Tariff methodology for sugarcane bagasse generationMetodología tarifaria para generación con bagazo de caña

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 0057 Tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its Indexation Formula AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0057-IE-2021 OF SEPTEMBER 1, 2021 OFFICIAL APPLICATION OF THE "TARIFF METHODOLOGY ACCORDING TO THE TYPICAL COST STRUCTURE OF A MODEL PLANT FOR ELECTRICITY GENERATION WITH SUGARCANE BAGASSE FOR SALE TO THE INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD AND ITS INDEXATION FORMULA" ET-052-2021

I.That on April 26, 2010, through resolution RJD-004-2010, the Board of Directors of Aresep approved the "Tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula," which was published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010. It was subsequently modified through resolution RJD-027-2014, published in Alcance Digital No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.

II.That on November 4, 2015, through resolution RIE-111-2015, published in Alcance Digital No. 92 of La Gaceta No. 217 of November 9, 2015, the base investment and operating costs of the structure defined in the tariff methodology were updated.

III.That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and regulatory specifications defined by resolution DGT-R-48-2016 issued by that same office, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals.

IV.That on September 11, 2020, through resolution RE-0085-IE-2020, the tariff for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE was set, which was published in Alcance Digital 230 of La Gaceta 243 of September 16, 2020.

V.That on November 2, 2020, through resolution RE-0106-IE-2020, the appeal for revocation filed by the Instituto Costarricense de Electricidad against RE-0085-IE-2020 was resolved, through which the appeal is partially accepted regarding the material error detected in the exchange rate, and the tariff for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE was set, which was published in Alcance Digital 294 of La Gaceta 266 of November 5, 2020.

VI.That on August 18, 2021, through official letter OF-0619-IE-2021, the opening of the file and the convening of the public consultation process for the tariff-setting proposal for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE, contained in report IN-0094-IE-2021 (folios 1 to 22), were requested.

VII.That on August 24, 2021, the public consultation notice was published in La Gaceta 162, as well as in the nationally circulated newspapers La República and La Teja, with the deadline for submitting positions being August 30, 2021, until 4:00 p.m. (folios 31 to 37).

VIII.That on August 31, 2021, through report IN-0689-DGAU-2021, the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) sent the IE the report of oppositions and supporting arguments (folios 40 to 41).

IX.That on September 1, 2021, through technical report IN-0100-IE-2021, the present tariff adjustment process was analyzed, and said technical study recommended setting the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad.

I.That from report IN-0100-IE-2021, cited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

[.]

III. ANALYSIS OF THE MATTER

1. Application of the methodology This section presents the details of the official application of the "Tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula" according to resolution RJD-004-2010 and its modification approved by resolution RJD-027-2014.

In this regard, considering that the technical (engineering) model, the financial model, and other sections related to the calculation established by the referred methodology have not undergone methodological changes, this technical report refers specifically to the update of the values for each of those calculation sections corresponding according to the tariff methodology, through the use of representative indicators at the most recent possible date (except for the profitability section, considering that the information for the variables for its calculation is annual), based on the data recorded in resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015.

In this context, the values of the calculation sections that serve as the basis for indexation, the indices to be used for said indexation, as well as the results of the application of the methodology, are presented below.

2. Total investment According to methodology RJD-004-2010 and its modification RJD-027-2014, the total investment is composed of the sum of the expenditures intended 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 (Inversión Fija Tangible, Itan) and Intangible Fixed Investment (Inversión Fija Intangible, Iint), in addition to the necessary working capital.

According to resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015, the investment values that serve as the basis for this indexation are:

Table 1 Detail of Investment Costs 2015 | INVESTMENTS | AMOUNT | | --- | --- | | Equipment, assembly, engineering, start-up, training, project management, areva koblitz offer | $26,161,450.79 | | Land, 7,000 square meters | $25,178.85 | | Land survey, planialtimetric survey | $3,000.00 | | Civil works | $1,871,959.47 | | Effluent water treatment plant | $802,268.35 | | Office furniture and equipment | $6,604.00 | | Radio communications | $1,285.60 | | Fire extinguishers | $2,055.17 | | Transmission line (2 km) | $106,605.42 | | Connection bay of the step-up substation | $0.00 | | Systemic studies of the electrical network | $0.00 | | Hot line interconnection services | $0.00 | | OPGW system (fiber optic cable) | $0.00 | | Special tools for maintenance | $54,223.07 | | Well drilling | $16,438.15 | | Pump and well meters | $10,958.76 | | Well concession | $3,287.63 | | Scale | $4,383.51 | | Truck | $23,500.00 | | Pick-up vehicle Isuzu 2010 | $32,900.00 | | Bagasse loader with grapple | $290,407.25 | | Sub total | $29,416,506.02 | | Working capital | $1,057,207.68 | | Total investments | $30,473,713.70 | Source: RIE-111-2015 3. Variable and fixed costs According to methodology RJD-004-2010 and its modification RJD-027-2014, the total variable cost (costo variable total, CVT) is determined by the sum of the raw material cost (costo de la materia prima, Cmp), the fuel cost (costo del combustible, Ccb), the transportation cost (costo del transporte, Ctr), and taxes (impuestos, Cimp).

Total fixed costs (costos fijos totales, CFT) are determined by the sum of labor costs (costo de la mano de obra, Cmo), insurance cost (costo del seguro, Cse), indirect manufacturing costs (costos indirectos de fabricación, Cif), financial expenses (gastos financieros, Gfin), and depreciation expense (gasto en depreciación, Gdep).

According to resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015, the cost values that serve as the basis for this indexation are:

Table 2 Detail of Variable and Fixed Costs 2015

Source: RIE-111-2015 4. Update of values The modification to the methodology (RJD-027-2014) approved by the Board of Directors and published in La Gaceta on April 2, 2014, establishes the following for updating the investment amount:

"The update of the amount of investment in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in case the data used show an age of more than one year. The selection of the index will 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 investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública." Based on the above, the following table summarizes the indices to be used for each item that makes up the investment amount, as well as the justification for each. The most recent index values available at the time of preparing this report were used, as well as the average exchange rate for the last full month available.

Likewise, it is worth mentioning that there are two amounts ("Civil Works and Effluent Water Treatment Plant") of the total investment amount that are not indexed with any index because, otherwise, their indexed value would be double-counted or doubly accounted for within the total items composing the investment, and thereby, the final tariff. The foregoing takes into consideration that these two mentioned amounts have been defined as a percentage of the investment subtotal, so once the latter is indexed, these amounts will automatically be indexed. Lastly, for the land value, the current value assigned in the most recent value maps was used, according to the homogeneous zones defined by the Ministerio de Hacienda. (Anexo 6).

On the other hand, the mentioned modification to the methodology (RJD-027-2014) establishes the following for updating costs:

"The cost values will 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 tariff to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) Where:

CE: Exploitation costs (fixed and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation) of the generation or cogeneration plant using biomass.

IPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica." It is worth mentioning, regarding the aforementioned cost update, that as of January 2015, the Banco Central de Costa Rica suspended the calculation of the Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) and publishes a producer price index with a more recent base, the IPP-MAN. This new indicator provides continuity to the IPPI series. The IPP-MAN is available from January 2012, and levels for the months prior to that date are calculated through a link with the IPPI variations.

Therefore, the following table summarizes the indices to be used for each item that makes up the costs, as well as the justification for each. The most recent index value available at the time of preparing this report was used, as well as the average exchange rate for the last full month available (August, 2021):

Regarding the "Insurance policy" and "Maintenance expenses," as these are a function of the investment, upon indexing the investment, these items are automatically updated.

Regarding the "Depreciation" item, this is not indexed since the current methodology establishes in section 2.11 that it cannot be indexed.

However, this component is automatically updated, since its quantification is a function of the investment amount, which must be indexed. Similarly, this occurs with "Financial expenses," which should not be indexed, but being a function of the interest rate, upon updating the interest rate, the amount of financial expenses is automatically updated. Regarding the calculation of income tax, in accordance with Ley 7092, Ley del Impuesto sobre la Renta, this tax is calculated on net income, which results from deducting the necessary and pertinent useful costs and expenses to produce the utility or benefit from gross income or revenue. In accordance with what is established in the tariff methodology, the tax rate corresponds to 30% on the profits for the period.

The period profits on which the income tax is calculated result from the difference between the estimated costs for the period and the revenues for the same period. The costs were updated as explained in the preceding paragraphs, considering the most up-to-date date at the time of the report, July 2021 for the indices and August 2021 for the exchange rate.

Consistent with the cost update period, the revenues used for the calculation of the tax for this period are derived from multiplying the amount of energy generated by the model company defined in the methodology and the tariff, which should be the tariff in force in this period. The foregoing is because the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse, where the revenue and expense structure is exclusively from the regulated service, so the company's revenues translate into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.

In this context, considering that historically more than 80% of the annual sales of energy generated from bagasse occur in the first half of the year1 (Anexo 8), and that the current tariff applied in those months corresponds to the one set the previous year, consequently, for the calculation of the period's revenues, the current tariff is considered, which was set the previous year through resolution RE-0106-IE-2020.

1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi vo=3007&fecha_inic=ante In relation to the above aspects, it should be noted that resolution RJD-004-2010 in Por tanto III indicates the following:

"III. Establish that the application of this methodology will correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of staff, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic sheet); and defining the final price. The first setting will be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein." (the underlining is not from the original). Additionally, it is pertinent to mention that the electronic sheet makes use of a 20-year projection of inflation and the exchange rate, with the objective of estimating the cash flows on which indicators such as net present value (VAN) and internal rate of return (TIR) of the project are calculated. On this occasion, it is assumed that the projected inflation for all years will be equal to the inflation target defined by the BCCR in recent years and reaffirmed in its latest review of the Programa Macroeconómico (2021-2022)2. Regarding the exchange rate, starting from the average exchange rate of July 2021, and considering that as of February 2015, the BCCR initiated the managed float regime, eliminating the exchange rate bands, it was assumed that the average annual exchange rate will vary by the average annual variation percentage from 2015 to 2020.

2 https://www.bccr.fi.cr/publicaciones/DocPolticaMonetariaInflacin/Programa_Macroeconomico_2021- 2022.pdf It is important to clarify that, although these two projections have been updated, this does not affect the tariff calculation, since according to the methodology, the tariff definition only considers the indexed or updated costs at the current time of the tariff calculation.

5. Results of cost and investment update Below are the results of the update of variables and investment and cost items:

6. Profitability The level of profitability is determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information sources indicated in resolution RJD-027-2014, these being:

. The Risk-Free Rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that used to calculate the risk premium will be used, which is available on the Federal Reserve of the United States website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H1. Therefore, the average risk-free rate for the last 5 years is 2.02% (see Anexo 1).

. Risk Premium (RP): the variable called "Implied Premium (FCFE)" will be used. The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. From the information for the last 5 years available as of the tariff-setting date, the arithmetic mean is 5.33% (see Anexo 2).

. Unlevered Beta (?d): The value of the unlevered beta is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. To calculate the average of the last five years for the unlevered beta, the following web address is used http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. This value must be levered according to methodology RJD-027-2014 (?a). The value obtained is 0.2601, and the levered value is 0.9885 (see Anexo 3 and 5).

. Country Risk (CR): The value published for Costa Rica is considered from the data called Risk Premiums for the other markets, where the country risk is called Country Risk Premium. The values will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. The country risk value used is 4.61%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Anexo 4).

. Leverage (?): Leverage is used to estimate the relationship between debt and equity. In resolution RJD-004-2010 in Por Tanto I "Financing expense," it is indicated that financing is 80% and equity is 20%.

. Income tax rate (t): it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.

Therefore, applying the formula described in resolution RJD-027-2014, the profitability level is 11.90% (see Anexo 5). This profitability percentage multiplies the investment amount contributed by equity 3 and the portion of energy for sale to ICE4, which results in US$ 637,596.38.

3 Total investment minus debt, where the latter is assumed at 80% of the investment.

4 According to the technical engineering model, the portion of energy for sale to ICE is 85.6%.

7. Tariff result Based on the update of the investment and costs, as well as the profitability level, the tariff for electricity generation from sugarcane bagasse is calculated as follows:

[.]

V. CONCLUSIONS

1. Having updated the variables, in accordance with the current tariff methodology for electric power generation plants using sugarcane bagasse, the result is a total quantity of energy for sale to ICE of 49,566,037.37 kWh, a total amount of fixed costs of US$ 3,113,885.83, a total amount of variable cost of US$ 751,919.32, and a profitability amount of US$ 637,596.38.

2. In accordance with the analysis performed, the proposed tariff for electric power generation with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad is US$ 0.09086 per kWh, which would imply a decrease of -1.97% with respect to the current tariff.

[.]

II.That, regarding the public consultation, from the cited official letter IN-0100-IE-2021, it is appropriate to extract the following:

[.]

1. Opposition: Ingenio Taboga, Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-024153, represented by Mrs. Maria Andrea Arias Grillo, bearer of identity card number 1-1010-0559, in her capacity as Apoderada Generalísima, without limit of sum, and Azucarera El Viejo Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-007689, represented by Mr. Alfonso Jose Gómez Jenkins, bearer of identity card number 1-1119-0982, in his capacity as Apoderado Generalísimo, without limit of sum.

Observations: They submit a written statement (visible on folio 39).

Notifications: email: [email protected] and [email protected] Summary:

The company states that in this year's Intendencia de Energía proposal, as in previous years, the Negotiated Active Rate (Tasa activa negociada, TAN) of private banks for Industry, in dollars, from the Banco Central de Costa Rica from January to July 2021, is used as a source of information; however, that in the same table where that information is taken, one line below, the interest rate for the specific "Electricity" industry sector is shown, which is precisely the one to which the tariff setting refers.

The opponent requests that the interest rate corresponding to Electricity be used, instead of Industry in general, as it is available in the same information source of the Banco Central de Costa Rica and is more precise and updated for the tariff being set.

Response:

The opponent is informed that tariff methodology RJD-004-2010 in Por Tanto III establishes the following:

"III. Establish that the application of this methodology will correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of staff, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic sheet); and defining the final price. The first setting will be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein." (the underlining is not from the original).

From the foregoing, it is extracted that the tariff calculation methodology gives the Intendencia, as the applying body of said model, the power to define the different numerical values of the different variables that make up the tariff model, among them the interest rate for calculating the financial expense.

In that context, to update the interest rate that determines the amount of financial expenses, the arithmetic mean of the complete months of the year up to the most recent one at the date of the report submitted to public consultation is used, published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks.

In this regard, concerning the opponent's indication that the interest rate for "Electricity" should be used instead of the interest rate for "Industry," it is necessary to clarify that the interest rate for the industrial sector contains the electricity services industry as part of the economic activities to which it applies, thus reflecting current economic conditions and being a representative rate for the electricity generation activity.

In that sense, the interest rate for the industrial sector is updated monthly and can be collected at any time via the internet, so it is considered a specialized public source of technical information with the most recent information.

Contrary to the above, regarding the interest rate for "Electricity," prior to the Banco Central de Costa Rica (BCCR) modifying the calculation methodology of the interest rates it publishes on its website, switching from over-the-counter rates to effectively negotiated rates, as of April 2019, said rate was not available in the series prior to that date published by the BCCR.

Additionally, by once again using the interest rate from private banks for the industrial sector in this tariff setting, the IE is acting consistently with what was applied in previous settings, as this same interest rate was used in previous bagasse tariff applications since 2015. Therefore, modifying said interest rate would impact the consistency and comparability of data with respect to previous settings.

For these reasons, it is the IE's criterion that the selection and application of said interest rate in the calculation of the financial expense complies with the referred methodology. Therefore, it is recommended not to accept this argument.

2. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139. Represented by Mr. Kenneth Lobo Méndez, bearer of identity card number 2-0555-0804, in his capacity as Apoderado Especial Administrativo.

Observations: Submits a written statement. (visible on folio 38).

Notifications: email: [email protected] in the name of Gricelio Cubero Badilla, [email protected] in the name of Francisco Cordero Hidalgo, and [email protected] in the name of Eugenio Hernández Palma.

Summary:

ICE argues that in the cited technical report (pages No. 11 and No. 12), the IE indicates that for the revenue calculation, the "current tariff in this period" will be used, on which it points out that although methodology RJD-004-2010 does not explicitly specify the tariff to be used for the revenue calculation and its consequent impact on other model variables, the Intendencia de Energía, as a result of an opposition filed by Azucarera El Viejo S.A., contained in resolution RE-0063-IE-2019 of September 12, 2019, file ET-065-2019, justified the use of a tariff such that it equalizes the internal rate of return (TIR) of the cash flow with the profitability derived from the CAPM.

In this regard, the opponent states that this procedure indicated by the IE and justified in said resolution RE-0063-IE-2019 was modified and ceased to be applied by the IE, without justification that managed to technically substantiate the change for the tariff-setting calculation approved in resolutions RE-0085-IE-2020 and RE-0106-IE-2020, thereby causing the same Intendencia to use the current tariff for the revenue calculation with a contradictory and inconsistent regulatory treatment between tariff settings, without justifying said modification, which led to the declaration of absolute nullity in part of resolution RE-0085-IE-2020 by the Board of Directors (JD) of the ARESEP.

It also indicates that the change in criteria without justification by the IE results in a constant and nominal internal rate of return (TIR) far higher than the profitability obtained through the CAPM, and a cash flow with revenue growth that, in turn, leads to a higher payment of income tax and the regulatory fee, ultimately causing an increase in the tariff paid to the private generator.

In turn, ICE indicates that as of the date of the call for the Public Consultation Process for the "Proposal for the annual application of the tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its adjustment formula," the Energy Directorate has failed to comply with the order of the Board of Directors under RE-0088-JD-2021 and has not issued the final act developing the reasoning that motivates, in accordance with Article 16 of the Ley General de la Administración Pública, the change of criterion applied in RE-0063-IE-2019, which leaves it defenseless.

In addition to the foregoing, it states that to date there is no firm and effective administrative act that justifies the use of the current tariff for calculating income in the "Application Proposal" and indicates that the cash flow calculation starts from an initial investment with a 20-year projection of income and costs, with the objective of obtaining the profitability percentage determined through the CAPM.

Therefore, it indicates that in consideration of the procedure applied and justified by the IE itself in resolution RE-0063-IE-2019, to obtain the income level, the energy estimated for sale to ICE is multiplied by a theoretical tariff through which the IRR of the cash flow equals the rate of return obtained through the application of the CAPM model in a projection starting from year 1, and that in this context, the use of an approved current tariff is not appropriate, indicating that the change of criterion results in a constant IRR of 20.97% and a nominal IRR of 24.6%, both far exceeding the CAPM-derived profitability of 11.9%. The opponent requests that the public consultation process be ordered suspended until there is a final, firm, and effective act issued in compliance with what was ordered by the ARESEP Board of Directors through resolution RE-0088-JD-2021, and in the event that the request for absolute nullity is not accepted, it is requested that a tariff be used for the income projection calculation that equals the internal rate of return of the cash flow with the profitability calculated through the CAPM, as established by the Energy Directorate in RE-0063-IE-2019.

Response:

Regarding ICE's argument related to the procedure for calculating the energy price for the determination of the cash flow in the income tax calculation used by the IE, it is considered necessary to refer to what is indicated in methodology RJD-004-2010 regarding the updating of costs and expenses:

"Por Tanto I.1.4. (.) The updating of costs shall be done by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation." Likewise, the methodology established, with respect to the determination of variable costs, the following:

"Por Tanto I.2.3. (.) The total variable cost (CVT) is determined by the sum of the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), and taxes (Cimp), as shown in the attached table." From the previous paragraph, it is pertinent to specifically highlight the following reference: "(.) as shown in the attached table.," considering that this implies that the electronic Excel spreadsheet showing all the formulas and input values forms an integral part of the methodology, for which reason this regulatory instrument expressly states the following:

"Por Tanto I.1. (.) The tariff model is developed in an electronic spreadsheet where all the details for performing the respective tariff calculations are recorded." Furthermore, as mentioned in report IN-0094-IE-2021, the methodology also establishes the regulatory powers to review and adjust all the variables that make up the model, in the following terms:

"Por Tanto III. Establish that the application of this methodology shall correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both the power to define the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of personnel, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic spreadsheet); and the power to define the final price. The first setting shall be made immediately after this methodology is approved, and subsequent settings within the period established therein." (the underlining is not part of the original).

The foregoing implies that the referred methodology not only grants the Energy Directorate the power to set tariffs but also the competence to define all the numerical values of the variables and parameters that comprise them, including the variable in question, which corresponds to the energy price parameter. In this regard, what is indicated in Report IN-0094-IE-2021 is highlighted:

The profits for the period on which the income tax is calculated result from the difference between the estimated costs for the period and the income for the same period. The costs were updated as explained in the preceding paragraphs, considering the most recent date as of the report date, to July 2021 for the indices and the exchange rate.

Consistent with the cost update period, the income used for the tax calculation for this period is derived from the multiplication of the amount of energy generated by the model company defined in the methodology and the tariff, which should be the tariff in effect for this period.

The foregoing because the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse and where the structure of income and expenses are exclusively from the regulated service, so the company's income translates into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.

As observed from the above extract, the input data for the calculation of the annual net income related to the proposed cash flow is used to estimate the expenditure associated with tax payments for income tax, as was done on this occasion. The foregoing, because as indicated in IN-0094-IE-2021, the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse, in which the structure of income and expenses is exclusively from the regulated service, so the company's income translates into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.

Regarding ICE's request to declare the absolute nullity of the public consultation process for this tariff setting, it should be noted that in accordance with Law 7593 and the provisions of resolution RRG-7205-2007 of 10:20 a.m. on September 7, 2007, "Lineamiento respecto del procedimiento a seguir en fijaciones extraordinarias de tarifas de servicios públicos," this tariff study processed under ET-052-2021 was taken to the public consultation process, through which interested parties were invited to present their oppositions or coadjuvancies to the tariff proposal.

In this context, through official letter OF-0619-IE-2021 of August 18, 2021, addressed to the Department of Document Management and the General Directorate of User Services, the IE proceeded to request the opening of the file and the call for public consultation according to the extraordinary tariff-setting procedure provided for in Law 7593 and the aforementioned resolution RRG-7205-2007 (folios 1 and 2 of the administrative file).

On August 24, 2021, the invitation to interested parties to present their oppositions or coadjuvancies to this public consultation was published in La Gaceta 162 and in the nationally circulated newspapers La Teja and La República (visible at folios 32 to 37). The call for public consultation indicated that the presentation of positions had to be made no later than August 30, 2021, at the offices of Aresep or by email to [email protected].

Through report IN-0689-DGAU-2021, of August 31, 2021, the DGAU communicated to the IE the Report of Positions and Coadjuvancies indicating the positions presented to the proposal. These positions were analyzed and evaluated by the Energy Directorate in order to, in this manner, incorporate what is appropriate into the tariff setting, and therefore, in this report, said positions are considered addressed and answered.

In this regard, the opponent is incorrect in requesting the absolute nullity of the public consultation, as it has followed the due process established by the regulations, and therefore there is no defect of nullity. In the same vein, the opponent is informed that through resolution RE-0056-IE-2021, the IE, in compliance with the provisions of the Aresep Board of Directors in resolution RE-0088-JD-2021, develops the reasoning for the change of criterion regarding the initial tariff to be used in the income stream for the income tax calculation from resolution RE-0085-IE-2020 with respect to the previous setting established through resolution RE-0063-IE-2019.

In that sense, it is important to clarify that the Board of Directors of Aresep, in RE-0088-JD-2021, which resolves the appeal against resolution RE-0085-IE-2020, does not state that the criterion used by the IE was incorrect. Rather, it instructs the Directorate to provide the justification for the modification of the criterion on the initial tariff of the income stream to be used in the income tax calculation, with respect to the prior setting of the bagasse methodology established in resolution RE-0063-IE-2019. Therefore, as mentioned in the previous paragraph, the IE proceeded to comply with the provisions of the Board of Directors by issuing the technical criterion for the justification of the change for the calculation of the energy sales price in the tariff setting approved in resolutions RE-0085-IE-2020 and RE-0106-IE-2020.

For its part, regarding ICE's opposition concerning the absence of justification for the change of criterion for the calculation of the energy price, it is clarified that in this tariff-setting process, there is no change of criterion with respect to the previous setting established through resolution RE-0085-IE-2020. However, in order to address ICE's request, the following is extracted from what is indicated in RE-0056-IE-2021, the resolution that addresses the Board of Directors' request regarding the justification for the modification of criterion:

In this context and in compliance with the provisions of RE-0088-JD-2021, this Directorate proceeds to justify the modification of criterion regarding the initial tariff of the income stream to be used in the income tax calculation, with respect to the prior setting of the bagasse methodology established in resolution RE-0063-IE-2019.

In this regard, concerning the actions taken in RE-0063-IE-2019, it is indicated that in said resolution, making use of the power that the tariff methodology confers on the IE to define the numerical values of the model's variables, a criterion was adopted for calculating the input value of the energy price, based on project valuation metrics, using as the data point for the energy price in year 1 the value that would result in the rate of return on equity (CAPM) and the Internal Rate of Return (IRR) equaling each other, at 12.63%.

The foregoing criterion, which corresponds to that adopted by the IE in resolution RE-0063-IE-2019, has technical reasonableness based on project valuation methods, considering that the results obtained from the equality between the Internal Rate of Return (IRR) and the cost of capital in the cash flow show the viability of the project by obtaining a positive Net Present Value (NPV). In this regard, said resolution states the following:

".The consultant Trabanino, on folio 26 of file OT-212-2009 where the referenced methodology for electric power cogenerators from sugarcane bagasse was formulated, discussed, and approved, mentions as part of the basis of the economic and financial analysis that:

'Earnings calculations were made for the model plant, considering two types of tariff or sale price to ICE: $0.071 per kWh and $0.047 per kWh.' The foregoing was formulated and calculated by the consultant to estimate the income projection, and with this, other variables and parameters result, among which meeting tax obligations stands out.

Subsequent to this section, the consultant Trabanino proceeded with the financial evaluation, where it explains that it adopted two metrics to determine the viability of the projects: Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR).

For the case of the NPV, the consultant explains that as long as the NPV value is positive, 'the project is viable'; and for the case of the IRR, it explains that it must be compared with the 10% rate of return.

Thus, the criterion adopted by the IE, in approving an energy price value of US$0.0758 per kWh (rounded by Excel) that serves as an input for the calculation of income projections and, in turn, income taxes, is reasonable in that it results in a positive (constant) NPV value (?231,852,293 rounded by Excel), as well as an IRR value greater than the reference rate of return (12.63%)." From the foregoing citation, it follows that the criterion used on that occasion by the IE for determining the energy price and consequently for the income projection meets the financial evaluation fundamentals mentioned by the Consultant Trabanino, who participated in the formulation and design of the variables that make up the current calculation model, since with the estimated income and expense values for that tariff setting and the cost of capital calculated at that time, the project's cash flow resulted in a positive NPV value, as well as an IRR value greater than the reference rate of return.

However, with respect to the criterion used for calculating the energy price value in RE-0085-IE-2020, it is indicated that the procedure was the same, making use of the power granted by the tariff methodology to the IE in the definition of the numerical values of the model's variables, to specify the input value of the energy price, which was based on the tariff approved by Aresep that was in effect during the analyzed period.

The foregoing, with the respective technical justification that the energy price variable is used to determine the income in the cash flow, which in turn is used to obtain the amount of the income tax expense, a tax that is calculated as a percentage of the utilities or profits, which are obtained from the difference between the corresponding income and expenses. Therefore, the income for the analyzed period is obtained from the amount of energy that the company managed to sell multiplied by the price paid for that energy, as detailed in resolution RE-0106-IE-2020, which resolves the motion for reconsideration against RE-0085-IE-2020:

In this way, it is clearly explained that, from a tax, legal, accounting, and methodological point of view, the income tax payable by a company is calculated as a percentage of its utilities or profits. In the same sense, it is clear that profit is the difference between the income for the period and the respective expenses. In our case, where the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse and where the structure of income and expenses is exclusively from the regulated service, the company's income reduces to the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy. And what is the price paid for that energy? It is the tariff that was in effect at that time and was approved by Aresep, no other, so that is the tariff that the IE considers must be used in the calculation, and not one derived from another criterion as proposed by ICE.

Regarding ICE's argument related to the absence of justification for the change of criterion for the calculation of the energy price in the tariff setting for the 2020 period (RE-0085-IE-2020) compared to that of the 2019 period (RE-0063-IE-2019), it is necessary to highlight, firstly, as has been mentioned previously, that the current methodology empowers the Directorate to define the numerical values of the different variables that make up the model, including the variable in question.

Secondly, because the amount of income tax is obtained from the 20-year project cash flow projection, the criterion for calculating the energy price value for the estimated income must comply with the financial fundamentals mentioned by the Consulting firm Trabanino in the development of the model, such that the metrics applied to evaluate the project must yield a reasonable financial result indicating that the project is viable. In that context, in the tariff setting of RE-0085-IE-2020, when updating the estimated cost and expense values updated for the 2020 period with the estimated income using the tariff in the year that would equalize the project's IRR with the cost of capital calculated for said period, the projected cash flow contained in the calculation model yielded a negative constant project NPV, which is one of the two financial metrics used in the model to determine the project's viability.

In that sense, although in the 2019 period it was financially feasible to use said financial method for calculating the energy price variable, which was justified on that occasion as being used precisely because it yielded a reasonable financial result by having a positive NPV and an IRR higher than the reference yield, in 2020, with the updated data of the cash flow components, the result was not reasonable given that one of the main financial fundamentals for a project to be considered viable was not met: a positive NPV was not obtained.

Considering the foregoing, for this reason, in the 2020 period, this criterion was not employed, considering that it was not financially feasible and did not comply with the postulates established in the bases for developing the calculation model. Therefore, the decision was made to apply a criterion that was in accordance with the logic, science, and technique established in the Ley General de Administración Pública, in addition to being reasonable from a financial, accounting, legal, and tax point of view.

The criterion of applying the tariff approved by Aresep in force during the period of calculation of the estimated income, for the determination of the income tax, is a criterion of sustainable and consistent application over time, which follows the logic of the income tax calculation procedure, which is the expense to be determined in this case, having as components for the determination of income the amount of energy multiplied by the current price approved by Aresep for that energy in said period. Thus, the IE's procedure in the 2020 tariff setting is duly supported, to consider that tariff in the income tax calculation and not the criterion suggested by ICE, which, as detailed above, may not be financially viable, according to the cost, income, and cost of capital values that need to be used, and therefore be contrary to what is established in the calculation methodology.

Finally, regarding the opponent's argument on the annual profitability percentage, it is stated that the level of profitability to be recognized in tariffs is duly regulated in section 2.18 of the current tariff methodology. This procedure was correctly applied in the present tariff study, as indicated in section 6 of report IN-0094-IE-2021, obtaining a rate of 11.90%.

As can be observed in Anexo 5 of this report, by applying that percentage to the investment not financed with debt, the amount of annual profitability to be recognized in tariffs is obtained ($637,596.38), which, added to the total costs, is divided by the estimated annual generated energy to obtain the final tariff.

In addition to the foregoing, it is highlighted that the IRR is an average indicator of the expected future returns on an investment project; it is also known as the discount rate that makes the Net Present Value (NPV) of an investment zero. The IRR represents an indicator of the project's profitability over its useful life, not an annual profitability like that derived from the CAPM. As indicated in report IN-0094-IE-2021, the cash flow for future periods and the IRR is an indicator for evaluating the estimated profitability for the entire useful life of the project for the model company designed in the methodology. The value of this indicator is obtained from certain assumptions, and although it is an important metric as it determines the project's viability, it does not affect the tariff result. It is reiterated that the annual profitability recognized in tariffs corresponds to 11.90%, obtained in accordance with the provisions of the current tariff methodology.

For the reasons mentioned above, it is recommended not to accept this argument.

[.]

III.That in accordance with the provisions of the preceding resultandos and considerandos and on the merits of the case, it is appropriate to set the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, as ordered;

THE ENERGY DIRECTOR

I.Set the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad at US$0.09086 per kWh.

II. Consider the oppositions answered by what was stated in Considerando II of this resolution

III. Establish that the prices take effect as of the day following their publication in the Official Gazette La Gaceta

In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary remedy of review may be filed. The ordinary remedies may be filed before the Energy Directorate, in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.

In accordance with Article 346 of the LGAP, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review within the periods indicated in Article 354 of said law.

PUBLISH AND NOTIFY

WHEREAS:

WHEREAS:

POR TANTO

RESOLVES:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 0057 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 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RE-0057-IE-2021 DEL 1 DE SETIEMBRE DE 2021 APLICACIÓN DE OFICIO DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA SEGÚN LA ESTRUCTURA DE COSTOS TÍPICA DE UNA PLANTA MODELO DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON BAGAZO DE CAÑA PARA LA VENTA AL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD Y SU FÓRMULA DE INDEXACIÓN" ET-052-2021

I.Que el 26 de abril del 2010, mediante la resolución RJD-004-2010, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación", la cual fue publicada en La Gaceta No. 98 del 21 de mayo del 2010. Posteriormente fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, publicaba en el Alcance Digital No. 10 de La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014.

II.Que el 4 de noviembre de 2015, mediante la resolución RIE-111-2015, publicada en el Alcance Digital No. 92 a La Gaceta No. 217 del 9 de noviembre de 2015, se actualizaron los costos base de inversión y explotación de la estructura definida en la metodología tarifaria.

III.Que el 19 de febrero de 2018, mediante la resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.

IV.Que el 11 de setiembre de 2020, mediante la resolución RE-0085-IE- 2020, se fijó la tarifa para generación eléctrica mediante la explotación del bagazo de caña para venta al ICE, la cual fue publicada en el Alcance Digital 230 a La Gaceta 243 del 16 de setiembre de 2020.

V.Que el 2 de noviembre de 2020, mediante la resolución RE-0106-IE- 2020, se resuelve el recurso de revocatoria interpuesto por el Instituto Costarricense de Electricidad contra la RE-0085-IE-2020, por medio del cual se acoge parcialmente el recurso en cuanto al error material detectado en el tipo de cambio y se fijó la tarifa para generación eléctrica mediante la explotación del bagazo de caña para venta al ICE, la cual fue publicada en el Alcance Digital 294 a La Gaceta 266 del 05 de noviembre de 2020.

VI.Que el 18 de agosto de 2021, mediante el oficio OF-0619-IE-2021 se solicitó la apertura del expediente y la convocatoria al proceso de consulta pública de la propuesta de fijación tarifaria para la generación eléctrica mediante la explotación del bagazo de caña para venta al ICE, contenida en el informe IN-0094-IE-2021 (folios 1 al 22).

VII.Que el 24 de agosto de 2021, se publicó la convocatoria a consulta pública en La Gaceta 162, así como en los diarios de circulación nacional La República y La Teja, siendo la fecha máxima para presentar posiciones el 30 de agosto de 2021 hasta las 16:00 horas (folios 31 al 37).

VIII.Que el 31 de agosto de 2021, mediante el informe IN-0689-DGAU- 2021, la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de oposiciones y coadyuvancias (folios 40 al 41).

IX.Que el 1 de setiembre de 2021, mediante el informe técnico IN-0100-IE-2021, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, fijar la tarifa para la actividad de generación de energía eléctrica mediante la explotación del bagazo de la caña de azúcar para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad.

I. Que del informe IN-0100-IE-2021, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente

[.]

III. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación" según la resolución RJD-004-2010 y su modificación aprobada con la resolución RJD- 027-2014.

Al respecto, considerando que el modelo técnico (ingenieril), el financiero y demás apartados relacionados con el cálculo que establece la metodología referida, no han sufrido cambios metodológicos, el presente informe técnico refiere específicamente a la actualización de los valores de cada uno de esos apartados de cálculo que corresponde según la metodología tarifaria, mediante el uso de indicadores representativos a la fecha más reciente posible (excepto para el apartado de rentabilidad, considerando que la información de las variables para su cálculo es anual), a partir de los datos consignados en la resolución RIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015.

En este contexto, a continuación, se presentan los valores de los apartados de cálculo que sirven como base para la indexación, los índices a utilizar para dicha indexación, así como los resultados de la aplicación de la metodología.

2. Inversión total Según la metodología RJD-004-2010 y su modificación RJD-027-2014, 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.

Según la resolución RIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015, los valores de inversión que sirven como base para la presente indexación son:

Cuadro 1 Detalle del Costo de las Inversiones 2015 | INVERSIONES | MONTO | | --- | --- | | Equipos, montaje, ingeniería, puesta en marcha, entrenamiento, gerenciamiento del proyecto, oferta areva koblitz | $26.161.450,79 | | Terreno, 7,000 metros cuadrados | $25.178,85 | | Sondeo del terreno, levantamiento planialtimétrico | $3.000,00 | | Obras civiles | $1.871.959,47 | | Planta de tratamiento de agua de efluentes | $802.268,35 | | Mobiliario y equipo de oficina | $6.604,00 | | Radio comunicaciones | $1.285,60 | | Extintores de fuego | $2.055,17 | | Línea de transmisión (2 km) | $106.605,42 | | Bahía de conexión de la subestación elevadora | $0,00 | | Estudios sistémicos de la red eléctrica | $0,00 | | Servicios de interconexión en línea viva | $0,00 | | Sistema opgw (cable de fibra óptica) | $0,00 | | Herramientas especiales para mantenimiento | $54.223,07 | | Perforación de pozo | $16.438,15 | | Bomba y mts. Pozo | $10.958,76 | | Concesión del pozo | $3.287,63 | | Bascula | $4.383,51 | | Camión | $23.500,00 | | Vehículo pick up Isuzu 2010 | $32.900,00 | | Cargador de bagazo con grapa | $290.407,25 | | Sub total | $29.416.506,02 | | Capital de trabajo | $1.057.207,68 | | Total inversiones | $30.473.713,70 | Fuente: RIE-111-2015 3. Costos variables y fijos Según la metodología RJD-004-2010 y su modificación RJD-027-2014, 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).

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).

Según la resolución RIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015, los valores de los costos que sirven como base para la presente indexación son:

Cuadro 2 Detalle de los Costos Variables y Fijos 2015

Fuente: RIE-111-2015 4. Actualización de valores La modificación a la metodología (RJD-027-2014) aprobada por Junta Directiva y publicada en La Gaceta el día 02 de abril del 2014, establece para la actualización del monto de la inversión, lo siguiente:

"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." En función de lo anterior, el siguiente cuadro resume los índices a utilizar para cada rubro que compone el monto de la inversión, así como la justificación de cada uno. Se utilizaron los valores de los índices más recientes disponibles al momento de la elaboración del presente informe, así como el tipo de cambio promedio del último mes completo disponible.

Asimismo, cabe mencionar que existen dos montos ("Obras Civiles y Planta de tratamiento de Agua de Efluentes") del monto total de la inversión que no son indexados con ningún índice porque, de lo contrario, se estaría duplicando o doble-contabilizando su valor indexado dentro del total de rubros que componen la inversión, y con ello, la tarifa final. Lo anterior teniendo en consideración que estos dos montos mencionados se han definido como un porcentaje del subtotal de la inversión, por lo que una vez indexado este último, estos montos automáticamente resultarán indexados. Por último, para el valor del terreno, se utilizó el valor vigente asignado en los mapas de valores más recientes según las zonas homogéneas definidas por el Ministerio de Hacienda. (Anexo 6).

Por otro lado, la mencionada modificación a la metodología (RJD-027-2014) establece para la actualización de los costos, lo siguiente:

"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:

CEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1) Donde:

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." Cabe mencionar, con respecto a la mencionada actualización de costos que, a partir de enero del 2015, el Banco Central de Costa Rica suspendió el cálculo del Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al productor con una base más reciente, el IPP-MAN. Este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI. El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.

Por lo tanto, el siguiente cuadro resume los índices a utilizar para cada rubro que componen los costos, así como la justificación de cada uno. Se utilizó el valor del índice más reciente disponible al momento de la elaboración del presente informe, así como el tipo de cambio promedio del último mes completo disponible (agosto,2021):

En cuanto a la "Póliza de seguro" y los "Gastos de mantenimiento", al estar estos en función de la inversión, al indexar la inversión, automáticamente estos rubros son actualizados.

Con respecto al rubro de "Depreciaciones", este no es indexado ya que la metodología vigente establece en la sección 2.11 que no puede ser indexado.

Sin embargo, este componente si es actualizado automáticamente, ya que su cuantificación está en función del monto de la inversión, el cual debe indexarse. Similar sucede con los "Gastos financieros", los cuales no deben indexarse, pero al estar en función de la tasa de interés, al actualizar la tasa de interés, el monto de gastos financieros se actualiza automáticamente. En cuanto al cálculo del impuesto sobre la renta, de conformidad con la Ley 7092, Ley del Impuesto sobre la Renta, este impuesto se calcula sobre la renta neta, que resulta de deducir de los ingresos o renta bruta, los costos y gastos útiles necesarios y pertinentes para producir la utilidad o beneficio. De acuerdo con lo establecido en la metodología tarifaria la tasa impositiva corresponde al 30% sobre las utilidades del período.

Las utilidades del período sobre las que se calcula el impuesto sobre la renta resultan de la diferencia de los costos estimados del período y los ingresos del mismo período. Los costos fueron actualizados según lo explicado en los párrafos anteriores, considerando la fecha más actualizada a la fecha del informe, a julio 2021 para los índices y agosto 2021 para el tipo de cambio.

De manera consecuente con el periodo de actualización de los costos, los ingresos utilizados para el cálculo del impuesto de este período se derivan de la multiplicación de la cantidad de energía generada por la empresa modelo definida en la metodología y la tarifa, la cual debería ser la tarifa vigente en este período. Lo anterior debido a que la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a partir del bagazo de la caña y donde la estructura de ingresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, por lo que los ingresos de la empresa se traducen en la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía, que corresponde a la tarifa vigente aprobada por Aresep.

En este contexto, considerando que históricamente más del 80% de las ventas anuales de energía generada a partir de bagazo se dan en el primer semestre del año1 (Anexo 8), y que la tarifa vigente aplicada en esos meses corresponde a la fijada el año anterior, consecuentemente para el cálculo de los ingresos del período se considera la tarifa vigente, la cual fue fijada el año anterior mediante la resolución RE-0106-IE-2020.

1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi vo=3007&fecha_inic=ante En relación con los aspectos anteriores, cabe señalarse que la resolución RJD-004-2010 en el Por tanto III indica lo siguiente:

"III. 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." (el subrayado no es del original). Adicionalmente, es pertinente mencionar que la hoja electrónica hace uso de una proyección de la inflación y del tipo de cambio a 20 años, esto con el objetivo de estimar los flujos de efectivo sobre los cuales se calculan indicadores como el valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR) del proyecto. En esta ocasión, se asume que la inflación proyectada para todos los años será igual a la meta de inflación definida por el BCCR en los últimos años y reafirmada en su última revisión del Programa Macroeconómico (2021-2022)2. En cuanto al tipo de cambio, partiendo del tipo de cambio promedio de julio de 2021, y considerando que a partir de febrero de 2015 el BCCR inició el régimen de flotación administrada eliminando las bandas cambiarias, se asumió que el tipo de cambio promedio anual variará en el porcentaje de variación anual promedio de 2015 a 2020.

2 https://www.bccr.fi.cr/publicaciones/DocPolticaMonetariaInflacin/Programa_Macroeconomico_2021- 2022.pdf Es importante aclarar que, aunque estas dos proyecciones se hayan actualizado, esto no incide en el cálculo tarifario, ya que de acuerdo con la metodología, la definición de la tarifa sólo considera los costos indexados o actualizados al momento actual del cálculo tarifario.

5. Resultados de actualización de costos e inversión A continuación, se presentan los resultados de la actualización de variables y rubros de inversión y costos:

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

. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal delos Estados Unidos, en la dirección de internet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H1. Por lo tanto, el promedio de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,02% (ver Anexo 1).

. Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Los valores de esta variable se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. A partir de la información para los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación, se tiene que el promedio aritmético es de 5,33% (ver Anexo 2).

. Beta desapalancada (?d): El valor de la beta desapalancada se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. Para calcular el promedio de los últimos cinco años para el beta desapalancado, se utiliza la siguiente dirección web http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. Este valor debe ser apalancado según la metodología RJD-027-2014 (?a). El valor obtenido es de 0,2601, y el apalancado es de 0,9885 (ver Anexo 3 y 5).

. Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, los valores se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El valor del riesgo país utilizado es de 4,61%, que corresponde al promedio de los últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica (ver Anexo 4).

. Apalancamiento (?): El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. En la resolución RJD-004-2010 en el Por Tanto I "Gasto de financiamiento" se indica que el financiamiento es del 80% y 20% el capital propio.

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

Por lo tanto, aplicando la fórmula descrita en la resolución RJD-027-2014, el nivel de rentabilidad es de 11,90% (ver Anexo 5). Este porcentaje de rentabilidad multiplica al monto de inversión aportado por capital 3 y a la porción de energía para la venta al ICE4, lo cual da como resultado US$ 637 596,38.

3 Inversión total menos deuda, en donde esta última se asume en 80% de la inversión.

4 Según el modelo técnico ingenieril, la porción de energía para la venta al ICE es de 85,6%.

7. Resultado tarifario A partir de la actualización de la inversión y los costos, así como el nivel de rentabilidad, se procede a calcular la tarifa para la generación de energía eléctrica a partir de bagazo de caña, de la siguiente manera:

[.]

V. CONCLUSIONES

1. Realizada la actualización de las variables, de acuerdo con la metodología tarifaria vigente para plantas de generación de energía eléctrica con bagazo de caña de azúcar, se obtiene como resultado una cantidad total de energía para la venta al ICE de 49 566 037,37 kWh, un monto total de costos fijos de US$ 3 113 885,83, un monto total de costo variable de US$ 751 919,32 y un monto de rentabilidad de US$ 637 596,38.

2. De conformidad con el análisis realizado, la tarifa propuesta de generación de energía eléctrica con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad es de US$ 0,09086 por kWh, lo que implicaría una disminución de -1,97% con respecto a la tarifa vigente.

[.]

II. Que, en cuanto a la consulta pública, del oficio IN-0100-IE-2021 citado, conviene extraer lo siguiente

[.]

1. Oposición: Ingenio Taboga, Sociedad Anónima, cédula de persona jurídica número 3-101-024153, representada por la señora Maria Andrea Arias Grillo, portadora de la cédula de identidad número 1-1010-0559, en su condición de Apoderada Generalísima, sin límite de suma, y Azucarera El Viejo Sociedad Anónima, cédula de persona jurídica número 3-101-007689, representada por el señor Alfonso Jose Gómez Jenkins, portador de la cédula de identidad número 1-1119-0982, en su condición de Apoderado Generalísimo, sin límite de suma.

Observaciones: Presentan escrito (visible a folio 39).

Notificaciones: correo electrónico: [email protected] y [email protected] Resumen:

La empresa manifiesta que en la propuesta de la Intendencia de Energía de este año, al igual que en años anteriores, se utiliza como fuente de información la Tasa activa negociada (TAN), de bancos privados para Industria, en dólares del Banco Central de Costa Rica de enero a julio 2021, sin embargo, que en la misma tabla donde se toma esa información, una línea abajo se muestra la tasa de interés para el sector específico de la industria "Electricidad" que es justamente al cual se refiere la fijación tarifaria.

Solicita la opositora que se utilice la tasa de interés correspondiente a Electricidad, en lugar de la Industria en general, por estar disponible en la misma fuente de información del Banco Central de Costa Rica y ser más precisa y actualizada para la tarifa que se está fijando.

Respuesta:

Se le indica a la opositora que la metodología tarifaria RJD-004-2010 en el Por Tanto III establece lo siguiente:

"III. 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." (el subrayado no es del original).

De lo anterior se extrae que la metodología de cálculo tarifario le da la potestad a la Intendencia como órgano aplicador de dicho modelo, de definir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo tarifario, entre ellas la tasa de interés para el cálculo del gasto financiero.

En ese contexto, para actualizar la tasa de interés que determina el monto de los gastos financieros, se utiliza el promedio aritmético de los meses completos del año hasta la más reciente a la fecha del informe llevado a consulta pública, publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

Al respecto, sobre lo indicado por la opositora de que corresponde utilizar la tasa de interés para "Electricidad" en lugar de la tasa de interés para "Industria", es necesario aclarar que la tasa de interés para el sector industria, contiene a la industria de servicios de electricidad como parte de las actividades económicas a las que se aplica, por lo que refleja las condiciones económicas actuales y es una tasa representativa para la actividad de generación eléctrica.

En ese sentido, la tasa de interés para el sector industrial se actualiza cada mes y puede ser recolectada en cualquier momento por medio de internet, por lo que se considera que es una fuente pública especializada de información técnica y con la información más reciente.

Contrario a lo anterior, sobre la tasa de interés para "Electricidad", previamente a que el Banco Central de Costa Rica (BCCR) modificara la metodología de cálculo de las tasas de interés que publica en su página web, pasando de tasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de abril de 2019, dicha tasa no estaba disponible en la serie anterior a esa fecha publicada por el BCCR.

Adicionalmente, al utilizar una vez más la tasa de interés de bancos privados para el sector industrial en esta fijación tarifaria, se está actuando de manera consistente con lo aplicado en fijaciones anteriores, ya que esta misma tasa de interés se utilizó en las aplicaciones tarifarias de bagazo previas desde el año 2015, por lo que de modificarse dicha tasa de interés impactaría la consistencia y comparabilidad de los datos respecto a las fijaciones anteriores.

Por estas razones, es criterio de la IE que la selección y la aplicación de dicha tasa de interés en el cálculo del gasto financiero, cumple con la metodología referida. Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.

2. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número 4-000-042139. Representado por el señor Kenneth Lobo Méndez, portador de la cédula de identidad número 2-0555-0804, en su condición de Apoderado Especial Administrativo.

Observaciones: Presenta escrito. (visible a folio 38).

Notificaciones: correo electrónico: [email protected] a nombre de Gricelio Cubero Badilla, [email protected] a nombre de Francisco Cordero Hidalgo y [email protected] a nombre de Eugenio Hernández Palma.

Resumen:

El ICE argumenta que en el informe técnico citado (páginas N.° 11 y N.° 12) la IE indica que para el cálculo de los ingresos se "utilizará la tarifa vigente en este período", sobre lo cual señala que si bien la metodología RJD-004- 2010, no especifica explícitamente la tarifa que debe de utilizarse para el cálculo de los ingresos y su consecuente impacto en otras variables del modelo, la Intendencia de Energía, a raíz de una oposición presentada por Azucarera El Viejo S.A., contenida en la resolución RE-0063-IE-2019 del 12 de setiembre de 2019, expediente ET-065-2019, justificó la utilización de una tarifa tal que iguale la tasa interna de retorno (TIR) del flujo de efectivo con la rentabilidad derivada del CAPM.

Al respecto, manifiesta el opositor que este procedimiento señalado por la IE y justificado en dicha resolución RE-0063-IE-2019, fue modificado y dejó de aplicarse por parte de ésta, sin motivación que lograra justificar con criterio técnico el cambio para el cálculo de la fijación tarifaria aprobada en las resoluciones RE-0085-IE-2020 y en la RE-0106-IE-2020, generando con ello, que la misma Intendencia utilizara para el cálculo de los ingresos la tarifa vigente con un tratamiento regulatorio contradictorio e inconsistente entre fijaciones tarifarias, sin motivar dicha modificación, con lo cual se generó la declaración de nulidad absoluta en forma parcial de la resolución RE-0085- IE-2020 por parte de la Junta Directiva (JD) de la ARESEP.

Además indica que el cambio de criterio sin justificación por parte de la IE da como resultado una tasa interna de retorno (TIR) constante y nominal muy superiores a la rentabilidad obtenida mediante el CAPM y un flujo de efectivo con un crecimiento de los ingresos que, a su vez, conlleva a un pago mayor del impuesto de la renta y del canon de regulación, provocando finalmente un aumento en la tarifa pagada al generador privado.

A su vez el ICE indica que a la fecha de la convocatoria del Proceso de Consulta Pública para la Propuesta aplicación anual de la metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de ajuste", la Intendencia de Energía ha incumplido con la orden de la Junta Directiva según la RE-0088-JD-2021 y no ha emitido el acto final mediante el cual desarrolle la fundamentación que motiva, conforme el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública, el cambio de criterio aplicado en la RE-0063-IE- 2019, lo cual le genera indefensión.

En adición a lo anterior manifiesta que a la fecha no existe un acto administrativo firme y eficaz que motive la utilización de emplear la tarifa vigente para el cálculo de los ingresos en la "Propuesta de Aplicación" e indica que el cálculo del flujo de efectivo parte de una inversión inicial con una proyección de ingresos y costos a 20 años, con el objetivo de obtener el porcentaje de rentabilidad determinado mediante el CAPM.

Por lo que indica que en atención al procedimiento aplicado y justificado por la misma IE en la resolución RE-0063-IE-2019, para obtener el nivel de ingresos se multiplica la energía estimada para la venta al ICE por una tarifa teórica mediante la cual la TIR del flujo de efectivo se iguale a la tasa de rentabilidad obtenida mediante la aplicación del modelo CAPM en una proyección que parte del año 1 y que en ese contexto no corresponde la utilización de una tarifa vigente aprobada, indicando que el cambio de criterio da como resultado una TIR constante de 20,97% y nominal de 24,6% ambas muy superiores a la rentabilidad obtenida mediante el CAPM de 11,9%. El opositor solicita que se ordene la suspensión del proceso de consulta pública, hasta tanto no exista un acto final firme y eficaz que se dicte en cumplimiento de lo ordenado por la Junta Directiva de la ARESEP mediante resolución RE-0088-JD-2021 y en caso de no acogerse la solicitud de nulidad absoluta señalada se solicita utilizar para el cálculo de la proyección de los ingresos una tarifa que iguale el valor de la tasa interna de retorno del flujo de efectivo con la rentabilidad calculada mediante el CAPM, según lo establece la Intendencia de Energía en la RE-0063-IE-2019.

Respuesta:

Sobre el argumento del ICE relacionado con el procedimiento de cálculo del precio de la energía para la determinación del flujo de efectivo en el cálculo del impuesto sobre la renta utilizado por la IE, se considera necesario remitirse a lo indicado en la metodología RJD-004-2010 respecto a la actualización de los costos y gastos:

"Por Tanto I.1.4. (.) La actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y costos variables con excepción de los gastos financieros y depreciación." Asimismo, la metodología estableció con respecto a la determinación de los costos variables, lo siguiente:

"Por Tanto I.2.3. (.) 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." Del párrafo anterior, es pertinente resaltar específicamente la siguiente referencia: "(.) tal y como se muestra en el cuadro adjunto.", considerando que lo anterior implica que la hoja electrónica en Excel en donde se muestran todas las fórmulas y valores de entrada forma parte integral de la metodología, por lo que en este instrumento regulatorio se señala, de manera expresa, lo siguiente:

"Por Tanto I.1. (.) El modelo tarifario se desarrolla en una hoja electrónica en donde constan todos los detalles para realizar los cálculos tarifarios respectivos." Además tal y como se mencionó en el informe IN-0094-IE-2021, la metodología también establece las potestades regulatorias para realizar la revisión y ajuste de todas las variables que componen el modelo, en los siguientes términos:

"Por Tanto III. 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." (el subrayado no es parte del original).

Lo anterior implica que la metodología referida no solamente otorga a la Intendencia de Energía la potestad de fijar las tarifas, sino también la competencia de definir todos los valores numéricos de las variables y parámetros que los componen, incluyendo la variable en cuestión, que corresponde al parámetro precio de la energía. Al respecto se resalta lo indicado en el Informe IN-0094-IE-2021:

Las utilidades del período sobre las que se calcula el impuesto sobre la renta resultan de la diferencia de los costos estimados del período y los ingresos del mismo período. Los costos fueron actualizados según lo explicado en los párrafos anteriores, considerando la fecha más actualizada a la fecha del informe, a julio 2021 para los índices y el tipo de cambio.

De manera consecuente con el periodo de actualización de los costos, los ingresos utilizados para el cálculo del impuesto de este período se derivan de la multiplicación de la cantidad de energía generada por la empresa modelo definida en la metodología y la tarifa, la cual debería ser la tarifa vigente en este período.

Lo anterior debido a que la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a partir del bagazo de la caña y donde la estructura de ingresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, por lo que los ingresos de la empresa se traducen en la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía, que corresponde a la tarifa vigente aprobada por Aresep.

Como se observa del extracto anterior, el dato de entrada para el cálculo de los ingresos netos anuales relacionados con el flujo de efectivo propuesto se utiliza para estimar el egreso asociado a los pagos impositivos por el impuesto sobre la renta, tal y como se hizo en esta ocasión. Lo anterior, debido a que como se indicó en el IN-0094-IE-2021, la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a partir del bagazo de la caña, en la que la estructura de ingresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, por lo que los ingresos de la empresa se traducen en la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía, que corresponde a la tarifa vigente aprobada por Aresep.

En relación con la solicitud del ICE declarar la nulidad absoluta del proceso de consulta pública de la presente fijación tarifaria, cabe señalar que de conformidad con la Ley 7593 y lo establecido en la resolución RRG-7205- 2007 de las 10:20 horas de 07 de setiembre de 2007 "Lineamiento respecto del procedimiento a seguir en fijaciones extraordinarias de tarifas de servicios públicos", el presente estudio tarifario tramitado en el ET-052-2021, fue llevado al proceso de consulta pública, por medio de la cual se invitó a los interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias a la propuesta tarifaria.

En este contexto, mediante el oficio OF-0619-IE-2021 de 18 de agosto de 2021, dirigido al Departamento de Gestión Documental y a la Dirección General de Atención al Usuario, la IE procedió a solicitar la apertura de expediente y la convocatoria a la consulta pública según el procedimiento de fijación tarifaria extraordinaria prevista en la Ley 7593 y en la mencionada resolución RRG-7205-2007 (folio 1 y 2 del expediente administrativo).

El 24 de agosto de 2021, se publicó la invitación a los interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias a la presente consulta pública, en La Gaceta 162 y en los diarios de circulación nacional la Teja y La República (visible a folios 32 al 37). En la convocatoria a consulta pública se indicó que la presentación de posiciones se debía realizar a más tardar el 30 de agosto de 2021, en las oficinas de la Aresep o bien al correo [email protected].

Mediante el informe IN-0689-DGAU-2021, de 31 de agosto de 2021, la DGAU comunicó a la IE el Informe de Posiciones y Coadyuvancias indicando las posiciones presentadas a la propuesta. Estas posiciones fueron analizadas y valoradas por la Intendencia de Energía para de esta manera, incorporar lo que corresponda en la fijación tarifaria, por lo que en el presente informe se dan por atendidas y contestadas dichas posiciones.

Al respecto, no lleva razón el opositor al solicitar nulidad absoluta de la consulta pública, ya que la misma ha seguido el debido proceso que la normativa establece por lo que no existe ningún vicio de nulidad. En esa misma línea, se le indica al opositor que por medio de la resolución RE-0056- IE-2021, la IE en acatamiento a lo dispuesto por la Junta Directiva de Aresep en la resolución RE-0088-JD-2021, desarrolla la fundamentación del cambio de criterio, con respecto a la tarifa inicial a utilizar en el flujo de ingresos para el cálculo del impuesto sobre la renta de la resolución RE-0085-IE-2020 respecto a la fijación anterior establecida mediante la resolución RE-0063- IE-2019.

En ese sentido, es importante aclarar que la Junta Directiva de la Aresep en la RE-0088-JD-2021, que resuelve el recurso de apelación contra la resolución RE-0085-IE-2020, no dispone que el criterio utilizado por parte de la IE fuera incorrecto. Más bien instruye a la Intendencia a motivar la justificación de la modificación de criterio sobre la tarifa inicial del flujo de ingresos a utilizar en el cálculo del impuesto sobre la renta, con respecto a la fijación previa de la metodología de bagazo establecida en la resolución RE-0063-IE-2019, por lo que como se mencionó en el párrafo anterior, la IE procedió a acatar lo dispuesto por la Junta Directiva en los términos de emitir el criterio técnico para la justificación del cambio para el cálculo del precio de venta de la energía en la fijación tarifaria aprobada en las resoluciones RE-0085-IE-2020 y en la RE-0106-IE-2020.

Por su parte, en relación con la oposición del ICE acerca de la ausencia de justificación en el cambio de criterio para el cálculo del precio de la energía, se aclara que en este proceso de fijación tarifaria no se presenta un cambio de criterio respecto a la fijación anterior establecida por medio de la resolución RE-0085-IE-2020, no obstante, con el fin de atender la solicitud del ICE se procede a extraer lo siguiente de lo indicado en la RE-0056-IE-2021, resolución en la que se atiende lo solicitado por la Junta Directiva respecto a la justificación en la modificación de criterio:

En este contexto y en acatamiento de lo dispuesto por medio de la RE- 0088-JD-2021, esta Intendencia procede a justificar la modificación de criterio sobre la tarifa inicial del flujo de ingresos a utilizar en el cálculo del impuesto sobre la renta, con respecto a la fijación previa de la metodología de bagazo establecida en la resolución RE-0063-IE-2019.

Al respecto, sobre lo actuado en la RE-0063-IE-2019, se indica que en dicha resolución, haciendo uso de la potestad que la metodología tarifaria confiere a la IE en la definición de los valores numéricos de las variables del modelo, se adoptó un criterio para el cálculo del valor de entrada del precio de la energía, basado en las métricas de valoración de proyectos, teniendo como dato para el precio de la energía en el año 1, el valor que diera como resultado que la tasa de rentabilidad sobre el capital (CAPM) y que la Tasa Interna de Retorno (TIR) se igualaran entre sí, en 12,63%.

El criterio anterior, que corresponde con el adoptado por la IE en la resolución RE-0063-IE-2019, tiene razonabilidad técnica en función de los métodos de valoración de proyectos, considerando que los resultados obtenidos de la igualdad entre la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el costo de capital en el flujo de efectivo, muestran la viabilidad del proyecto al obtener un Valor Actual Neto (VAN) positivo, al respecto dicha resolución menciona lo siguiente:

".La consultora Trabanino, en el folio 26 del expediente OT-212- 2009 en donde se formuló, discutió y aprobó la metodología referida para los cogeneradores de energía eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar, menciona como parte de la base del análisis económico y financiero que:

"Se realizaron cálculos de ingresos para la planta modelo, considerando dos tipos de tarifa o precio de venta al ICE: $0,071 por kWh y $0,047 por kWh." Lo anterior fue formulado y calculado por la consultora para estimar la proyección de ingresos, y con esto, resultan otras variables y parámetros, entre los que sobresale el atender obligaciones impositivas.

Posteriormente a este apartado, la consultora Trabanino procedió con la evaluación financiera, en donde explica que adoptó dos métricas para determinar la viabilidad de los proyectos: Valor Actual Neto (VAN) y Tasa interna de Retorno (TIR).

Para el caso del VAN, la consultora explica que siempre y cuando el valor del VAN sea positivo, "el proyecto es viable"; y para el caso de la TIR, explica que debe de compararse con la tasa de rendimiento de 10%.

Así las cosas, el criterio adoptado por la IE, en aprobar un valor para el precio de la energía de US$0,0758 por kWh (redondeado por Excel) que funge como insumo para el cálculo de las proyecciones de los ingresos y, a su vez, de los impuestos de la renta, es razonable en cuanto da como resultado un valor del VAN (constante) positivo (?231 852 293 redondeado por Excel), así como también un valor de la TIR mayor a la tasa de rendimiento de referencia (12,63%)." De lo anteriormente citado se desprende que el criterio utilizado en dicha ocasión por la IE para la determinación del precio de energía y por consiguiente para la proyección de ingresos, cumple con los fundamentos de evaluación financiera mencionados por la Consultora Trabanino, que participó en la formulación y el diseño de las variables que componen el modelo de cálculo vigente, toda vez que con los valores de ingresos y gastos estimados para esa fijación tarifaria y el costo de capital calculado en ese momento, el flujo de efectivo del proyecto dio como resultado un valor del VAN positivo, así como un valor de la TIR mayor a la tasa de rendimiento de referencia.

No obstante, en lo que respecta al criterio utilizado para el cálculo del valor del precio de la energía en la RE-0085-IE-2020, se indica que se procedió de igual manera, haciendo uso de la potestad otorgada por la metodología tarifaria a la IE en la definición de los valores numéricos de las variables del modelo, para precisar el valor de entrada del precio de la energía, el cual estuvo basado en la tarifa aprobada por Aresep que estuviera vigente durante el periodo analizado.

Lo anterior, con la respectiva justificación técnica de que la variable del precio de la energía se utiliza para la determinación de los ingresos en el flujo de efectivo el cual a su vez, es empleado para obtener el monto del gasto de impuesto sobre la renta, tributo que se calcula como un porcentaje de las utilidades o ganancias, las cuales se obtienen de la diferencia entre los ingresos y gastos correspondientes. Por lo que los ingresos del periodo analizado se obtienen de la cantidad de energía que la empresa logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía, tal y como se detalla en la resolución RE-0106-IE-2020 que resuelve el recurso de revocatoria contra la RE-0085-IE-2020:

De esta forma se explica claramente que, desde el punto de vista tributario, legal, contable y metodológico, el impuesto de renta a pagar por una empresa se calcula como un porcentaje de sus utilidades o ganancias. En el mismo sentido queda claro que la utilidad es la diferencia entre los ingresos del período y los gastos respectivos. En nuestro caso, donde la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a partir del bagazo de la caña y donde la estructura de ingresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, los ingresos de la empresa se reducen a la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía. Y ¿cuál es el precio pagado por esa energía?, pues la tarifa que estuviera vigente en ese momento y que fue aprobada por la Aresep, no otra, de modo que esa es la tarifa que la IE considera debe emplearse en el cálculo, y no la derivada de otro criterio como lo propuesto por el ICE.

En lo que respecta a la argumentación del ICE, relacionada con la ausencia de justificación en el cambio de criterio para el cálculo del precio de la energía en la fijación tarifaria para el periodo 2020 (RE-0085- IE-2020) respecto a la del periodo 2019 (RE-0063-IE-2019), es necesario resaltar, en primer lugar, tal y como se ha mencionado anteriormente, que la metodología vigente faculta a la Intendencia para definir los valores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo, incluyendo la variable en cuestión.

En segundo lugar, debido a que el monto del impuesto sobre la renta se obtiene de la proyección del flujo de efectivo del proyecto a 20 años, el criterio para el cálculo del valor del precio de energía para los ingresos estimados debe cumplir con fundamentos financieros mencionados por la empresa Consultora Trabanino en la elaboración del modelo, de tal manera que las métricas aplicadas para evaluar el proyecto deben dar un resultado financiero razonable que indique que el proyecto es viable. En ese contexto, en la fijación tarifaria de la RE-0085-IE-2020, al actualizar los valores de los costos y gastos estimados actualizados para el periodo 2020 con los ingresos estimados utilizando la tarifa en el año que igualara la TIR del proyecto con el costo de capital calculado para dicho periodo, en el flujo de efectivo proyectado contenido en el modelo de cálculo, se obtuvo un VAN constante del proyecto negativo, el cual es una de los dos métricas financieras empleadas en el modelo para determinar la viabilidad del proyecto.

En ese sentido, si bien en el periodo 2019 fue financieramente factible utilizar dicho método financiero para el cálculo de la variable precio de la energía, el cual fue justificado en dicha ocasión de ser utilizado precisamente por dar un resultado financiero razonable al tener un VAN positivo y una TIR mayor al rendimiento de referencia, en el 2020 con los datos actualizados de los componentes del flujo de efectivo, el resultado no fue razonable dado que no se cumplió con uno de los fundamentos financieros principales para que un proyecto se considere viable, no se obtuvo un VAN positivo.

Teniendo en consideración lo expuesto anteriormente, por esta razón en el periodo 2020 no se empleó este criterio, considerando que no era financieramente factible y no se cumplía con los postulados establecidos en las bases de elaboración del modelo de cálculo. Por ello, se tomó la decisión de aplicar un criterio que estuviera de acuerdo con la lógica, ciencia y técnica establecidos en Ley General de Administración Pública, además que fuera razonable desde los puntos de vista financiero, contable, legal y tributario.

El criterio de aplicar la tarifa aprobada por Aresep vigente en el periodo de cálculo de los ingresos estimados, para la determinación del impuesto sobre la renta, es un criterio de aplicación sostenible y consistente en el tiempo, el cual sigue la lógica del procedimiento de cálculo del impuesto sobre la renta, que es el gasto a determinar en este caso, al tener como componentes para la determinación de los ingresos la cantidad de energía multiplicada por el precio vigente aprobado por Aresep para esa energía en dicho periodo. De modo que está debidamente sustentado el proceder de la IE en la fijación tarifaria del 2020, para considerar esa tarifa en el cálculo del impuesto sobre la renta y no el criterio sugerido por el ICE, el cual como se detalló anteriormente puede no resultar financieramente viable, según los valores de costos, ingresos y costo de capital que corresponda ser utilizados, y por lo tanto ser contrario a lo establecido en la metodología de cálculo.

Finalmente, en lo que respecta al argumento del opositor sobre el porcentaje de rentabilidad anual, se indica que el nivel de rentabilidad que debe reconocerse tarifariamente está debidamente normado en el apartado 2.18 de la metodología tarifaria vigente. Este procedimiento se aplicó correctamente en el presente estudio tarifario, tal y como se indicó en la sección 6 del informe IN-0094-IE-2021, obteniendo una tasa de 11,90%.

Como puede observarse en el anexo 5 del presente informe, al aplicar ese porcentaje a la inversión no financiada con deuda, se obtiene el monto de rentabilidad anual a reconocer tarifariamente ($ 637 596,38), la cual sumada a los costos totales se dividen entre la energía generada anual estimada y se obtiene la tarifa final.

En adición a lo anterior, se destaca que la TIR es un indicador promedio de los rendimientos futuros esperados en un proyecto de inversión; también se conoce como la tasa de descuento que hace que el Valor Actual Neto (VAN) de una inversión sea cero. La TIR representa un indicador de rentabilidad del proyecto a lo largo de su vida útil, no una rentabilidad anual como la que se deriva del CAPM. Como se indicó en el informe IN-0094-IE-2021, el flujo de efectivo de períodos futuros y la TIR es un indicador de evaluación de rentabilidad estimada para toda la vida útil del proyecto para la empresa modelo diseñada en la metodología, el valor de este indicador se obtiene a partir de ciertos supuestos, que si bien es una métrica importante ya que determina la viabilidad del proyecto, no incide en el resultado tarifario. Se reitera que la rentabilidad anual reconocida tarifariamente corresponde a 11,90%, obtenida según lo dispuesto en la metodología tarifaria vigente.

Por lo anteriormente mencionado, se recomienda no acoger este argumento .

[.]

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la tarifa para la actividad de generación de energía eléctrica mediante la explotación del bagazo de la caña de azúcar para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad, tal y como se dispone;

EL INTENDENTE DE ENERGÍA

I.Fijar la tarifa para la actividad de generación de energía eléctrica mediante la explotación del bagazo de la caña de azúcar para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad en US$ 0,09086 por kWh.

II. Tener como respuesta a las oposiciones lo externado en el Considerando II de esta resolución

III. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. Los recursos ordinarios podrán interponerse ante la Intendencia de Energía, de conformidad con los artículos 346 y 349 de la LGAP.

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

PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

POR TANTO

RESUELVE: