionalmente, se invierten para cada uno de los proyectos el monto del gasto correspondiente al impuesto de patente municipal.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los errores detectados.

g. El modelo de costos utiliza un costo financiero basado en una tasa de interés que no es razonable a las condiciones usuales del mercado:

h. En el informe se indica: "la tasa de interés en ingenios de referencia fluctúa entre 6 y 7,8% anual y los proyectos modelos fueron evaluados a una tasa de 6% anual considerando que existen en el mercado financiero oportunidades preferenciales para la generación de energía limpia de fuentes renovables" al respecto se considera que en el modelo propuesto no se siguió ninguna metodología apropiada para determinar la tasa de interés, ya que en el mismo se considera que existen varias tasas de interés en los financiamientos que tenían los ingenios en el momento que presentaron sus estudios tarifarios, sin embargo, el modelo se limita a utilizar el piso de las tasas de interés que tenían en aquel momento los diferentes ingenios, sin dar mayor razonamiento sobre ese tratamiento. Consideramos que al tratarse de un tema tan sensible hubiera sido más apropiado utilizar el techo de las tasas de financiamiento o al menos un promedio de las mismas.

i. La tasa de interés para el cálculo del gasto financiero no es razonable ni responde a la realidad del mercado costarricense, ya que la misma se está aplicando de manera constante durante el periodo de 20 años de financiamiento y evaluación financiera del proyecto y adicionalmente, se debe considerar que los diferentes estudios tarifarios de los cuales se tomó esa información fueron presentados en una época marcada por la baja en los mercados financieros, además de que fluctúan y no son fijas.

j. Según cotizaciones en entidades financieras costarricenses, la tasa de interés para este tipo de proyectos ronda en un mínimo de entre un 7,5% y el 8,5% anual en dólares, la cual no es efectiva, ya que se le debe sumar los costos de estructuración, aseguramiento y garantías del préstamo. De acuerdo con lo anterior, se propone la utilización de un 8,00% como tasa de interés para determinar el costo financiero del proyecto evaluado.

De acuerdo con la oposición presentada, es preciso tener claro que en materia tarifaria, si bien aspectos como la variabilidad de las tasas de interés se tienen presentes, dado su significancia en la determinación del gasto financiero de la iniciativa, la fijación tarifaria obedece a un momento "x", por lo cual, si las variables económicas y financieras tienen a fluctuar en el tiempo. Ahora bien, en el caso que nos compete (planta modelo), la tasa de interés utilizada es un parámetro de costo del endeudamiento, el cual podría ser corregido año con año mediante la aplicación del modelo, tal y como se expuso en el proceso de audiencia pública, ya que los gastos financieros representan parte de los costos según la estructura típica de costos de la planta modelo, con lo cual, al ajustar dicho componente para evitar la pérdida de valor en el tiempo implícitamente se le estará ajustando dicho costo.

Es importante tener claro que el comportamiento de las tasas de interés está correlacionado con la tasa de inflación de una economía, por lo cual si esta última aumenta, la tasa de interés tenderá a aumentar y viceversa. Si, bien las variables económicas se proyectan, existen muchos factores endógenos y exógenos que pueden provocar fluctuaciones que alteren los escenarios sobre los cuales está construido el modelo, motivo por el cual, se incluyen en él una fórmula de ajuste extraordinaria, que permita corregir dichas variaciones y permita que la tarifa o precio fijado sea representativa a una realidad o coyuntura económica.

No obstante, es criterio de la ARESEP hacer fijaciones tarifarias que no atenten contra el equilibrio financiero de las empresas proveedoras de un servicio público, por lo cual, el nivel de la tasa de interés para un proyecto de este tipo, debe de apegarse a las condiciones del mercado financiero, el nivel de riesgo, temporalidad y condiciones coyunturales, por lo cual se acepta la posición y a evaluar la tasa de interés adecuada según el mercado financiero actual.

Motivo por el cual, se procedió a sondear el mercado financiero para determinar las diferentes tasas de interés que pesan sobre este tipo de iniciativas productivas, siendo la propuesta ofrecida por el Banco Centroamericano de Integración Económica, BCIE, la más adecuada, con lo cual, se incorporó en los cálculos respectivas de la estructura de costos de una planta modelo de generación de electricidad mediante el bagazo.

En todo caso, es importante señalar que este argumento no altera la definición del modelo en sí, sino que afecta los resultados de su aplicación.

k. El modelo de costos incluye en el análisis financiero de los flujos esperados de efectivo, los cuales son descontados con una tasa de rendimiento de referencia que no es razonable para las condiciones del mercado.

l. El análisis del flujo de efectivo en el modelo se parte de una tasa de descuento del 10% en colones, en ese sentido el informe técnico denominado "análisis de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" indica en su Pág. 19: "la tasa de referencia, para efectos de comparar si la rentabilidad de los proyectos bajo evaluación es aceptable o no, se ha determinado una tasa de rentabilidad de referencia, resultante del promedio de las tasas de rentabilidad calculada para los proyectos de generación (Ingenio Taboga, El Viejo y COTSA), teniendo como resultado una tasa de referencia del 10,00%.

m. Por tanto, esta tasa se convierte en el criterio de comparación que nos permite medir si el proyecto es viable o no, a partir de las condiciones técnicas y económicas anteriormente explicadas" Es importante indicar que los antecedentes no son correctos, toda vez que el promedio de las tasas de interés de rentabilidad de los tres ingenios citados no es del 10%, sino que la misma es del 11,55%, por lo cual se considera correcto efectuar la evolución financiera de los flujos de efectivo considerando la rentabilidad promedio de los ingenios con tarifa aprobada al momento, teniendo en ese caso una tasa de rendimiento de referencia del 11,55% en lugar del 10%. Tasa que hace que el VAN de ambos proyectos no sean viables, no generarían suficientes ingresos para cubrir la inversión inicial necesaria.

n. Debido a lo anterior se considera importante que como producto del análisis de la propuesta tarifaria realizada por ARESEP, al menos se llegue a definir una tarifa que sea igual al costo ajustado considerando todos y cada uno de los puntos indicados anteriormente, incluyendo la rentabilidad correspondiente de tal forma que incentive la participación de nuevos proyectos de energía limpia, así como la permanencia y nuevas inversiones de los generadores privados.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña. La cual, será consecuente con una estructura de costos y una determinada rentabilidad, no obstante, es importante indicar que las tasas de descuento utilizadas por la consultora tenían como objetivo "ilustrativo" evaluar si una tarifa de ese orden cubre los costos y además le permite una ganancia adecuada a la actividad.

o. El modelo determina costos de producción del kWh, los cuales posteriormente son utilizados como tarifa, sin incluirse una rentabilidad sobre los mismos.

p. El modelo de costos propuesto se llega a la determinación de un costo de generación para cada uno de los proyectos analizados, montos que corresponden únicamente a la determinación de los costos de producción por cada kWh, los cuales son presentados por la ARESEP como una tarifa, sin realizar una asignación de rentabilidad sobre los costos de producción. Debido a lo anterior, se solicita a la ARESEP, que la tarifa que se fije según el modelo, incluya la suma de los costos de producción del kWh más la rentabilidad, de manera que incentive a los actuales y potenciales productores para continuar en esa actividad.

De acuerdo con el artículo 6 de la Ley 7593, la Autoridad Reguladora está en obligación de regular y fiscalizar contable, financiera y técnicamente, a los prestatarios de servicios públicos, para comprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del servicio, ya sean las inversiones realizadas, el endeudamiento en que han incurrido, los niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos percibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida. Por otra parte, el artículo 3 de esta Ley establece que las tarifas que apruebe la Autoridad Reguladora deben contemplar un rédito de desarrollo adecuado. Ante lo anterior, se considera pertinente reconocer un nivel de rentabilidad adecuado con la actividad y el nivel de riesgo, por lo cual se acepta la oposición y se incluye incluida en la propuesta de la planta modelo.

q. La planta modelo maneja dos proyectos diferentes (con y sin exceso de bagazo) y se indica que bajo el supuesto del proyecto 2 los ingenios retienen 6% del bagazo para reserva propia por posibles paradas técnicas durante la zafra que requerirían nuevos arranques.

r. Estudios preparados por consultores técnicos azucareros, en los cuales se realiza una comparación de indicadores productivos de diferentes ingenios en Centroamérica, donde se establece que las paradas programadas y no programadas del proceso productivo del azúcar representan en promedio un 8,3% del tiempo total disponible. Esto significa que la reserva de bagazo que deben realizar los ingenios es todavía mayor al 6% anotado por la consultora de ARESEP y por tanto , el proyecto 2 refleja una mayor similitud a la realidad de los ingenios en Costa Rica. No obstante lo anterior, no se está efectuando una sensibilidad del factor del 6% de reserva en el modelo original.

De acuerdo con lo anterior, es importante aclara que dicho porcentaje de reservas está determinado por la configuración que se adopte en el modelo propuesto por la consultora. Para la presente propuesta se definió que la configuración Nº 2 es la más adecuada de acuerdo con las características del seudo-mercado de generación de electricidad con bagazo de caña. Esta se caracteriza por disponer de una reserva de bagazo de caña del orden del 3%, mientras que la configuración 1 no, lo cual no es realista, dado que técnicamente los generadores debe realizar durante el proceso de zafra activa paradas técnicas, con lo cual deben de contar con cierta reserva de bagazo para los respectivos arranques. Dicho porcentaje de reservas depende de la eficiencia del Ingenio y/o destilería, pero también depende de la disponibilidad de la materia prima, por lo cual, durante el proceso de análisis y discusión del modelo con los diferentes actores interesados se definió dicho porcentaje como adecuado dada la práctica en Costa Rica, razón por la cual es incluido así en el modelo. Por lo cual se acepta la necesidad de incorporar en el modelo una reserva de bagazo de caña, pero se rechaza el porcentaje sugerido, dado que en su momento se concluyó que existe una limitación natural (cantidad de bagazo) y estructurales (infraestructura) para disponer de reservas mayores en Costa Rica.

s. Sobre las consideraciones ambientales incluidas en el informe del modelo y respecto a que "hay que considerar que estos proyectos tienen la oportunidad de incluir la venta de bonos de carbono en las evaluaciones económicas-financieras, a través de los mecanismos de desarrollo limpio, lo cual es una realidad en la región e incrementa la rentabilidad de este tipo de proyectos, como ya está demostrado".

t. En realidad es difícil que los proyectos de electricidad con bagazo de caña puedan incluir la venta de reducción de emisiones de carbono por varias razones: 1) la mayoría de los ingenios son existentes, 2) Costa Rica dispone de una matriz energética muy limpia en el sector eléctrico, el factor de emisiones resultante es muy bajo, por lo cual el monto por tonelada de carbono por proyecto es bajo y los costos de transacción para lograr su validación y registro es relativamente costoso y 3) la realidad de Costa Rica es diferente a otros países de la región, dada su alta dependencia a generación térmica, lo que permite obtener una mayor colocación de certificados de reducción de emisiones por unidad eléctrica producida, por lo cual las reducciones de emisiones de carbono contribuyen poco o nada a la rentabilidad de los proyectos de energía eléctrica con biomasa de bagazo.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña y no se afecta el modelo o precio final con estas consideraciones ambientales u. El cálculo de la depreciación utilizado en el modelo de costos parte de plazos mayores para las vidas útiles de los activos a aquellos plazos establecidos por la propia ARESEP en este tipo de proyectos (turbogenerador, caldera, equipo de oficina, entre otras), lo cual afecta la determinación de los costos de producción de la energía.

v. Se considera importante que para determinar el gasto por depreciación, la ARESEP utilice los plazos de vida útil que contiene el Reglamento a la Ley del Impuesto sobre la Renta, las cuales son las de más reciente publicación en el país y de más conocida fuente y utilización financiera o en su efecto los plazos de vida útil que al respecto utiliza el ICE, debido a su especialidad en la materia.

En lo que respecta a los plazos de vida útil y de las tablas de depreciación a aplicar a los activos de capital incluidos en el modelo, estos serán congruentes con las presentadas por la consultora y que obedecen a las establecidas por la casa fabricante de los equipos, siendo éstos la fuente más confiable y actualizada en dicha materia dada su especialidad.

w. La fórmula de indexación propuesta tiene un error en los porcentajes que utiliza, ya que lo que sugiere es multiplicar los costos externos por un 80% y los costos internos por un 20% y luego indexarlos por el factor de actualización (devaluación e inflación interna). Cuando lo correcto es tomar los costos totales y multiplicarlos por su peso relativo en la estructura total de costos, para posteriormente proceder a actualizarlos, según el índice correspondiente. Por lo cual, la fórmula base que debe ser conocida y sometida a consulta por ARESEP debió ser:

Costo total actualizado=(CE) (TC2010/TC2009)+(CI)(IPC2010/IPC2009) Costo total actualizado=(CT*0,8))(TC2010/TC2009)+(CT*0.2)(IPC2010/IPC2009)] Se le agradece la observación, esta se acoge en lo conducente para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.

x. El mecanismo de indexación propuesto por ARESEP no es completo ya que únicamente se limita a introducir la fórmula que se pretende utilizar, sin embargo no incluye la descripción de cómo se aplicará este mecanismo, ni en qué tiempo o periodo tendría aplicación esa actualización de costos mediante la fórmula. Además, existe la duda de si la indexación la solicita los ingenios interesados o la ARESEP podría hacerlo de oficio o bien a solicitud de cualquier persona que así lo solicite. Además es importante que dentro de los aspectos finales de la fórmula de indexación, se incluya que la misma será de aplicación anual y a petición del ingenio interesado en el mes de mayo de cada año, lo anterior para que la ARESEP tenga el tiempo suficiente para darle el trámite requerido a la actualización de los costos y de publicación del acuerdo final.

En lo que respecta a la fórmula de ajuste extraordinario incluida en el modelo, esta será de aplicación anual, específicamente en el mes de mayo de cada año. Para activar la fórmula de ajuste extraordinaria estará determinada por medio de una solicitud por escrito de alguna de las empresas cobijadas con la presente propuesta metodológica y tarifaria, o en su efecto de oficio por parte de la ARESEP.

y. Igualmente, se debe establecer la posibilidad de que los ingenios interesados, puedan solicitar la aplicación de la fórmula de indexación, cuando los índices o factores de actualización alcancen en promedio un monto de al menos 3% con relación a los valores utilizados en la fijación tarifaria anterior.

Se le agradece la observación, esta se tomó en cuenta en lo pertinente para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña. La propuesta final aclara la forma en que se aplicará la metodología.

z. Respecto a los aspectos de fondo en la aplicación de la fórmula: 1) se considera importante realizar una modificación en la misma para que realmente sea representativa de las variaciones de los factores económicos en la estructura de costos de la planta modelo analizada por la ARESEP. Se considera que la actualización de los costos externos de producción (depreciación y financiamiento) no debe quedar indexada al tipo de cambio, porque esos costos ya se encuentran protegidos ante la devaluación debido a que la tarifa se encuentra fijada en dólares. 2) considerar que los costos correspondientes a la depreciación de los activos requeridos en la generación finalmente corresponderían a un costo hundido para los ingenios, ya que siempre deberán de correr con el gasto por depreciación una vez realizada la inversión inicial, la cual no se vería afectada por devaluación del colón respecto al dólar. Por lo cual se considera que lo más razonable sería indexar la actualización de los costos externos con la inflación externa. Así como indexar los costos internos con la inflación local tal y como lo indica la siguiente fórmula:

CT n=(CE n-1))x(CPIn/CPI n-1)+(CI n-1)x(IPC n/IPC n-1)] En lo que respecta a la fórmula de indexación, la ARESEP considera de importancia clasificar los diferentes costos en internos y externos, de acuerdo con las variables que los afectan, la cual debería de estar ligada a un indicador de precios, en este caso siendo el más conveniente es el Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI calculado por el Banco Central de Costa Rica para los costos internos y el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos para los costos externos.

3. Cogeneración del Tempisque, S. A., folios 208 al 226 en el expediente ET-189-2009 y folios 211 al 229 en el expediente OT-212-2009. Los principales argumentos son:

a. De acuerdo con la definición de ingenio por la Real Academia Española y sobre todo la calificación jurídica que sobre el tema en cuestión ha determinado nuestro ordenamiento jurídico, reiteramos nuestra oposición absoluta de ser calificados, tildados o etiquetados como un ingenio, pues como ya señalamos anteriormente, somos una empresa que tiene como actividad principal la producción de alcohol.

b. Hemos sostenido y asegurado ante su representada, que COTSA no es una ampliación del actual ingenio Central Azucarera Tempisque, CATSA, como erróneamente se nos ha calificado o tipificado.

c. Bajo esa tesitura, es inapropiado e indebido que la ARESEP pretenda encasillarnos en algunos de los dos proyectos que al efecto se propone en el OT-212-2009 y ET-189-2009. COTSA es una empresa que se dedica a la producción de alcohol. Aunado a lo ya indicado, nuestro estudio tarifario se encuentra en apelación ante la Junta Directiva de la ARESEP, producto de la no aceptación a la tarifa que en su momento el Regulador nos estableció, razón suficiente para no haber sido utilizado en la referida consultoría.

d. No obstante lo señalado producto del estudio concienzudo del informe técnico financiero realizado por la citada consultora González Trabanino denominado "Análisis de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña", se puede arribar a la "nefasta" conclusión que se nos pretende incorporar a COTSA en alguno de los dos escenarios que el modelo propone.

e. COTSA es del criterio que ARESEP debe construir un modelo de generación eléctrica, la cual tiene como fuente la biomasa, indistintamente, si esta es obtenida del bagazo o de otro material de desecho orgánico como es la yuca, piña, naranja, banano, entre otros productos.

f. Que en razón a lo anterior y por el giro de la actividad comercial, reiteramos nuestra petición para que el modelo propuesto en esta audiencia pública, y en el supuesto caso de ser aprobado por la ARESEP, no sea de aplicación a nuestro estudio tarifario, ya sea el que en este momento se encuentra en estudio por parte de la Junta Directiva producto de la apelación que en su momento se interpuso por la asignación del Regulador al monto de la tarifa solicitada. Dicha petición debe cubrir, cualquiera otra petición tarifaria que en el futuro pudiese ser presentado por COTSA ante este órgano estatal para la venta de electricidad.

g. Dicha petición tiene asidero, en cuanto a que como no somos un ingenio, sino una empresa dedicada a la producción de alcohol. Que en razón de lo anterior, omitimos verter pronunciamiento respeto al modelo propuesto objeto de esta Audiencia Pública.

Un punto de partida para el desarrollo de proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica en ingenios y/o destilerías, para venta a la red pública, es contar como base con plantas industriales aledañas que cuenten con un proceso eficiente en la producción de azúcar y etanol a fin de optimizar los excedentes de bagazo y electricidad a la red, basado en el ahorro y uso eficiente de la energía, y no en lo contrario, lo cual se estaría reflejando en el costo de la energía eléctrica que finalmente pagan los usuarios finales.

El modelo no simula condiciones de propiedad de las empresas, o de su constitución legal, sino condiciones operativas estratégicas muy comunes en la región y en Costa Rica y que reflejen eficiencia operativa sin distinguir por formas de propiedad, por lo que el modelo propuesto se ajusta a las necesidades de COTSA-destilería, el cual cuenta en las proximidades con el ingenio CATSA.

Es importante recalcar que el modelo propuesto no interioriza vía costos o tarifa el hecho de que el bagazo de la caña sea utilizado para producir azúcar o melaza para generar alcohol, lo importante a resaltar es que requiere el uso de la biomasa de la caña y a partir de ahí se procede a generar energía eléctrica para consumo propio y para la venta al ICE, por lo que para efecto del modelo no importan las particularidades de una empresa, lo que está respaldado por lo establecido en el artículo 30 de la Ley 7593.

VI.Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es dictar el procedimiento metodológico correspondiente al "Modelo y estructura de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para venta al Instituto Costarricense de Electricidad, como se dispone. Por tanto:

Con fundamento en las facultades conferidas en los artículos 5° inciso d), 6°, Inciso a), 36, inciso d) y, 45 de la Ley 7593, 6°, inciso 2, subincisos c y d) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, la Ley 6588 y su reglamento.

LA JUNTA DIRECTIVA ACUERDA:

I.Dictar el siguiente procedimiento metodológico correspondiente al "Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña" para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad.

1. Aspectos Generales El presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la definición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica entre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña y tengan una concesión válida para este tipo de actividad, y para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) 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.

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

El modelo tarifario se desarrolla en una hoja electrónica en donde constan todos los detalles para realizar los cálculos tarifarios respectivos. Esta hoja electrónica estará permanentemente a disposición de todos los interesados. En las siguientes secciones se desarrollan estos procedimientos y fórmulas.

2. Procedimiento y Fórmulas 2.1. Inversión Total La Inversión total está compuesta por la sumatoria de las erogaciones destinadas a la compra del terreno, edificio, equipos, herramientas y estudios necesarios para la puesta en marcha de la planta modelo.

Esta Inversión total se clasifica en Inversión Fija Tangible (Itan) e Inversión Fija Intangible (Iint), además del capital de trabajo necesario. A continuación se presenta un detalle de rubros que definen la inversión fija tangible e intangible:

(*) Actualización del monto de inversión en activos fijos La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.

(*)(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) 2.2. Costo Total El costo total (CT) de la producción de energía eléctrica está definido por la sumatoria del costo variable (CVT) y el costo fijo (CFT).

CT = ∑ CVT + CFT 2.3. Costo Variable Total El costo variable total (CVT) está determinado por la sumatoria del costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr) y los impuestos (Cimp), tal y como se muestra en el cuadro adjunto.

CVT = ∑ Cmp + Ccb + Ctr + Cimp A continuación se muestra detalle de cada uno de los rubros que determinan el costo variable total.

2.4. Costos Fijos Totales Los costos Fijos Totales (CFT) están determinados por la sumatoria de los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse), los costos indirectos de fabricación (Cif), los gastos financieros (Gfin) y el gasto en depreciación (Gdep).

CFT = ∑ Cmo + Cse + Cif + Gfin + Gdep A continuación se muestra detalle de cada uno de los rubros que determinan el costo fijo total.

2.5. Costo total de la energía para la Venta El costo total de la energía para la venta se obtiene del producto entre el costo total de la producción de energía eléctrica (CT) y el porcentaje de distribución (%Dist).

Ctev = CT * %Dist 2.6. Porcentaje de distribución El porcentaje de distribución se obtiene del cociente entre la producción de energía eléctrica generada para la venta al ICE (Ev) y la energía total producida (Et).

%Dist = (Ev / Et) 2.7. Costo Total por kWh:

El costo total por kWh se obtiene del cociente entre el costo total de la energía producida para la venta (Ctev) y la cantidad de energía producida para la venta al ICE (Ev).

CTkWh = Ctev / Ev 2.8. Tarifa o precio por kWh La tarifa o precio único por kWh se obtiene de la sumatoria entre el CTkWh y el monto de rentabilidad (Kp).

TfkWh = CTkWh + Kp 2.9. Nivel de rentabilidad La rentabilidad está definida por producto entre el Costo de capital del inversionista (Ke) según el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM) y el aporte de capital del inversionista (Kinv).

Kp = Ke * Kinv 2.10 El capital del inversionista El capital del inversionista es la diferencia entre la inversión total (InT) menos el capital financiado por un intermediario financiero (KFin).

Kinv = InT - Kfin (*) 2.11. Indexación de costos totales La actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con excepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden a variar en el tiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un componente local, debido a que generalmente son costos pagados en colones.

Los costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif). Los costos de explotación serán indexados con el Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.

Los valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe iniciarse en agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la inflación, por medio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la pérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:

Donde:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) CE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y depreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa IPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.

(Así reformado el punto 2.11) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) 2.12. Costo interno El costo interno está determinado por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif). Estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.

CI n = (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)] 2.13 Costo externo El costo externo está definido por la sumatoria de los gastos financieros (Gf) y el gasto en depreciación (Gdep). Con lo cual estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor (IPP) de los Estados Unidos de América, calculado por el Bureau of Labor Statistics.

CE n = (CE n-1)) x (IPPIn / IPPIn-1) 2.14 Mano de obra La Mano de Obra necesaria para operar la planta modelo de generación de electricidad, esta se clasifica en Mano de Obra Directa (Mod) y Mano de Obra Indirecta (Moi), dada que cierta mano de obra es requerida durante todo el año (zafra activa e inactiva) y otra parte del recurso humano es sólo por un periodo en el año.

MO = ∑ Mod + Moi 2.15 Cálculo del Canon El canon se calculará mediante la siguiente metodología:

2.16 Gasto de financiamiento El gasto de financiamiento está determinado por el capital a financiar, el cual sale de la diferencia entre el valor total de la inversión y el aporte de los capitalistas. Dicho monto estará afectado por el plazo en años a financiar, así como a la tasa de interés y el periodo de gracia, tal y como se indica a continuación:

2.17 Depreciación El gasto en depreciación de los activos necesarios para poner en marcha la planta modelo será determinado por el método de depreciación en línea recta, durante el plazo de la vida útil del activo. En la siguiente tabla se presenta cada uno de los activos y su respectiva vida útil, según las especificaciones técnicas del fabricante.

(*) 2.18. Rentabilidad (Ke) 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").

El método CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas (riesgo específico).

El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente fórmula:

Ke = KL + βa * PR + RP Donde:

Ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.

KL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista.

PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.

RP = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país.

βa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina "apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda.

El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:

βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:

βa = Beta apalancada.

βd = Beta desapalancada.

D/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero) t = Tasa de impuesto sobre la renta.

Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es la siguiente:

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

Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.

La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, 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.

Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la sección 2.16. El dato de apalancamiento podrá ser actualizado con base estudios técnicos avalados por la Autoridad Reguladora.

Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.

(*) (Así reformado el punto 2.18) anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014) 2.19. Datos de entrada del modelo Los datos de entrada del modelo son aquellas variables técnicas necesarias para la aplicación de la planta modelo, de acuerdo con el tipo de inversión y la capacidad de producción y disponibilidad de bagazo de caña, en el cuadro adjunto están los datos y las unidades respectivas para cada rubro:

2.20. Abreviaciones 2.21. Moneda en que se expresará la tarifa Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ ó $).

Los respectivos pagos que genera la compra venta de energía amparada a los contratos respectivos podrán liquidarse en dólares o en colones a criterio del comprador. Si el pago se realizará en colones, se utilizará el tipo de cambio de referencia para la venta establecido por el Banco Central de Costa Rica (referencia: http://www.bccr.fi.cr).

2.22. Aspectos finales En los demás aspectos del modelo, sus variables, fórmulas y procedimientos de cálculo, unidades de medida, procedimientos de ajuste y todos los temas propios del modelo y la metodología descritos, se aplicará lo indicado en la hoja electrónica y el informe final de la consultoría que recomendó el modelo y la metodología aprobados.

(Eliminado el por tanto II original mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)

II.Establecer que la aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios. Esta potestad incluye tanto la de definir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo tarifario (cantidad de personal, costos individuales, tasas de interés y todas las otras variables incluidas en la hoja electrónica respectiva); como la de definir el precio final. La primera fijación se realizará inmediatamente después de aprobada esta metodología y las siguientes en el plazo establecido en la misma.

(Así corrida su numeración mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto III al Por tanto II, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)

III.La aplicación anual de esta metodología se realizará mediante el procedimiento de fijación tarifaria extraordinaria prevista en la Ley 7593 y en su respectivo Reglamento. Esto incluye la publicación previa de, al menos, los parámetros y variables que cambian y la tarifa propuesta.

(Así corrida su numeración mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto IV al Por tanto III, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)

IV.Establecer que los generadores privados a los que se les aplique el modelo a que se refiere el inciso I de la parte dispositiva de esta resolución, tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación, tal que permita al Ente Regulador disponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. Mientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga.

(Así corrida su numeración mediante resolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto VI al Por tanto IV, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)

En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, se indica que contra la anterior resolución caben el recurso ordinario de reposición y el recurso extraordinario de revisión; que podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.

El recurso de reposición deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día siguiente a la notificación; el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley.

Notifíquese y publíquese.

Resultando:

Considerando: