{ "id": "norm-102207", "citation": "Resolución 38", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", "title_en": "Ordinary methodology for setting tariffs for electricity cogeneration from different biomass sources", "summary_es": "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aprueba una nueva metodología tarifaria unificada para la cogeneración de electricidad a partir de biomasa (incluyendo bagazo de caña y otras fuentes). Este instrumento deroga las resoluciones RJD-004-2010 y RJD-162-2011, consolidando en un solo modelo el cálculo de tarifas máximas para generadores privados que venden energía al ICE bajo el Capítulo I de la Ley N°7200. La metodología abandona el esquema de planta modelo y se basa en información financiero-contable real de cada prestador (estados financieros auditados y contabilidad regulatoria), calculando una tarifa máxima por kWh compuesta por costos de explotación, inversión ajustada por un factor de utilización remanente (Fu) y una tasa de rédito (WACC). Se incorporan mecanismos de flexibilidad tarifaria para facilitar negociaciones de compraventa, se define un procedimiento de cálculo detallado con fuentes de información específicas y se establecen obligaciones de reporte para los cogeneradores. La propuesta fue sometida a dos audiencias públicas, recogiendo observaciones del ICE y de la Intendencia de Energía, y responde a la política energética nacional de diversificar fuentes renovables y avanzar hacia la descarbonización.", "summary_en": "The Public Services Regulatory Authority (ARESEP) approves a new unified tariff methodology for biomass-based electricity cogeneration (including sugarcane bagasse and other sources). This instrument repeals resolutions RJD-004-2010 and RJD-162-2011, consolidating into a single model the calculation of maximum tariffs for private generators selling energy to ICE under Chapter I of Law No. 7200. The methodology abandons the model-plant approach and is based on actual financial-accounting information from each provider (audited financial statements and regulatory accounting), computing a maximum tariff per kWh composed of exploitation costs, investment adjusted by a remaining utilization factor (Fu), and a rate of return (WACC). Tariff flexibility mechanisms are introduced to facilitate purchase-sale negotiations; a detailed calculation procedure with specific information sources is defined; and reporting obligations for cogenerators are established. The proposal underwent two public hearings, incorporating observations from ICE and the Energy Superintendence, and aligns with the national energy policy of diversifying renewable sources and advancing toward decarbonization.", "court_or_agency": "", "date": "28/05/2024", "year": "2024", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "cogeneración", "biomasa", "bagazo de caña", "tarifa máxima", "factor remanente de utilización", "rédito para el desarrollo", "Capítulo I Ley 7200" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 5, 9, 31-36", "law": "Ley 7593" }, { "article": "Capítulo I, Art. 14, 20", "law": "Ley 7200" }, { "article": "Art. 3, 20", "law": "Decreto Ejecutivo 37124-MINAET" }, { "article": "Art. 16, 19, 22, 23", "law": "Decreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC" } ], "keywords_es": [ "metodología tarifaria", "cogeneración", "biomasa", "ARESEP", "generación eléctrica", "tarifa máxima", "bagazo de caña", "Ley 7200", "Ley 7593", "contabilidad regulatoria", "WACC", "factor de utilización remanente" ], "keywords_en": [ "tariff methodology", "cogeneration", "biomass", "ARESEP", "electricity generation", "maximum tariff", "sugarcane bagasse", "Law 7200", "Law 7593", "regulatory accounting", "WACC", "remaining utilization factor" ], "excerpt_es": "8.1. Alcance\n\nEsta metodología aplicará para la fijación de tarifas ordinaria de oficio o a solicitud de parte para la compraventa de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, con una periodicidad de aplicación anual, bajo las condiciones técnicas establecidas en nuestro país por la Aresep y que cumplan con el ordenamiento jurídico aplicable, así como la normativa vigente y las consideraciones, premisas y criterios expuestos para esta metodología o las que a futuro se establezcan.\n\nLa finalidad de esta metodología es que exista un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita calcular la tarifa máxima de referencia por prestador para la venta de energía eléctrica producida con distintas fuentes de biomasa con procesos de combustión, tanto para plantas que actualmente tienen contrato para la venta de energía, como para plantas que en el futuro firmen un contrato para la venta de energía producida con biomasa, que pueda ser utilizado por los agentes que participan en la cogeneración de electricidad con dicha fuente, que cumplen con los requisitos legales y técnicos para ese fin y que considere la información propia de las plantas.\n\n(…)\n\n8.9. Factor remanente de utilización (Fu)\n\nEl factor remanente de utilización de cada planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un momento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo principal. El factor remanente de utilización es el siguiente:\n\nSujeto a la siguiente condición\n\nFu ≥ 10%\n\nDonde:\n\nFu = Factor remanente de utilización para cada prestador (%).\nVu = Vida útil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta.\nAT = Año anterior al año en que se realiza el cálculo tarifario.\nAF = Año de fabricación de la planta generadora.\n\nLa condición Fu ≥ 10% establece que el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%, mientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al SEN. Es decir, las plantas alcanzarán el 90% de su vida útil y el 10% restante se mantendrá constante y, ese porcentaje ajustará la inversión, sobre la cual se continuará reconociendo la rentabilidad al prestador.", "excerpt_en": "8.1. Scope\n\nThis methodology shall apply for the ordinary tariff setting, ex officio or upon request, for the purchase and sale of electricity produced from different biomass sources, with an annual application frequency, under the technical conditions established in our country by ARESEP and in compliance with the applicable legal framework, as well as the current regulations and the considerations, premises, and criteria set forth for this methodology or those established in the future.\n\nThe purpose of this methodology is to provide a clear, consistent, updated, and flexible mechanism to calculate the maximum reference tariff per provider for the sale of electricity produced from different biomass sources using combustion processes, both for plants that currently have an energy sale contract and for plants that in the future sign a contract for the sale of energy produced from biomass. It may be used by the agents participating in electricity cogeneration with said source, who meet the legal and technical requirements for that purpose, and it considers the individual information of the plants.\n\n(…)\n\n8.9. Remaining Utilization Factor (Fu)\n\nThe remaining utilization factor of each cogeneration plant represents the remaining life of the asset at a specific point in its useful life, based on the total age of the main asset. The remaining utilization factor is as follows:\n\nSubject to the following condition\n\nFu ≥ 10%\n\nWhere:\n\nFu = Remaining utilization factor for each provider (%).\nVu = Useful life indicated by the manufacturer for the most important asset of the plant.\nAT = Year prior to the year in which the tariff calculation is performed.\nAF = Year of manufacture of the generating plant.\n\nThe condition Fu ≥ 10% establishes that the Remaining Utilization Factor (Fu) can never be less than 10% while the cogeneration plant is generating energy for sale to the SEN. That is, plants will reach 90% of their useful life and the remaining 10% will remain constant, and that percentage will adjust the investment on which the return will continue to be recognized for the provider.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "The unified methodology for setting maximum tariffs for biomass electricity cogeneration is approved, repealing the previous bagasse and non-bagasse biomass methodologies.", "summary_es": "Se aprueba la metodología unificada para fijar tarifas máximas de cogeneración eléctrica con biomasa, derogando las metodologías anteriores de bagazo y biomasa distinta." }, "pull_quotes": [ { "context": "Sección 8.1 Alcance", "quote_en": "The purpose of this methodology is to provide a clear, consistent, updated, and flexible mechanism to calculate the maximum reference tariff per provider for the sale of electricity produced from different biomass sources using combustion processes.", "quote_es": "La finalidad de esta metodología es que exista un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita calcular la tarifa máxima de referencia por prestador para la venta de energía eléctrica producida con distintas fuentes de biomasa con procesos de combustión." }, { "context": "Considerando, informe técnico IN-0018-CDR-2024", "quote_en": "It was decided to abandon the model-plant scheme, so that the real information of each of the sector's plants is considered.", "quote_es": "Se optó por abandonar el esquema de planta modelo, para que se considere la información real de cada una de las plantas del sector." }, { "context": "Sección 8.9 Factor remanente de utilización", "quote_en": "The condition Fu ≥ 10% establishes that the Remaining Utilization Factor (Fu) can never be less than 10% while the cogeneration plant is generating energy for sale to the SEN.", "quote_es": "La condición Fu ≥ 10% establece que el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%, mientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al SEN." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 5, 9, 31-36" }, { "target_id": "norm-7591", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7200 Capítulo I, Art. 14, 20" }, { "target_id": "norm-47595", "kind": "concept_anchor", "label": "Decreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC Art. 16, 19, 22, 23" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=102207&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 1, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 38\n\n Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de\nenergía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n(Nota de Sinalevi: Mediante resolución N° RE-0148-JD-2024 del 23 de octubre del 2024, se acordó\nsuspender de manera temporal los efectos de la presente norma y se ordena mantener la eficacia de la\nresolución RJD-004-2010 \"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta\nmodelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad y su fórmula de indexación)\n\nRESOLUCIÓN\nRE-0038-JD-2024\n\nESCAZÚ, A LAS NUEVE\nHORAS Y SEIS MINUTOS DEL VEINTIOCHO DE MAYO\n\nDE DOS MIL VEINTICUATRO\n\n \n\n\"METODOLOGÍA\nORDINARIA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS PARA\n\nCOGENERACIÓN DE ENERGÍA\nELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE\n\nBIOMASA\"\n\n_______________________________________________________________\n\n \n\nEXPEDIENTE IRM-001-2023\n\n \n\nRESULTANDO:\n\n \n\nQue el 26 de abril del 2010, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos (Aresep), mediante la resolución RJD-004-2010, aprobó la \"Metodología\ntarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de\nelectricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su\nfórmula de indexación\", publicada en La Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010. Posteriormente,\nfue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, del 20 de marzo de 2014, publicaba en el\nAlcance Digital N°10 a La Gaceta N°65, del 2 de abril de 2014.\n\n \n\nQue\n el 9 de noviembre de 2011, la Junta Directiva de la Aresep,\n mediante la resolución RJD-162-2011, aprobó el \"Modelo y estructura de costos de una planta de\n generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su\n fórmula de indexación\",\n publicada en La Gaceta N°233, del 5 de diciembre del 2011. Posteriormente,\n fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de\n 2014, publicaba en el Alcance Digital N°10 a La Gaceta N°65 del 2 de abril\n de 2014.\n\n \n\nQue el 5 de octubre de 2021, la Junta Directiva de la Aresep, mediante la resolución\nRE-0206-JD-2021, aprobó la \"Política Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos\", publicada en el Alcance Nº209, a La Gaceta Nº199, del 15 de octubre de 2021. \n\n \n\nQue\n el 10 de noviembre de 2022, la fuerza de tarea, mediante el informe\n IN-0070-CDR-2022, le remitió al Director General del CDR, el informe\n técnico sobre la propuesta de \"Metodología\n ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía\n eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\". (Folios 76 al 140)\n\n \n\nQue el 16 de noviembre de 2022, el CDR, mediante el oficio OF-0389-CDR-2022, le remitió al\nRegulador General, el informe técnico IN-0070-CDR-2022, sobre la propuesta de \"Metodología\nordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes\nfuentes de biomasa\", para su remisión a la Junta Directiva de la Aresep para su trámite\ncorrespondiente. (Folios 141 y 142)\n\n \n\nQue\n el 23 de noviembre de 2022, el Regulador General, mediante el oficio\n OF-0547-RG-2022, le remitió a la Secretaría de Junta Directiva (SJD), el\n oficio OF-0389-CDR-2022 y el informe técnico IN-0070-CDR-2022, para el\n análisis respectivo. (Folio 143)\n\n \n\nQue el 13 de diciembre de 2022, la Junta Directiva de la Aresep, en la sesión ordinaria\nN°92-2022, tomó el acuerdo N°08-92-2022, mediante el cual dispuso entre otros: \"I. Someter a\naudiencia pública la propuesta de \"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para\ncogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\", remitida por la\nDirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0389-CDR-2022\ndel 16 de noviembre (al cual se anexó el informe IN-0070-CDR-2022) del 10 de noviembre de 2022,\nconforme a los artículos 9 de la Constitución Política y 36 de la Ley N°7593. (.)\". Dicho\nacuerdo, fue comunicado por la SJD, mediante el oficio OF- 0017-SJD-2023, del 11 de enero de\n2023. (Folios 144 al 205)\n\n \n\nQue\n el 10 de enero de 2023, la SJD, mediante el oficio OF-0007-SJD-2023, le\n solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del expediente\n para el trámite de la propuesta de \"Metodología\n ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía\n eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\". (Folio 1)\n\n \n\nQue\n el 18 de enero de 2023, el CDR, mediante el oficio OF-0008-CDR-2023, le\n remitió a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), el resumen\n ejecutivo para la respectiva convocatoria a audiencia pública. (Folio 206\n al 208)\n\n \n\nQue\n el 23 de enero de 2023, la Junta Directiva de la Aresep,\n en la sesión extraordinaria N°06-2023, tomó el acuerdo N°06-06-2023,\n mediante el cual dictó el \"Lineamiento\n para el análisis de cambios de fondo sustancial post participación\n ciudadana, relativos a las propuestas de metodologías, reglamentos y\n normas técnicas\". Dicho\n acuerdo, fue comunicado a las dependencias institucionales, mediante el\n oficio OF-0052-SJD-2023, del 30 de enero de 2023.\n\n \n\nQue\n el 25 de enero de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública en\n el diario oficial La Gaceta N°13 y los diarios de circulación nacional La\n República y La Teja. (Folio 215)\n\n \n\nQue\n el 17 de febrero de 2023, se llevó a cabo la audiencia pública, según\n consta en el acta AC-0035-DGAU-2023. (Folios 234 y 235, 241 al 250)\n\n \n\nQue\n el 27 de febrero de 2023, la DGAU, mediante el informe IN-0106-DGAU-2023,\n emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias.\n (Folios 254 y 255)\n\n \n\nQue\n el 29 de junio de 2023, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0027-\n CDR-2023, le remitió al Director General del CDR, el informe técnico de la\n propuesta de \"Metodología ordinaria para\n la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con\n diferentes fuentes de biomasa\".\n (Folios 261 al 326)\n\n \n\nQue\n el 29 de junio de 2023, la fuerza de tarea, mediante el informe\n IN-0029-CDR-2023, le remitió al Director General del CDR, el informe de\n respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada\n el 17 de febrero de 2023. (Folios 327 al 394)\n\n \n\nQue el 30 de junio de 2023, el CDR, mediante el oficio OF-0219-CDR-2023, le remitió al\nRegulador General en su condición de Presidente de la Junta Directiva de la Aresep, el informe\nde análisis de posiciones presentadas en audiencia pública (informe técnico\nIN-0029-CDR-2023) y el informe técnico final de la propuesta de \"Metodología ordinaria para la\nfijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de\nbiomasa\", post audiencia pública (informe técnico IN-0027-CDR-2023). (Folios 395 al 396)\n\n \n\nQue\n el 3 de julio de 2023, la SJD, mediante el memorando ME-0090-SJD-2023, le\n trasladó para su análisis a la Dirección General de Asesoría Jurídica y\n Regulatoria (DGAJR), la propuesta de metodología analizada en este caso y\n el informe de respuesta a oposiciones. (Folio 397)\n\n \n\nQue el 28 de julio de 2023, la DGAJR, mediante el oficio OF-0449-DGAJR-2023, emitió\ncriterio con respecto al análisis post audiencia pública de la propuesta de \"Metodología\nordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con\ndiferentes fuentes de biomasa\", señalando que \"se identificaron 2 cambios de fondo\nsustancial de conformidad con el \"Lineamiento para el análisis de cambios de fondo sustancial\npost participación ciudadana, relativos a las propuestas de metodologías, reglamentos y normas\ntécnicas\", dictado por la Junta Directiva de la Aresep, mediante el acuerdo N°06-06-2023, de la\nsesión extraordinaria N°06-2023 del 23 de enero de 2023, mismo que se detallan en la Tabla\n1 (Anexo 1), que es complemento de este criterio (.)\", por lo cual recomendó a la Junta Directiva de\nla Aresep, entre otras cosas \"2. Valorar que, en caso de mantenerse los cambios de fondo\nsustanciales introducidos en la propuesta (.), e identificados en este dictamen en las\nsecciones 8.7.2 y 8.9, dichos cambios deberán someterse a un nuevo procedimiento de audiencia\npública, de conformidad con lo establecido en los artículos 9 de la Constitución Política y 36\nde la Ley N°7593\". (Folios 398 al 415)\n\n \n\nQue\n el 9 de agosto de 2023, la Junta Directiva de la Aresep,\n en la sesión extraordinaria N°65-2023, ratificada el 15 de agosto de 2023,\n tomó el acuerdo N°03-65-2023, en el cual dispuso entre otros: \"I. Someter\n a audiencia pública las secciones 8.7.2 \"Costo del capital propio\n (KE)\" y 8.9 \"Factor de utilización (Fu)\" de la propuesta de\n \"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración\n de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\", en los\n términos en que fueron remitidas por la DGCDR, mediante el oficio OF-0219-\n CDR-2023 (al cual se anexó el informe técnico IN-0027-CDR-2023) del 30 de\n junio de 2023, conforme a los artículos 9 de la Constitución Política y 36\n de la Ley N°7593 (.)\". De\n dicho acuerdo derivó la resolución RE-0091-JD-2023, del 9 de agosto de\n 2023. (Folios 416 al 434)\n\n \n\nQue\n el 31 de agosto de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública,\n en el diario oficial La Gaceta N°159. (Folio 450)\n\n \n\nQue\n el 4 de setiembre de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública,\n en los diarios de circulación nacional Diario Extra y La Teja. (Folio 450)\n\n \n\nQue\n el 28 de setiembre de 2023, se llevó a cabo la audiencia pública, según\n consta en el acta AC-0282-DGAU-2023. (Folios 523 al 531) X\n\n \n\nQue\n el 4 de octubre de 2023, la DGAU, mediante el informe IN-0650-DGAU-2023,\n emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias.\n (Folios 521 al 522)\n\n \n\nQue\n el 14 de marzo de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0017-\n CDR-2024, le remitió al Director General del CDR, el informe de respuesta\n a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada el 28 de\n setiembre de 2023. (Folios 537 al 599)\n\n \n\nQue\n el 14 de marzo de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-00018-\n CDR-2024, le remitió al Director General del CDR, el informe técnico post\n segunda audiencia de la propuesta de \"Metodología\n ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía\n eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\". (Folios 600 al 667)\n\n \n\nQue el 19 de marzo de 2024, el CDR, mediante el oficio OF-0081-CDR-2024, le remitió al\nRegulador General en su condición de Presidente de la Junta Directiva de la Aresep, el informe\nde respuesta a las posiciones presentadas en audiencia pública (informe técnico\nIN-00017-CDR-2024) y el informe técnico final de la propuesta de \"Metodología ordinaria para la\nfijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de\nbiomasa\", post segunda audiencia pública (informe técnico IN-0018-CDR-2024). (Folios 668 al\n669)\n\n \n\nQue el 20 de marzo de 2024, la SJD, mediante el memorando ME-0038-SJD-2024, trasladó a la\nDGAJR, el oficio OF-0081-CDR-2024 y sus anexos, relacionados con la propuesta de \"Metodología\nordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes\nfuentes de biomasa\"; para el respectivo análisis post segunda audiencia pública y la\nelaboración de la propuesta de resolución correspondiente. (Folio 670)\n\n \n\nQue el 12 de abril de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0021-CDR- 2024, le\nremitió al Director General del CDR, la \"Adición y aclaración al informe técnico\nIN-0018-CDR-2024 del análisis posaudiencia de la propuesta de \"Metodología ordinaria para la\nfijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\".\n(Folios 671 al 678)\n\n \n\nQue\n el 17 de abril de 2024, el CDR, mediante el oficio OF-0106-CDR-2024,\n remitió al Regulador General en su condición de presidente de la Junta\n Directiva de la Aresep, la \"Adición y aclaración al informe técnico\n IN-0018-CDR-2024 de la propuesta final de la \"Metodología ordinaria\n para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con\n diferentes fuentes de biomasa\". (Folios\n 679 al 680)\n\n \n\nQue\n el 18 de abril de 2024, la SJD, mediante el memorando ME-0054-SJD-2024,\n trasladó a la DGAJR, el oficio OF-0106-CDR-2024 que a su vez remitió el\n informe IN-0021-CDR-2024, como adición y aclaración del informe técnico\n final de la \"Metodología ordinaria para\n la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con\n diferentes fuentes de biomasa\", IN-0018-CDR-2024,\n del 14 de marzo de 2024. (Folio 681)\n\n \n\nQue\n el 26 de abril de 2024, la DGAJR, mediante el oficio OF-0271-DGAJR-2024,\n emitió criterio con respecto al análisis post segunda audiencia pública de\n la propuesta de \"Metodología ordinaria para\n la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con\n diferentes fuentes de biomasa\". (Folios\n 682 al 694)\n\n \n\nQue\n el 15 de mayo de 2024, la Junta Directiva de la Aresep,\n en la sesión extraordinaria N° 37-2024, tomó el acuerdo N° 03-37-2024\n mediante el cual dispuso: \"Continuar\n en una próxima sesión con el análisis post segunda audiencia pública de la\n propuesta de \"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para\n cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\".\n (Atención al acuerdo 03-65-2023, del acta de la sesión extraordinaria\n 65-2023 del 9 de agosto de 2023). Expediente IRM-001-2023. Informe\n IN-0021-CDR-2024 del 12 de abril de 2024, contenido en el oficio\n OF-0106-CDR-2024 del 17 de abril de 2024 y oficio OF-0271-DGAJR-2024 del\n 26 de abril de 2024.\"\n\n \n\nQue\n se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado de la\n presente resolución.\n\n \n\nCONSIDERANDO:\n\n \n\nI.             \nQue la Ley N°7593, en su\nartículo 5 dispone que la Aresep, es el ente  competente para fijar los precios y tarifas\nde los servicios públicos, de conformidad con las metodologías que ella misma\ndetermine y debe velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de tales servicios\npúblicos, dentro de los cuales se encuentra el suministro de energía eléctrica\nen las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización.\nDentro de la etapa de generación se encuentra la generación privada, sujeta a\nla aplicación de la Ley N°7200 en conjunto con la Ley N°7593.\n\n \n\nII.             Que de acuerdo con el artículo 36 de la Ley N°7593 y el artículo 6, inciso 16) del\n\"Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\ny su Órgano Desconcentrado\" (RIOF), corresponde a la Junta Directiva de la Aresep, aprobar las\nmetodologías tarifarias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo su competencia y\nlas modificaciones de éstas; cumpliendo el respectivo procedimiento de audiencia pública establecido\nen la Ley N°7593.\n\n \n\nIII.           Que mediante el informe IN-0017-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, que corresponde al\ninforme técnico de respuesta a las posiciones presentadas sobre la propuesta \"Metodología ordinaria\npara la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de\nbiomasa\", se analizaron los argumentos expuestos en dichas posiciones presentadas durante la\naudiencia pública celebrada el 28 de setiembre de 2023.\n\n \n\nIV.           Que del informe técnico IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, que corresponde al\ninforme técnico post audiencia pública de la propuesta de \"Metodología ordinaria para la fijación de\ntarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\", y que contiene la\npropuesta del análisis técnico y legal que sirve de fundamento a dicha propuesta metodológica,\nconviene extraer lo siguiente:\n\n\"(.)\n\n \n\n5. JUSTIFICACIÓN\n\n \n\nEl desarrollo de esta propuesta de metodología para la cogeneración de energía eléctrica\nconsiderando como fuente la biomasa, tiene sustento en lo siguiente:\n\n \n\n5.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de\nbiomasa\n\n \n\nAlgunas actividades\nindustriales requieren de grandes cantidades de calor y de energía eléctrica\npara sus procesos. Por ello, estas industrias tienen la capacidad de producir\ncalor y energía eléctrica en sitio, lo cual es aprovechado dentro de los\nprocesos. Al hacer uso tanto de la energía eléctrica como del calor, hace que\nestas plantas sean muy eficientes y económicas, dado que con los mismos equipos\nson capaces de producir energía eléctrica y térmica. A este proceso mediante el\ncual se realiza una generación simultánea en un proceso de energía térmica y\neléctrica, se le conoce como cogeneración.\n\n \n\nLa cogeneración depende de\nla tecnología utilizada, los tipos de combustible, las curvas de carga, la capacidad de la planta\ngeneradora y las propiedades del calor, según sean las exigencias de cada proceso.\n\n \n\nLa energía térmica se presenta en forma de vapor de agua a alta presión o en forma de agua caliente,\npor ello las centrales de cogeneración electricidad-calor son muy útiles en las industrias, como es\nel caso de la industria azucarera, pero también pueden emplearse para calefacción en edificios,\nrefrigeración y en producción de agua caliente.\n\n \n\nEstas centrales funcionan\ncon turbinas o calderas que utilizan carbón, búnker u otros combustibles, como fuente de energía\nprimaria pero también pueden utilizar fuentes de energía renovables y residuos biomásicos\ndisponibles del proceso principal de la industria, como es el caso de la biomasa.\n\n \n\nLas plantas cogeneradoras\nconsumen el calor y la energía para sus actividades y en función de su\ncapacidad instalada aprovechan también para vender la energía eléctrica\nsobrante a la red eléctrica, también es posible que el calor producido, se\nutilice para algunos procesos y cuando existe un excedente se puede utilizar\npara vender calefacción como ya se mencionó.\n\n \n\nEl alto consumo de energía\nde ciertos procesos hace que la cogeneración sea una opción beneficiosa puesto\nque brinda ciertas facilidades tales como:\n\n \n\n✓ No dependencia de la energía eléctrica de la red\nde distribución\n\n✓ Acceso a la energía en forma inmediata\n\n✓ Disponibilidad según la capacidad de planta\n\n✓ Aprovechamiento de la fuente de energía primaria\ncomo es el caso de uso de materia biomásica\n\n✓ Reducción de costos de producción\n\n✓ Mayor eficiencia en los procesos\n\n✓ Respaldo energético ante fallos de la red\neléctrica\n\n✓ Mejor uso del agua\n\n✓ Disminución de pérdidas en el servicio eléctrico o\ninversiones en transporte\n\ny distribución de energía\n\n✓ Ahorro en la factura del servicio eléctrico\n\n \n\nEn este tipo de\nactividades, para fines regulatorios, se considera que gran parte de la\ninversión inicial utilizada es parte de la actividad principal, en virtud de\nello sus costos de inversión, operación y mantenimiento están asociados y son\nasumidos en gran medida por el proceso principal que se realiza y de manera\nespecífica solo una parte se asocia a la venta de energía eléctrica.\n\n \n\nOtro aspecto importante es\nque, dado que se aprovecha el ciclo de la cosecha agrícola, la mayoría de los\ncostos de explotación se generan durante ese periodo, los demás meses los\ncostos son mínimos y asociados en su mayoría al mantenimiento preventivo de la\nplanta.\n\n \n\nDe manera general, en\nestas plantas procesadoras, la materia prima se genera de una actividad\nprincipalmente agrícola de cultivos como la caña de azúcar entre otros, una vez\nse inicia el proceso ya sea de molienda o exprimido para extraer los jugos, los\nresiduos se disponen para utilizarlos como combustible en una caldera, que\nproducirá el vapor a alta presión que pasará al turbogenerador para la\nproducción de energía eléctrica, misma que será utilizada para los procesos de\nla planta y el excedente puede venderse a la red eléctrica. Algunas plantas\nprevén en el diseño el dimensionamiento de los equipos para instalar una\ncapacidad que les permita generar excedentes de energía.\n\n \n\nDentro de las energías renovables se incluye la producción de energía eléctrica con biomasa la cual\nse clasifica dentro de las bioenergías. Según IRENA1, el uso de la bioenergía se divide en dos\ncategorías principales: \"tradicional\" y \"moderno\". El uso tradicional se refiere a la combustión de\nbiomasa en formas tales como madera, desechos animales y carbón vegetal tradicional. Las tecnologías\nmodernas de bioenergía incluyen biocombustibles líquidos producidos a partir de bagazo y otras\nplantas; biorrefinerías; biogás producido por digestión anaeróbica de residuos; sistemas de\ncalefacción de pellets de madera; y otras tecnologías.\n\n \n\n1 https://www.irena.org/bioenergy, tomado\n22/06/2022\n\n \n\nTambién, IRENA destaca que\nalrededor de las tres cuartas partes del uso de energía renovable en el mundo\ninvolucra bioenergía y más de la mitad consiste en el uso tradicional de\nbiomasa. La bioenergía representó alrededor del 10 % del consumo total de\nenergía final y el 1,9 % de la generación mundial de energía en 2015. Para el\naño 2021, la generación acumulada con bioenergía fue de 143 GW.\n\n \n\nLa biomasa tiene un\npotencial significativo para impulsar el suministro de energía en países con\nalta población, como Brasil, India y China. Su uso va desde la quema directa\npara calefacción, cocción de alimentos o para generación de energía, pero\ntambién como sustituto del petróleo o el gas.\n\n \n\nAsimismo, la producción de\nbiocombustibles líquidos se utiliza como sustituto renovable de la gasolina, el\ncual se emplea en gran medida, en el sector del transporte.\n\n \n\nEn el caso de la\ngeneración con biomasa, a nivel centroamericano según la Comisión Económica\npara América Latina y el Caribe (CEPAL), en el informe \"Estadísticas del\nsubsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana\n(SICA), 2019 y avances a 2020\"2, para el año 2020 se produjeron\n3 473,4 GWh de energía con biomasa.\n\n \n\n2 https://repositorio.ceal.org Comisión Económica\npara América Latina y el caribe (CEPAL), Informe \"Estadísticas del\nsubsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana\n(SICA), 2019 y avances a 2020\"\n\n \n\nSegún este informe de la Cepal, para el año 2020, la potencia instalada de los\npaíses centroamericanos para producir energía con biomasa con proyectos de\ncogeneración era de aproximadamente 1 904,3 MW.\n\n \n\nEn el siguiente cuadro se\npresentan los datos de la evolución de la energía biomásica,\ndel periodo 1992-2020.\n\nCuadro1.\n\n \n\n \n\nFuente: Comisión Económica\npara América Latina y el caribe (CEPAL), Informe \"Estadísticas del\nsubsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana\n(SICA), 2019 y avances a 2020\"\n\n \n\nPor otro lado, a nivel\nnacional según el Plan de expansión de la generación eléctrica 2020-2035,\ndesarrollado por el ICE3, se proyecta que el país posee un potencial\nteórico de 580 MW para generación con biomasa residual o residuos agrícolas\norgánicos, estos últimos con una capacidad instalada de aprovechamiento de 78\nMW, conformada por biomasa seca, bagazo de los ingenios azucareros y cascarilla\nde arroz.\n\n \n\nTambién hay otros residuos\nagrícolas orgánicos aprovechables para producir energía a partir de biogás\ncomo: las aguas residuales de palma aceitera, plantas de tratamiento de aguas\nresiduales, residuos de mataderos, excretas de cerdos y de bovinos.\n\n \n\n3 https://www.grupoice.com/ Plan de expansión de la\ngeneración eléctrica 2020-2035, desarrollado por el Instituto Costarricense de\nElectricidad, 2021\n\n \n\nTambién tienen potencial\nlos residuos agrícolas orgánicos de la piña, café, banano y la industria\nforestal, pero aún no son aprovechados.\n\n \n\nActualmente el aporte de\nla energía producida con biomasa proviene de los ingenios azucareros, los\ncuales inyectan aproximadamente 38 MW al sistema Eléctrico Nacional.\n\n \n\n5.2. Homogenizar\nmetodologías tarifarias del sector de generación privada para la venta de energía.\n\n \n\nDesde el año 2014, con la\naprobación de la modificación a las metodologías tarifarias de generación privada,\npor medio de la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014, la Aresep\ninició con la homogenización de metodologías tarifarias del sector de\ngeneración privada, en aquel momento, fue con el tratamiento estandarizado del\ncosto de capital.\n\n \n\nPor medio de la aprobación de la mencionada resolución RJD-027-2014, la Junta Directiva de la Aresep\nconsideró que era importante establecer un diseño uniforme en el uso de las variables y forma en que\nse obtenía el costo de capital definido en las cinco metodologías de generación privada y, además,\nhomogenizar las fuentes de información empleadas para el cálculo de dicha variable de costo de\ncapital.\n\n \n\nEn línea con lo anterior, esta ocasión no es la excepción, ya que la homogenización entre\nmetodologías tarifarias siempre ha sido primordial para la Autoridad Reguladora, cuando la\ninformación y el contexto de los sectores así lo permitan. Al respecto, una de las metodologías que\nse analiza en esta oportunidad es la única de las metodologías de generación privada (aprobada\nmediante la resolución RJD- 004-2010 y su modificación) que es de aplicación extraordinaria y que se\nbasa en la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo\nde caña y su fórmula de indexación, y que, actualmente, no se alimenta de la información real de las\nplantas a las que se les aplica la metodología. Las demás metodologías del sector utilizan\ninformación contable para así determinar las tarifas.\n\n \n\nAdicionalmente, a la metodología anteriormente mencionada, se aprobó la metodología de generación de\nenergía eléctrica utilizando como fuente, biomasas diferentes al bagazo de caña, por lo que,\nactualmente, se cuenta con dos metodologías separadas para una misma fuente de generación de energía\neléctrica, la biomasa (aprobadas mediante las resoluciones RJD-004-2010 y RJD-162-2011, y su\nmodificación).\n\n \n\nConsiderando ese contexto, en este informe se propone hacer modificaciones a las metodologías\nactuales de bagazo y biomasa, de tal manera que se disponga de un mismo instrumento para determinar\nla tarifa de generación con biomasa y, en lo que corresponda, se uniformen procedimientos y fórmulas\ncon las demás metodologías de generación privada, de forma que se emplee una metodología genérica\naplicable a cualquier fuente de biomasa con procesos de combustión, independientemente del tipo de\nbiomasa que se utilice.\n\n \n\n5.3. Información\nfinanciera contable disponible\n\n \n\nLas metodologías de\ncálculo tarifario para generadores privados con fuente biomasa, RJD-004-2010\n(bagazo de caña) y la RJD-162-2011 (otras fuentes de biomasa diferentes de\nbagazo), establecieron que estos generadores privados deben presentar\nanualmente a la Aresep, la información financiera auditada (gastos operativos y\nde mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su\ndebida justificación, ello de conformidad con la Ley N°7593.\n\n \n\nAl respecto, la IE desde\nhace varios años se ha dado a la tarea de disponer de la información financiero\ncontable de los generadores privados de forma oportuna y en el detalle que\npermita brindar los insumos necesarios no solo en los procesos de fijaciones\ntarifarias, sino también, en los demás procesos regulatorios, como lo son el\nseguimiento financiero contable del servicio público y las mejoras a los instrumentos\nregulatorios.\n\n \n\nEn esa misma línea, como\nparte del proceso de desarrollo y actualización de metodologías, con la\nfinalidad de contar con la información financiera completa y oportuna para el\nsector de generación privada, la Junta Directiva mediante la resolución\nRJD-045-2017 del 7 de febrero de 2017, entre otras cosas, resolvió:\n\n \n\n\"(.)\n\n \n\nII. Instruir a la Administración para implementar las medidas adicionales que se incluyen en el plan\nde acción y mejora regulatoria propuesto en el informe remitido mediante el oficio 948-RG-2016 en\nrelación con: contabilidad regulatoria procesos sancionatorios contra las empresas que no\nsuministren información a, programa de auditorías a las empresas de generación privada y la\nsolicitud de colaboración al Ministerio de Hacienda relacionada con información contable-financiera\nde estas empresas.\"\n\n \n\nDe esta forma, en virtud\nde los esfuerzos realizados, los generadores privados presentan periódicamente\na la IE, su información financiera contable auditada y en el caso específico de\nlos que generan con bagazo, se cuenta con la información financiero contable\nauditada suministrada anualmente por parte de las dos empresas que actualmente\ngeneran con dicha fuente, a saber, El Viejo S.A y Taboga S.A., sobre las cuales\nse cuenta con información actualizada de los estados financieros auditados\ncorrespondientes al más reciente periodo fiscal finalizado (del año 2020).\n\n \n\nAdicionalmente, siguiendo la ruta institucional para la implementación de la contabilidad\nregulatoria y con el objetivo de estandarizar los formatos de presentación de la información\nfinanciero contable que presentan los generadores privados, se estableció la contabilidad\nregulatoria específicamente para el sector de electricidad, por medio de la resolución RIE-132-2017\ndel 22 de diciembre de 2017, \"Implementación de la contabilidad regulatoria para el servicio público\nsuministro de electricidad en su etapa de generación, prestado por generadores amparados en el\ncapítulo I de la Ley 7200, consorcios de las empresas públicas, municipales y cooperativas que se\ndediquen a la generación de electricidad y otros similares que el marco legal autorice\", publicada\nen el Alcance N°2 a La Gaceta N°4 del 22 de diciembre de 2017. También, mediante la resolución\nRE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021, publicada en el Alcance N°194 a La Gaceta N°186 del 28\nde setiembre, se actualizaron los reportes regulatorios establecidos mediante la resolución\nRIE-132-2017 y se crearon formularios complementarios para disponer de mejores insumos para promover\nla eficiencia y transparencia en los análisis tarifarios.\n\n \n\nEn este contexto, las resoluciones RIE-132-2017 y RE-0060-IE-2021, establecen formatos uniformes y\nestandarizados del plan de cuentas regulatorio con el detalle de las cuentas de importancia\nregulatoria, tanto de resultados como de balance, así como los estados financieros regulatorios,\ncorrespondientes a la actividad regulada de generación eléctrica. Dicho instrumento de uso\nregulatorio permite disponer de información financiero contable del servicio público de manera\nseparada, de las demás actividades económicas no reguladas de la empresa, además de que, facilita la\ncomparabilidad entre la información de empresas al presentarse en un formato uniforme y estándar.\n\n \n\nAl respecto, es pertinente destacar que la contabilidad regulatoria presentada por los generadores\nprivados de electricidad, es un insumo importante en la definición y aplicación de las metodologías\ntarifarias en las que se establece el uso de información financiero contable en su aplicación, como\nlo son las de plantas existentes hidroeléctricas y eólicas, eólicas nuevas e hidroeléctricas nuevas,\nen los cálculos de las variables de costos de explotación, inversión y apalancamiento, lo cual\npromueve la transparencia, comparabilidad, confiabilidad y trazabilidad de la información, así como,\nel cumplimiento del principio del servicio al costo.\n\n \n\nEn relación con el cumplimiento de la presentación de la contabilidad regulatoria, por parte de las\nempresas que actualmente componen el sector cuya fuente de generación es el bagazo de caña (El Viejo\nS.A. y Taboga S.A.), estas han presentado la contabilidad regulatoria desde su primer año de\nimplementación, por lo que a la fecha se cuenta con información actualizada presentada anualmente\npara estas dos plantas, para los periodos 2018, 2019, 2020 y 2021, las cuales se encuentran en los\nexpedientes de acceso público OT-238-2017, OT-840-2019, OT- 055-2021 y OT-034-2022, respectivamente.\n\n \n\nLo anteriormente mencionado constituye una oportunidad de mejora para las metodologías tarifarias de\ncogeneración privada para fuente de bagazo u otras fuentes de biomasa, ya que actualmente el ente\nregulador dispone de información financiero contable actualizada de las plantas a las que les aplica\nla tarifa.\n\n \n\n6. MARCO LEGAL\n\n \n\n6.1. Sobre la competencia\nde la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer\nmetodologías tarifarias.\n\n \n\nLa Aresep es una\ninstitución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce\nla regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley Nº7593, o bien,\nde aquellos servicios a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188\ny 189 de la Constitución Política y artículo 1° de la Ley Nº7593).\n\n \n\nEn igual sentido, el\nnumeral 3.a) de la Ley Nº7593, define el servicio público, como aquel, que por\nsu importancia para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la\nAsamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley.\n\n \n\nEl artículo 4 de esa misma\nLey, dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros: \"c)\nAsegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo\nestablecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar\nporque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) \"f) Ejercer,\nconforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios\npúblicos.\"\n\n \n\nLo anterior, es acorde con\nlo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto\nEjecutivo N°29847-MP-MINAE-MEIC), norma que define y describe las condiciones\nprincipales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, siendo que\nestablece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y en sus\nartículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará\nla prestación del servicio a los abonados y usuarios, serán: a. La calidad del\nvoltaje y frecuencia de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad\nen el suministro de la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación\ndel servicio.\n\n \n\nLa Ley Nº7593, le otorgó a\nla Aresep, facultades suficientes para ejercer la regulación de los servicios\npúblicos que se brindan en el país, incluidos los de suministro de energía\neléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización,\nsegún dispone el numeral 5. a) de la Ley Nº7593.\n\n \n\nEllo, en relación con el\nartículo 6.d) de la Ley Nº7593, que establece como obligación de la Aresep\n\"(...) fijar las tarifas y los precios de conformidad con los estudios\ntécnicos\", asociado a lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20;\n31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante los cuales se fijan los parámetros,\ncriterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al\nprincipio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo 4.a).2) del\nReglamento a la Ley Nº7593, Decreto N°29732-M.\n\n \n\nAhora bien, el artículo 9\nde la Ley Nº7593, dispone que la Aresep continuará ejerciendo la competencia\nque la Ley Nº7200 y sus reformas, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad.\nAsimismo, dispone que ningún prestador de un servicio público de los descritos\nen el artículo 5 de esta Ley podrá prestar el servicio, si no cuenta con una\ntarifa o un precio previamente fijado por la Aresep.\n\n \n\nEn esa línea, le\ncorresponde a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios\npúblicos que regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley Nº7593,\nremite al artículo 25 ibídem, el cual establece que la Aresep emitirá y\npublicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de\ncalidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima,\ncon que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares\nespecíficos existentes en el país o en el extranjero, para cada caso.\n\n \n\nDichas normas, a su vez,\ndeben concordar con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Reglamento Sectorial de\nServicios Eléctricos, los cuales disponen en lo de interés:\n\n \n\n\"Artículo 32.-Seguimiento\ntécnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación del servicio.\n\nLa Autoridad Reguladora\ndará seguimiento a los diferentes servicios regulados de la industria eléctrica\nque permita establecer el cumplimiento de las condiciones de prestación del\nservicio, para ello empleará:\n\n \n\na.    \nLa\ninformación que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de\nla Ley Nº7593.\n\nb.    \nCumplimiento\nde la normativa vigente.\n\nc.    \nLas\ndisposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el\nOrganismo Regulador.\n\nd.    \nLos\nindicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que\nel Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.\n\ne.    \nCualquier\notra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para\ncumplir con sus funciones.\"\n\n \n\n\"Artículo 34.-Emisión\nde normas técnicas y económicas.\n\nLa Autoridad Reguladora,\nde conformidad con lo estipulado en la Ley Nº7593 y previa consulta y\ncoordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas bajo las cuales se\nregulará y evaluará el servicio y que comprende los factores de\nregulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que\nse logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de\nlas inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del\nmejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación.\"\n(Resaltado es nuestro).\n\n \n\n\"Artículo\n41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora.\n\nComo parte de las\nresponsabilidades y potestades que le asigna la Ley Nº7593 a la Autoridad\nReguladora, ésta será responsable de:\n\n \n\na.    \nPromulgar\nlas normas técnicas y económicas para la debida prestación del servicio.\n\nb.    \nEvaluar,\nregular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este\nreglamento y de las normas correspondientes.\n\nc.    \nAplicar\nlas sanciones estipuladas en la Ley Nº7593 y su Reglamento.\"\n\n \n\n\"Articulo\n42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de\neste reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad\nReguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley Nº7593 y leyes\nconexas.\"\n\n \n\nPor su parte, el artículo\n29 de la Ley Nº7593 dispone que: \"la Autoridad Reguladora formulará y\npromulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a las que se\nsometerán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos.\"\n\n \n\nEl procedimiento para\nfijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley Nº7593 y a su vez, el\ncardinal 31 de la citada ley, establece que para fijar tarifas se deben tomar\nen cuenta las estructuras productivas modelo o la situación particular de cada\nempresa. Además, dicha norma dispone que la Aresep deberá aplicar modelos de\najuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a\nla administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación,\ntipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones\nsalariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la\nAresep considere pertinente. Así, en el procedimiento tarifario, cada petición\nsobre tarifas y precios deberá estar debidamente justificada, según lo dispone\nel artículo 33 de la Ley Nº7593 y regirán las tarifas y precios, que fije la\nAresep, a partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o\na partir del momento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo\n34 ibidem.\n\n \n\nEn esa línea, el artículo\n15 del Reglamento a la Ley Nº7593, Decreto Nº29732-MP, dispone que, para fijar\nlas tarifas, se utilizarán modelos, los cuales deben ser aprobados por la\nAresep, de acuerdo con la ley.\n\n \n\nEl numeral 36 de la Ley\nNº7593, dispone por su parte, el procedimiento de audiencia pública, que deberá\nseguirse en la formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y\ntarifas, así como, la formalización y revisión de las normas técnicas, en la\nque podrán participar las personas que tengan interés legítimo para\nmanifestarse. Dicho numeral se encuentra reglamentado en los artículos 44 al 56\ndel Decreto No. 29732-MP, en relación con el numeral 9 de la Constitución\nPolítica, de modo que manifiestan el ejercicio del derecho constitucional de\nparticipación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la jurisprudencia de la\nSala Constitucional, entre otras, en la sentencia N°7213-2012, al establecer la\nobligación de la Aresep, de garantizar la participación ciudadana en la\nformulación de metodologías tarifarias (en igual sentido, ver las sentencias\nNº016649-2009 y Nº17093-2008).\n\n \n\nAsimismo, a partir del\nartículo 31 de la Ley Nº7593, concordado con el numeral 6 inciso 16) del\nReglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su\nórgano desconcentrado, (RIOF), se desprende que la Junta Directiva de la Aresep\ntiene la competencia para aprobar las metodologías tarifarias que se aplicarán\nen los diversos sectores regulados bajo competencia de la Aresep.\n\n \n\nDe igual forma, el numeral\n9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General, designar equipos\npara la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución de proyectos para\nel diseño de metodología de fijación de tarifas.\n\n \n\nPor su parte, el artículo\n21.3 del RIOF establece que le compete al CDR, la \"(...) revisión de la\nvalidez y competitividad de los modelos que están siendo aplicados por Aresep\npara regular los servicios públicos\".\n\n \n\nDe las normas citadas\nanteriormente, se puede extraer que, la Aresep tiene la competencia exclusiva y\nexcluyente para la fijación de las tarifas de los servicios públicos regulados\nsegún la Ley Nº7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e\nimprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la\nAdministración Pública (LGAP).\n\n \n\nEn ese sentido, definir y\nestablecer las metodologías o modelos tarifarios mediante los cuales se\ndeterminarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación y\nlas normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios\npúblicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la Aresep. La\nSala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N°001687-F-S1-\n2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep, para establecer\nlas metodologías tarifarías, que: \"la Autoridad Reguladora se constituye\nen la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de\nesos postulados (...). Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten\nestablecer los parámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el\ninterés del operador y de los usuarios\".\n\n \n\nEn esa línea de análisis, la\nProcuraduría General de la República (PGR), en reiterados pronunciamientos, ha\nafirmado que la definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra\ncomprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la Aresep de\nfijar tarifas, tales como, los dictámenes C-165-2014 del 27 de mayo de 2014 y\nC-416-2014 del 24 de noviembre de 2104. Así, se cita en el dictamen C-416-2014\nlo siguiente: \"c) La definición de metodologías o modelos tarifarios se\nencuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la\nARESEP de fijar tarifas, sin que se encuentre obligada a coordinar con otras\nentidades u órganos\". Esa misma posición, ha sido reiterada por la PGR en\nel dictamen C-023-2017 del 1° de febrero de 2017.\n\n \n\nAunado a lo anterior, se debe\nindicar que el establecimiento de metodologías y criterios tarifarios, por\nparte de la Aresep, se enmarca claramente dentro de la discrecionalidad técnica\nque se le ha reconocido a este ente, siempre y cuando se respete el principio\ndel servicio al costo. Lo anterior, es acorde con los artículos 15, 16 y 160 de\nla LGAP).\n\n \n\nAl respecto, la Sala\nPrimera, ha reconocido esa discrecionalidad de la Aresep, en el establecimiento\nde metodologías, al indicar:\n\n \n\n\"No existe duda de\nque la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de solicitudes\ntarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para cada servicio\npúblico, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades\ndel servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas\nprestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para ello la Ley\nNº7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6 inciso d) y\n29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo es para\nelegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que serán los\nque se aplicarán en un segundo momento después de su formalización (en el\nprocedimiento en sí).\"\n\n \n\nAsí las cosas, en\naplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11 de la Constitución\nPolítica), las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos\ndebidamente, establecidos por la Aresep para tal efecto, mediante el\nprocedimiento que contiene la Ley Nº7593 y su reglamento (audiencia pública).\n\n \n\n6.2. Sobre la regulación\ndel servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio\npúblico.\n\n \n\nTratándose del sector\neléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales\nreferentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde\na la Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía (SEPSE), perteneciente\nal Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), ente que elabora el Plan Nacional\nde Energía -PNE- (actualmente, rige el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030),\ny el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de\nDesarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*), a los cuales está sujeta la Aresep, según dispone el\nartículo 1º párrafo segundo, de la Ley N°7593.\n\n(*)(Nota de Sinalevi:\nAsí modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la\nImplementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del\nSistema Nacional de Inversión Pública,\naprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025.\nAnteriormente se indicaba \"Plan Nacional de\nDesarrollo (PND)\")\n\n \n\nPor otro lado, la labor de\nregulación del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas\n(generación, transmisión, distribución y comercialización) está a cargo de la\nAresep, según se indica, en el artículo 5.a) la Ley Nº7593, en el cual, se\ndispone su función de fijar precios y tarifas, además de velar por el\ncumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,\noportunidad y prestación óptima, en la prestación tanto de dicho servicio\npúblico, como de los demás regulados.\n\n \n\nA las funciones anteriores\nse suman, los objetivos y las obligaciones establecidas en los artículos 4 y 6\nde la Ley N°7593, respectivamente, cuyo cumplimiento, enmarca el ejercicio de\nlas competencias y potestades de la Aresep, en relación con la regulación de\nlos servicios públicos.\n\n \n\nDichas potestades implican\nla fijación tarifaria, la definición de normativa técnica y de metodologías\ntarifarias (entre otras), sancionar ante la comisión de alguna falta, y\nfiscalizar la prestación de los servicios públicos.\n\n \n\nLo anterior, no es ajeno a\nla prestación del servicio de suministro de energía eléctrica, pues dicho\nservicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la Aresep, el\nejercicio de las potestades mencionadas, de conformidad con la Ley N°7593 y su\nReglamento.\n\n \n\nAhora bien, considerando\nque la Ley N°7593 y su Reglamento, forman parte esencial del marco legal\naplicable a la regulación de los servicios públicos en general, es preciso\nidentificar en cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, que la\nAresep también debe realizar su labor con vista en el \"Reglamento\nSectorial de Servicios Eléctricos\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que\ndispone lo siguiente:\n\n \n\n\"Artículo 1º. Campo\nde aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones principales en\nque debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de\nexplotación.\n\nSu aplicación es\nobligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el\npaís o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad\ncon las leyes correspondientes.\n\nLas condiciones aquí\nestipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los\ntérminos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y\nla empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora,\nsiempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.\n\nArtículo 2°. Objeto. El\npresente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales\nse ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los\nabonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas.\"\n\n \n\nA través de dicho\nReglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica\ndel servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la\nAresep, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.\n\n \n\nNótese que, la observancia\ny aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de\nlos prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se\nencuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas,\nde conformidad con las leyes correspondientes.\n\n \n\nY de forma adicional,\ntambién se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones\nestipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial\no totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito\nentre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa\nautorización de la Aresep, siempre que no se afecten las condiciones del servicio\na terceros.\n\n \n\nEn igual sentido, resulta\naplicable al servicio en cuestión, el \"Reglamento de Concesiones para el\nServicio Público de Suministro de Energía Eléctrica\" (Decreto 30065-MINAE)\nque establece:\n\n \n\n\"Artículo 2°- Este\nReglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las\nconcesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de\nenergía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley\nNº7593 (...).\n\n\"Artículo 3°- El\nMINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las\nconcesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus\netapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica,\nexcepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº7200 y sus reformas, las\ncuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de\nla Ley Nº7593.\"\n\n \n\nLa anterior normativa,\ntambién resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública,\nespecíficamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el\nartículo 9 de la Ley N°7593, debe tener todo prestador de un servicio público,\nen este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de\ngeneración, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el\ntrámite se realice por el MINAE, o bien, por la Aresep (en el caso de las\nsolicitudes amparadas a la Ley N°7200 y sus reformas).\n\n \n\nAhora bien, el sistema de\nsuministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la\ngeneración, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía\neléctrica. Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de\nsuministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos\nparticipantes del sector y conforme a ello, la Aresep fijará las tarifas\nrespectivas.\n\n \n\nEn este sentido, resulta\nimportante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el\ndictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la Aresep, para la fijación de\ntarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus\netapas. Cita en lo de interés:\n\n \n\n\"(...) El suministro\nde energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y\ncomercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso a)\ndel artículo 5 de la Ley Nº 7593 le otorga competencia a la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del\nsuministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión,\ndistribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la\nARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación\nhasta su comercialización (...)\".\n\n \n\n6.3. Sobre la regulación\nde la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el\nproceso de cogeneración\n\n \n\nTal y como se ha indicado,\nla generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía\neléctrica, se encuentra debidamente regulada por parte de la Aresep, desde el\nejercicio de sus competencias y potestades otorgadas mediante la Ley N°7593.\n\n \n\nAhora bien, dependiendo del prestador del servicio de generación de energía eléctrica, así resulta\naplicable el marco normativo específico para cada caso, igualmente, la Ley N°7593, su Reglamento y\nla demás normativa que emita la Aresep les resulta aplicable, considerando tarifaria y\nmetodológicamente aspectos propios del tipo de generador y de la fuente con la que se genere la\nenergía eléctrica.\n\n \n\nDe esta forma, la Aresep, como parte de sus potestades regulatorias, ha emitido metodologías\ntarifarias para la generación eléctrica privada, considerando entre otros aspectos, la fuente de\ngeneración sea ésta, hídrica, eólica, solar, térmica, geotérmica, o con biomasa.\n\n \n\nEn Costa Rica, tales fuentes son tomadas en su mayoría de los llamados recursos renovables, que son\ntransformados en electricidad, lo que a su vez refleja el alto nivel de energía renovable que\ncaracteriza a nuestro país.\n\n \n\nEn este sentido, es importante señalar que en el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública\ndel Bicentenario (2019-2022), se hace referencia a la posibilidad de que Costa Rica sea la primera\neconomía descarbonizada del mundo al año 2050, para lo cual se requiere disminuir paulatinamente\nhasta eliminar, el consumo de combustibles fósiles e incursionar aún más en un sistema cuya\ngeneración de energías renovables sea sostenible y autosuficiente, de modo que contribuya a mitigar\nel impacto de las actividades económicas en el medio ambiente.\n\n \n\nEn línea con lo anterior, el subsector de electricidad del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030\ncontiene como parte de sus ejes, la sostenibilidad de la matriz energética. A su vez, sus objetivos\nbuscan, entre otros, diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, de modo\nque se evite la participación relativa de la energía térmica dentro de la matriz energética\nnacional.\n\n \n\nLo anterior asociado al Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, establecido en\nel mencionado Plan, que apunta a aprovechar en mayor medida esas fuentes.\n\n \n\nAhora bien, la Política Energética Nacional, propuesta mediante el VII Plan Nacional de Energía\n2015-2030, se encuentra respaldada por una serie de ejes programáticos contenidos en este Plan. De\nforma específica, a dicha política que propone, entre otros, el aumento de la contribución del\nsector energía a la competitividad productiva en el país, se le han aparejado una serie de acciones\nque buscan mejorar el marco metodológico que norma las fijaciones de tarifas de electricidad, entre\notros.\n\n \n\nEntre esas acciones, se\nencuentra \"la creación o la mejora de algunas metodologías tarifarias requeridas para la compra\nde electricidad por parte del ICE a los\ngeneradores privados; en\nparticular, las relacionadas con generación mediante biomasa y con\nresiduos sólidos municipales. De esta forma, se busca aprovechar el potencial de generación con esas\nfuentes que posee el país.\" El resaltado es propio.\n\n \n\nLo anterior, involucra directamente a la Aresep que, en el ejercicio de sus competencias, como se ha\nindicado, regula la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía\neléctrica, indistintamente de su fuente, definiendo entre otros, las metodologías tarifarias que\ncorresponda aplicar en cada caso particular.\n\n \n\nEn este sentido, cabe resaltar que, para la Aresep, no es novedoso lo referente a las metodologías\ntarifarias relativas a la generación con biomasa, pues desde el 2009, emitió la \"Metodología\ntarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad\ncon bagazo de caña para la venta Al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de\nindexación\", aprobada mediante la resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010 y vigente a la\nfecha, en la cual, se considera específicamente como fuente de generación el bagazo de caña,\nmediante el cual, se produce la energía que los generadores privados le venden al ICE a la luz, de\nla Ley N°7200, capítulo I.\n\n \n\nEn igual sentido, en el 2011, la Aresep emitió el \"Modelo y estructura de costos de una planta de\ngeneración de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación\",\naprobado mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011 y vigente a la fecha,\ntambién relativo a los generadores privados cubiertos por el capítulo I de la Ley N°7200.\n\n \n\nDicho modelo es aplicable al mismo tiempo que lo es la metodología referente al bagazo de caña,\nello, dependiendo de la fuente de generación de la que se trate, así, se dispuso en éste:\n\n \n\n\"1.1. Objetivo y\nalcance\n\n(.)\n\nSe excluyen de esta\nmetodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad\nproducidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica\nla metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución\nRJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de\nenergía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.\n(.)\"\n\n \n\nDe esta forma, como se puede observar, la Aresep en el ejercicio de sus      competencias\nregulatorias y en aras de la mejora continua, ha venido estableciendo metodológicamente lo referente\na la generación eléctrica con biomasa y la revisión de los instrumentos técnicos para la regulación,\nen atención a lo dispuesto en la política energética establecida en el VII Plan Nacional de Energía\n2015-2030.\n\n \n\nAhora bien, ciertamente se\nha venido haciendo referencia a la etapa de la generación como parte del\nservicio público de suministro de energía eléctrica, según el artículo 5 inciso\na) de la Ley N°7593, no obstante, tal y como se explicó en el anterior apartado\n5. Justificación, en el caso que nos ocupa, se hace referencia específica a la\ncogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa.\n\n \n\nTal y como se explicó, en\nel caso que nos ocupa, se trata de una cogeneración, debido a que la energía\neléctrica a partir del uso de biomasa es el resultado de una generación simultánea\ncomo parte de un proceso de energía térmica y eléctrica, de forma que, las\nplantas cogeneradoras consumen el calor y la energía para sus actividades y en\nfunción de su capacidad instalada aprovechan también para vender la energía\neléctrica sobrante a la red eléctrica.\n\n \n\nEs por ello por lo que,\nmás que tratarse de una generación de energía eléctrica, en el sentido puntual\nque señala el inciso a) del artículo 5 de la Ley N°7593, se trata de una\ncogeneración, en el tanto, el prestador, finalmente produce energía eléctrica\ncomo resultado de un proceso propio de otra actividad productiva principal.\n\n \n\nNo obstante, lo anterior\nno deja de ser parte de la etapa de generación de suministro de energía\neléctrica, pues, finalmente, se está produciendo energía para la venta al ICE,\na la luz de la Ley N°7200, servicio que como se ha indicado, debe ser regulado\npor la Aresep.\n\n \n\nAdicionalmente, a la\nnormativa mencionada, el \"Reglamento al Capítulo I de la Ley Nº.7200 Ley\nque autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela\", Decreto\nEjecutivo Nº.37124-MINAET publicado en el Alcance Nº. 72 del Diario Oficial La\nGaceta Nº.108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la\nparticipación de generadores privados:\n\n \n\n\"Artículo 3.-\nParticipación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural\ninteresada en participar en la actividad de la generación de electricidad\nautónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos\nestipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un\ncontrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto\nestablezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento.\nEl ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de\nenergía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una\nvigencia máxima de veinte años. (.)\"\n\n \n\nAdemás, este Decreto\nestablece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y\nprecios de compra:\n\n \n\n\"(.) Artículo 20.-\nTarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la\nLey No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad\nal amparo del Capítulo I de la Ley N°7200 y sus reformas.\n\nEstas tarifas podrán ser\nestablecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en\nmodelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones\nparticulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá\nestablecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al\nrenovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de\ninformación estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las\nplantas existentes. (.)\n\n \n\nLas tarifas, tanto para\nplantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la\nmodalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio\nmínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del\ndía, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los\ncostos del SEN.\"\n\n \n\nEste artículo establece\ncomo una de las modalidades legalmente dispuestas para que la Aresep, lo defina\ndentro de la metodología tarifaria, el precio máximo, lo cual es el enfoque que\nse presenta en esta propuesta, ello en el ejercicio de la discrecionalidad\ntécnica con la que cuenta la Aresep.\n\n \n\nEn ese sentido, la Aresep\ncuenta con potestad técnica discrecional para definir las metodologías y\nmodelos de cálculo para cada servicio público que regula. De modo que, conforme\na parámetros, criterios y valoraciones técnicas, entre otros, puede determinar\nen cada caso particular la metodología que considere necesaria y adecuada.\n\n \n\nDicha discrecionalidad\ntécnica está ampliamente reconocida en la jurisprudencia judicial. A manera de\nejemplo se cita:\n\n \n\n\"(.) Nótese que la\nmisma legislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de\naquel órgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición\nno vinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que\nen orden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo,\nexcluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa\nparticularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe\nadoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa\nautoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los\nmodelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en\nla fijación de las tarifas. Como parte del principio de legalidad, las tarifas\ndeben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el\nefecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia\npública). Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe\npublicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de\ncálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe\no no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica\ny constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios.\n(.)\" Resolución N°00557-F-2007\ndel 10 de agosto de 2007, de la Sala Primera de la Corte Suprema de\nJusticia.\n\n \n\nLas normas mencionadas\nresultan concordantes con el \"Reglamento Sectorial de Servicios\nEléctricos\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés:\n\n \n\n\"Artículo\n22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las\ntarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de\noperación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad\nrazonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de\nlos recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor\ncalidad, continuidad y seguridad del mismo.\n\n \n\nArtículo 23.-Aplicación.\nLas peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N°7593, a su\nReglamento y a este Reglamento.\"\n\n \n\nEl análisis integral del\nmarco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo\nestablecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31\nal 36 de la Ley Nº.7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41\ndel Decreto Ejecutivo Nº.29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14\nde la Ley Nº.7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo Nº.37124-MINAET, artículo\n23 y 26 del \"Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos\", Decreto\n29847-MP-MINAE-MEIC, corresponde a la Aresep fijar los precios y tarifas de\ndichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios\nque las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia\nde los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General\nde la República.\n\nDe esta forma, resulta\nevidente que la cogeneración en el sentido que propone esta metodología\ntarifaria, debe ser un servicio amparado no solo por la Ley N°7200, sino,\ntambién por la Ley N°7593 y su reglamento, que dispone funciones de regulación\nde la Autoridad Reguladora.\n\n \n\n6.4. Ejercicio de la\npotestad tarifaria y metodológica de la Aresep, en relación con los generadores\nprivados amparados por el capítulo I de la Ley N° 7200\n\n \n\nEn el caso que nos ocupa,\nes preciso identificar que las metodologías y modelos tarifarios que la Aresep\nemita, a fin de realizar la fijación tarifaria para el servicio de generación\nde energía eléctrica producida, en este caso, a partir de la biomasa utilizando\nprocesos de combustión, le resultan aplicables de forma exclusiva a los\ngeneradores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N° 7200, excluyendo\naquellos que generan en atención al Capítulo II de ésta (adicionado mediante la\nLey N°7508).\n\n \n\nLo anterior, se sustenta\nno solo en la inclusión de la generación como una de las etapas del servicio de\nsuministro de energía eléctrica estipulado en el inciso a) del artículo 5 de la\nLey N°7593, sino también, en la propia Ley N°7200, artículo 14 y en el\nReglamento al Capítulo I de dicha Ley (Decreto N°37124-MINAET), artículo 20.\n\n \n\nPor su parte, las tarifas\nreferentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del\nCapítulo II de la Ley N°7200, indistintamente de su fuente, son definidas\ndentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de\nrealizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de\nprecios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley. De modo que la\nAresep, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas.\n\n \n\n7.\nCARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON\nBIOMASA\n\n \n\n7.1. Situación actual de\nlos costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional\n\n \n\nSegún la organización\nintergubernamental \"International Renewable Energy Agency\" por sus\nsiglas en inglés, Irena, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo especializado\nen la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible de las\nenergías renovables, del informe Renewable-Power-Costs4 (2020, pág.\n111), se destacan algunos datos para la generación con biomasa:\n\n \n\n4 https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Renewable-Power-Costs-in-2019\n\n \n\n.       Entre los años 2010 y 2019, el Coste nivelado de\nla energía (LCOE5, por sus siglas en inglés) promedio ponderado\nglobal de bioenergía para proyectos de energía cayó de USD 0,076 / kWh a USD\n0,066 / kWh.\n\n \n\n5 El LCOE es la relación entre los costos de por\nvida y la generación de electricidad de por vida, los cuales se descuentan a un\naño común utilizando una tasa de descuento que refleja el costo promedio de\ncapital.\n\n \n\nEn este informe, todos los\nvalores financieros están en USD reales de 2019 (es decir, teniendo en cuenta\nla inflación). Los LCOE se calculan asumiendo un costo real de capital del 7,5\n% en los países de la OCDE y China, y del 10 % en el resto del mundo, para\ntodas las tecnologías a menos que se mencione explícitamente. Todos los\ncálculos de LCOE excluyen el impacto de cualquier apoyo financiero.\n\n \n\n.       Para los proyectos de bioenergía que se pusieron\nen marcha en 2019, el costo total de instalación promedio ponderado global fue\nde USD 2141 / kW. Esto representó un aumento en el promedio ponderado de 2018\nde USD 1693 / kW.\n\n \n\n.       Los factores de capacidad para las plantas de\nbioenergía son muy heterogéneos, dependiendo de la tecnología y la\ndisponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2019, el factor de capacidad\npromedio ponderado global para proyectos de bioenergía varió entre un mínimo\ndel 65 % en 2012 y un máximo del 86 % en 2017.\n\n \n\n.       En 2019, el LCOE promedio ponderado varió desde un\nmínimo de USD 0,057 / kWh en India y USD 0,059 / kWh en China, hasta máximos de\nUSD 0,08 / kWh en Europa y USD 0,099 / kWh en América del Norte. La información\nanterior se resume en el siguiente gráfico:\n\n \n\nGráfico 1\n\nCostos totales instalados promedio ponderados\nglobales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2019\n\n \n\nFuente: Irena,\n\n \n\nEste primer gráfico\nmuestra la forma en que el costo instalado ha variado en los últimos años, lo\nmismo ha ocurrido con el factor de capacidad y con una tendencia a la baja se\nencuentra los costos del kWh, que actualmente ronda los $0,066 / kWh.\n\n \n\nGráfico 2\n\nCostos totales instalados de proyectos de\ngeneración de bioenergía por materias primas seleccionadas y país / región,\n2000-2019\n\n \n\nEn el gráfico anterior,\nnos podemos centrar en el primer recuadro que representa los costos instalados\nde la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se\ngenera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de\nAmérica, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de\nmenos de $2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más\npequeñas, entre 20 y 30 MW.\n\n \n\nSegún Irena (2020), las plantas de electricidad alimentadas con bioenergía pueden tener factores de\ncapacidad muy altos, que oscilan entre el 85 % y el 95 %, en casos donde la disponibilidad de\nmateria prima es uniforme durante todo el año.\n\n \n\nSin embargo, en casos donde la\ndisponibilidad de materia prima se basa en cosechas\nagrícolas estacionales, los factores de capacidad suelen ser más bajos.\n\n \n\nEn el caso de Costa Rica, el factor de planta promedio de las 2 plantas de bagazo que actualmente\nvenden energía al SEN, oscila en un 65 %. En el caso de estas dos plantas, dada la fuente con la que\nse genera, la materia prima disponible es estacional, al basarse en los tiempos de la cosecha de la\ncaña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas plantas generan entre\ncuatro y cinco meses al año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que\nmantiene el DOCSE (anterior CENCE) y que se encuentran disponibles en la Aresep.\n\n \n\nEn el informe de Irena (2020, pág.\n117), los costos fijos de operación y mantenimiento\nincluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina\nde los componentes de la planta, como calderas, gasificadores,\nequipos de manipulación de materias primas y otros elementos.\n\n \n\nEn total, según el mencionado informe estos costos de operación y mantenimiento representan entre el\n2 % y el 6 % de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía\nbioenergética tienden a tener costos fijos de operación y mantenimiento por kW más bajos, debido a\nlas economías de escala.\n\n \n\nDicho informe agrega que, los costos variables de operación y mantenimiento, a un promedio de USD\n0,005 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los\ncostos fijos de operación y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de\nservicio son los componentes principales de los costos variables de operación y mantenimiento,\naunque también incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la eliminación de\ncenizas.\n\n \n\nGráfico 3\n\n \n\nLCOE por proyecto y promedios ponderados de\nproyectos de generación de energía bioenergética por materia prima\n\ny país / región, 2000-2019\n\n \n\nDel gráfico anterior se puede observar\nque el promedio ponderado más alto para este período (2000-2019) fue de USD\n0,099 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos\ncayeron entre USD 0,048 / kWh y USD 0,180 / kWh.\n\n \n\n7.2. El modelo tarifario actual\n\n \n\nEn relación con el modelo tarifario\nvigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta\ncon dos metodologías tarifarias aprobadas por la Aresep para la generación\neléctrica con biomasa, a saber:\n\n \n\n.       \"Metodología tarifaria según la estructura de costos\ntípica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\npara la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de\nindexación\", aprobada mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril\nde 2010, y publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma.\n\n \n\n.       \"Modelo y estructura de costos de una planta de\ngeneración de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y\nsu fórmula de indexación\", aprobada mediante la resolución RJD-162-2011\ndel 9 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta Nº233 del 05 de diciembre\nde 2011 y su reforma.\n\n \n\nEn el caso de la metodología de bagazo\nde caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que\nconsidera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de\nelectricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de\ninversión y de explotación.\n\n \n\nPor su parte, el modelo de biomasa\ndistinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de\ncostos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una\nestructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo\nde la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad.\n\n \n\nEste último modelo se aprobó bajo la\npremisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación\ncon fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy\namplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes\nbiomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia,\nsino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en\nla información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema\ntarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como\nlas condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama\nde condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma\nestructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de\nbagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos\nfinanciero-contables de cada generador.\n\n \n\nEn ambos modelos se establecen los\nprocedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como,\nlos requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.\n\n \n\n7.3. Necesidades del sector regulado\n\n \n\nComo parte del proceso de mejora\nregulatoria, destacado en la definición y revisión de las metodologías\ntarifarias, la Aresep ha procurado detectar en el ejercicio de su labor\nestablecida mediante la Ley N° 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos\nregulatorios, ello sin perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que\nse puedan conocer por parte de algún prestador o tercero interesado y que\nresulten susceptibles de considerarse en el proceso.\n\n \n\n7.3.1. Observaciones del ICE\n\n \n\nEl ICE ha remitido a la Aresep una\nserie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y\nRJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto,\nde dichas manifestaciones se destacan las siguientes:\n\n \n\n.       Desacuerdo con que las tarifas sean en dólares, esto dado a\nque las empresas realizan la mayoría de sus erogaciones por concepto de costos\nde operación y administrativos en colones.\n\n \n\n.        La inconveniencia de\naplicar en la metodología de \"planta modelo\", los valores de costo\npropios de las empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son\ninconsistentes con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las\nineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los\nconsumidores finales los que asumen estas ineficiencias.\n\n \n\n.       Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo\nen la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa\nmodelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la\nrealidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les\nha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años\nprevios a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus\nactivos se encuentran depreciados parcial o totalmente.\n\n \n\n.       Ajuste por índices de precios, debido a que los costos de\ninversión y los costos totales cambian al actualizarlos por índices, sin\nembargo, en las empresas modelos se busca que los costos se actualicen por\nmejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos costos o incrementos que no\nrepresenten ninguna eficiencia para la planta y que esto incentive a los\ngeneradores a ser más eficientes y así buscar la mejora de sus sistemas de\nproducción.\n\n \n\n.       Cuestionamiento del porcentaje de reserva del bagazo.\n\n \n\n.       Porcentajes de distribución de la energía para consumo propio\ny la energía para la venta y su impacto en los costos de producción de la\nactividad de generación de energía.\n\n \n\n.       Reconocimiento de gastos que no son considerados en otras\nmetodologías, entre ellos el gasto por impuesto de renta y los gastos\nfinancieros.\n\n \n\nAl respecto, sobre las observaciones\ndel ICE, estas han sido analizadas y en lo que corresponda se incluirá en la\npropuesta.\n\n \n\n7.3.2. Observaciones de la IE\n\n \n\nLa IE como aplicador de las\nmetodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora,\nlas cuales fueron remitidas al CDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019,\nOF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos:\n\n \n\n.       Alcance de las fijaciones tarifarias extraordinarias.\n\n.       Falta de claridad en la metodología sobre cuáles variables\npueden y deben actualizarse en las fijaciones tarifarias.\n\n.       Inclusión del uso de información proveniente de la contabilidad\nregulatoria.\n\n.       Reconocimiento del impuesto de la renta dentro de los costos\ntarifarios.\n\n.       Reconocimiento de los gastos financieros dentro de los gastos\ntarifarios.\n\n.       La indexación de los costos totales.\n\n.       La rentabilidad que se calcula sobre un monto de inversión que\nconsidera una planta siempre nueva.\n\n.       La conveniencia de fijar las tarifas en dólares.\n\n \n\nEn relación con las observaciones\nremitidas por la IE, se destaca que estas han sido analizadas y en lo que\ncorresponda se incluirá en la propuesta.\n\n \n\n7.4. Análisis de las necesidades del\nsector\n\n \n\nPosterior a la valoración de las\nnecesidades del sector por parte del ICE, las empresas prestadoras y las\npropias necesidades identificadas por los equipos técnicos de la Aresep, se\npropone la consolidación de las metodologías de plantas que generan con bagazo\nde caña y biomasa diferente de bagazo, en una sola metodología, la cual\nconsiderará, tanto las plantas con contrato vigente que operan actualmente en\nel sector, como las plantas que suscriban un contrato a futuro.\n\n \n\nAl respecto, otra de las\nconsideraciones que se analizó para la definición de la metodología, es que, en\nel contexto actual, el ICE no está renovando contratos con los generadores\nprivados para todo el periodo máximo de los 20 años de la concesión que permite\nla Ley N° 7200, incluso, en algunos casos del todo no está renovando contratos.\nEn ese sentido, esto por el esquema de tarifas actuales y por las condiciones\nactuales de necesidad de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por lo\nque, se considera conveniente proponer una metodología que brinde flexibilidad\ntarifaria a las negociaciones de compra- venta de energía.\n\n \n\nEn ese sentido, en la regulación del\nsector eléctrico se ha visualizado que la flexibilidad tarifaria no solo da\nincentivos para mejorar la eficiencia del sector, sino que permite dinamizar el\nmercado a la hora de negociar la renovación de contratos, en virtud de que\nsegún la legislación nacional vigente solo le permite al ICE comprar la energía\na través de los mecanismos previstos en la Ley N°7200 y es este quien debe\ndefinir las cantidades a comprar y a quiénes.\n\n \n\nAdicionalmente, dado que la Aresep\nsolamente cuenta con la información de operación y financiero-contable de dos\nplantas muy diferentes entre sí, tanto en la cantidad de energía que generan,\ncomo sus costos de inversión, de operación y mantenimiento, es que se propone\ndeterminar tarifas máximas por empresa, para que las partes puedan acordar una\ntarifa.\n\n \n\nDadas las particularidades de la\ncogeneración con biomasa y a la disponibilidad de información financiero\ncontable de los prestadores a las que les aplicaría esta metodología, se optó\npor abandonar el esquema de planta modelo, para que se considere la información\nreal de cada una de las plantas del sector.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nQue\n del informe técnico IN-0021-CDR-2024, del 12 de abril de 2024, que\n corresponde a la \"Adición y aclaración al informe técnico\n IN-0018-CDR-2024 del análisis post audiencia de la propuesta de\n Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración\n de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\", y que\n contiene aspectos relacionados al \"Factor remanente de utilización\n (FU)\", que es parte del fundamento a la presente propuesta\n metodológica, conviene extraer lo siguiente:\n\n\"(.)\n\n \n\nSobre la aclaración y adición\n\n \n\nUna vez sometidas a nueva audiencia\npública, el 28 de setiembre de 2023, las secciones de la propuesta de\nmetodología tarifaria que dispuso la Junta Directiva, nuevamente se recibió oposición\nde parte de varios participantes de la audiencia celebrada, que manifestaron el\nargumento, que se debe considerar que la vida útil de los generadores puede ser\nmayor a los 40 años y que en muchas ocasiones estos activos permanecen en\noperación más allá de la vida útil que establece el fabricante.\n\n \n\n Una vez analizado este argumento en el informe\nIN-0017-CDR-2024 del 14 de marzo de 2024, e incorporado este cambio en el\ninforme técnico IN-0018-CDR-2024 de la misma fecha, se indicó lo siguiente:\n\n \n\n\"(.)\n\n \n\nAnte esto se indica que, la selección\nde esta vida útil debe ajustarse a la realidad de cada empresa según la vida\nútil de los generadores que utilice, y con este dato se estima el Factor\nremanente de utilización (Fu).\n\n \n\nA su vez, se considera el argumento\ndel opositor referente a los pocos incentivos que tienen los generadores\nprivados para continuar operando, si solo se les reconocen los costos de\nexplotación, sobre todo, porque las vidas útiles pueden oscilar entre los 40 y\n50 años y los equipos pueden mantenerse en operación por más de 50 años, por\ntanto, se coincide con que se requieren agregar incentivos para mantener las\nplantas cogeneradoras en funcionamiento.\n\n \n\nSi bien la inclusión de un valor\nresidual puede mantener un nivel de rentabilidad consistente con el valor del\nactivo durante el periodo de funcionamiento de la planta cogeneradora que\nsupere la vida útil, si tiende a sobreestimar el Fu durante los años de vida\nútil de la planta, tal como se indicó en el informe IN-0029-CDR-2023 del 29 de\njunio de 2023, donde se puntualiza lo siguiente:\n\n \n\n\"(.)\n\n \n\nEn ese sentido, lleva razón el\nopositor en cuanto a que el factor remanente de utilización (Fu) en el caso de\ncogeneración eléctrica, no debe contemplar el valor residual, debido a que, al\nconsiderarse, el bien utilizado para la generación eléctrica podría estar\nsuperando la vida útil y, por lo tanto, estaría teniendo un valor superior al\nvalor total del activo.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nPor lo anterior, se determina que la\nmejor alternativa para no sobreestimar el factor remanente de utilización (Fu)\ndurante la vida útil o vida depreciable de la planta y otorgar incentivos\nsuficientes a los generadores privados para continuar brindando el servicio de\ncogeneración de energía eléctrica una vez finalizada dicha vida útil, es establecer\nuna restricción a la variable Fu de modo que el resultado de la misma no puede\nser inferior a 10%, por lo cual, los cogeneradores obtienen una rentabilidad\nconsistente con las plantas cogeneradores que se mantienen en funcionamiento\nmás allá de su vida útil, debido a que ya se les reconoció la depreciación\ntotal al activo durante el periodo de vida útil y no se sobreestima la\nrentabilidad durante la vida útil de activo. Por esto, se modifica la sección\n8.9 de la metodología propuesta de la siguiente forma:\n\n \n\n\"8.9. Factor remanente de\nutilización (Fu)\n\n \n\nEl factor remanente de utilización de\ncada planta cogeneradora representa el porcentaje restante del valor del activo\npara un momento puntual de la vida útil en función de la edad del activo principal.\nEl factor remanente de utilización se determina con la siguiente ecuación,\nsujeta a la restricción indicada.\n\n \n\n \n\nSujeto a la siguiente condición\n\n \n\nFu ≥ 10%\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nFu = Factor remanente de utilización\npara cada prestador (%).\n\nVu = Vida útil indicada por\nel fabricante para el activo más importante de la planta.\n\nAT = Año anterior al año en\nque se realiza el cálculo tarifario.\n\nAF = Año de fabricación de\nla planta generadora.\n\nVd = Valor depreciable de\nla planta generadora.\n\n \n\nLa condición Fu ≥ 10% establece\nque el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%,\nmientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al\nSEN. Es decir, las plantas alcanzarán el 90% de su vida útil y el 10% restante\nse mantendrá constante y, ese porcentaje ajustará la inversión, sobre la cual\nse continuará reconociendo la rentabilidad al prestador.\n\n \n\nAlgunas consideraciones de los\nparámetros anteriores se especifican a continuación.\n\n \n\n1. Vida útil (VU): La vida útil es el\nperiodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en\neste caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el\ncual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de\ngeneración eléctrica con biomasa será calculada según la información\nsuministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del\nturbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores,\ncada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio\nsimple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años.\n\n \n\n2. Se establece que el valor mínimo\ndel Fu corresponde a un 10%, esto sustentado en los \"Términos y\ncondiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía\nrenovable\" de distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de\nla India (Nueva Delhi, Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e\ninvestigaciones que sitúan el valor de rescate de la tecnología empleada para\nla generación de energía con bagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R.\n& Pohekar, S. (2014) y Perwez, U. et al. (2015)).\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nTomando en cuenta lo anterior, una vez\neliminada de la ecuación la variable Vr (valor residual) de la fórmula del Fu y\nsiendo que la variable Vd se determina como Vd= 1-Vr, al desaparecer el valor\nVr de la ecuación, de manera automática Vd solo puede obtener el valor de 1.\n\n \n\nBajo esa consideración descrita fue\nsometida la propuesta a la audiencia pública, sin embargo, para efecto de\nprecisión y dado que dicha variable de efecto dentro de la fórmula del Fu, lo\nque corresponde en consecuencia, es su eliminación de la ecuación y de la\ndefinición de la variable.\n\n \n\nAdemás, con base en la condición de Fu\n≥ 10%, indicada, el factor remanente de utilización será de 10% al\nacercarse el final de la vida útil del activo y mientras el mismo continúe en\noperación, el reconocimiento de su utilización corresponde al mencionado\nporcentaje y no depende del valor de depreciación.\n\n \n\nDe acuerdo con lo indicado,\nconsiderando las variables que contiene la ecuación 12, las cuales todas están\nrelacionadas con la vida útil y la edad del activo, se procede a ajusta el\ntexto de la sección 8.9 de la siguiente forma:\n\n \n\n\"(.)\n\n \n\n8.9 Factor remanente de utilización\n(Fu)\n\n \n\nEl factor remanente de utilización de cada planta cogeneradora representa el restante de vida del\nactivo para un momento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo principal. El\nfactor remanente de utilización para plantas que no han cumplido su vida útil es el siguiente.\n\nSujeto a la siguiente condición\n\n \n\nFu ≥ 10%\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nFu = Factor remanente de utilización\npara cada prestador (%).\n\nVu = Vida útil indicada por el\nfabricante para el activo más importante\n\nde la planta.\n\nAT = Año anterior al año en que se\nrealiza el cálculo tarifario.\n\nAF = Año de fabricación de la planta\ngeneradora.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nEfectuado este ajuste se elimina la\nvariable Vd de la fórmula 12 y se elimina Vd del cuadro resumen de variables.\n\n \n\nTodo lo demás se mantiene según lo\nindicado en el informe IN-0018-CDR-2024.\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nQue\n el fundamento técnico de la presente propuesta metodológica, se basa en el\n informe IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024 denominado \"Informe\n técnico posaudiencia de la propuesta de Metodología ordinaria para la\n fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes\n fuentes de biomasa\" así como en el informe IN-0021-CDR-2024, del\n 12 de abril de 2024, denominado \"Adición y aclaración al informe\n técnico IN-0018-CDR-2024 del análisis post audiencia de la\n propuesta de Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración\n de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\", elaborados\n por la fuerza de tarea y remitidos por el CDR mediante los oficios\n OF-0081-CDR- 2024, del 19 de marzo de 2024 y OF-0106-CDR-2024, del 17 de\n abril de 2024, respectivamente.\n\n \n\nQue\n el 20 de marzo y 18 de abril de 2024, respectivamente, la SJD, remitió a\n la DGAJR, la documentación técnica relacionada con la propuesta de \"Metodología\n ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía\n eléctrica con diferentes fuentes de biomasa\" así como el\n informe de respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública,\n para el respectivo análisis post audiencia pública. Que la DGAJR mediante\n el oficio OF-0271-DGAJR-2024 del 26 de abril de 2024, emitió el respectivo\n criterio, recomendándole a la Junta Directiva de la Aresep lo siguiente: \"1.\n Someter al conocimiento y valoración de la Junta Directiva de la\n Aresep, la propuesta de \"Metodología ordinaria para la fijación de\n tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes\n fuentes de biomasa\", presentada por la Dirección General\n Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0081-CDR-2024,\n del 19 de marzo de 2024 y adicionado y aclarado mediante el oficio\n OF-0106-CDR-2024, del 17 de abril de 2024\".\n\n \n\nQue con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es: 1-\nDictar la Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía\neléctrica con diferentes fuentes de biomasa. 2-Tener como respuesta a las posiciones\npresentadas en la audiencia pública celebrada el 28 de setiembre de 2023, lo señalado en el\ninforme IN-0017-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de todos\nen este proceso. 3-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que\nproceda a notificar al señor Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad Anónima,\nCogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense de Electricidad y al Ingenio\nTaboga Sociedad Anónima, la respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública, así\ncomo la presente resolución, en un solo acto. 4-Derogar la resolución RJD-004-2010,\n\"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación\nde electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad\ny su fórmula  de indexación\", publicada en La Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010 y sus\nreformas. 5-Derogar de la resolución RJD-162-2011 \"Modelo y estructura de costos de una\nplanta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de\nindexación\", publicada en La Gaceta N°233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas.\n6-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a realizar la\npublicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta. 7-Instruir a la\nDirección General Centro de Desarrollo de la Regulación que coordine con el Departamento de\nComunicación Institucional la divulgación de la presente metodología, en la página web\ninstitucional. 8-Comunicar la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo\nde la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía,\npara lo que corresponda.\n\n \n\nQue\n en la sesión 42-2024 celebrada el 28 de mayo de 2024 y ratificada el 06 de\n junio de 2024, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los\n Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico final\n IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, y su adición y aclaración\n realizada en el informe técnico IN-0021-CDR-2024, del 12 de abril de 2024,\n elaborado por la fuerza de tarea, los oficios OF-0081-CDR-2024, del 19 de\n marzo de 2024 y OF-0106-CDR-2024, del 17 de abril de 2024, de la Dirección\n General Centro Desarrollo de la Regulación, así como el\n OF-0271-DGAJR-2024, del 26 de abril de 2024, de la Dirección General de\n Asesoría Jurídica y Regulatoria, acuerda dictar la presente resolución tal\n y como se dispone.\n\n \n\nPOR TANTO:\n\n \n\nCon fundamento en las facultades conferidas\nen la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley 7593), en\nel Decreto Ejecutivo 29732-MP \"Reglamento a la Ley 7593\" y en\nel \"Reglamento Interno de Organización y Funciones de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado\"\n(RIOF); se dispone lo siguiente:\n\n \n\nLA JUNTA DIRECTIVA\n\n \n\nDE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS\nSERVICIOS PÚBLICOS\n\n \n\nRESUELVE:\n\n \n\nI.       \nDictar la metodología ordinaria para la\nfijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes\nfuentes de biomasa, de conformidad con lo siguiente:\n\n \n\n\"METODOLOGÍA ORDINARIA PARA LA\nFIJACIÓN DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN\nDE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA\"\n\n \n\nContenido\n\n \n\n(.)\n\n \n\n4. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA .............................\n......................................................................................          43\n\n(.)\n\n8. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA\nPROPUESTA ......................................           45\n\n8.1. Alcance\n....................................................................................................\n    45\n\n8.2. Objetivo general\n.......................................................................................\n    46\n\n8.3. Objetivos específicos\n...............................................................................\n    46\n\n8.4. Fórmula general de la metodología\n..........................................................    47\n\n8.4.1. Tarifa máxima\n....................................................................................        48\n\n8.5. Costo de explotación anual (Ce)\n..............................................................     49\n\n8.5.1. Concepto:\n..........................................................................................\n       49\n\n8.5.2. Fuente de información\n.......................................................................        49\n\n8.5.3. Costo de explotación por kW\ncontratado (Cekw) ................................       50\n\n8.5.4. Indexación del costo de\nexplotación ..................................................        50\n\n8.6. Horas en operación (H)\n............................................................................     52\n\n8.6.1. Concepto:\n..........................................................................................\n       52\n\n8.6.2. Fuente de información\n.......................................................................        52\n\n8.6.3. Cálculo de las horas de\noperación promedio .....................................        53\n\n8.7. Rédito para el desarrollo (R)\n....................................................................     53\n\n8.7.1. Costo del endeudamiento\n(KD):.........................................................        54\n\n8.7.2. Costo del capital propio (KE):\n............................................................        55\n\n8.8. Monto de la inversión (I)\n...........................................................................    58\n\n8.8.1. Concepto:\n..........................................................................................\n       58\n\n8.8.2. Fuente de información\n.......................................................................        58\n\n8.8.3. Inversión por kW contratado\n(Ikw) .......................................................      60\n\n8.9. Factor remanente de utilización\n(Fu) ........................................................    60\n\n9. APLICACIÓN\nDE LOS AJUSTES PERIODICOS ..........................................\n 62\n\n10. COMPETENCIAS\nDE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA O DEL ÓRGANO\n\nINTERNO DE LA ARESEP ENCARGADO DE\nFIJAR TARIFAS ..................     62\n\n11. OBLIGACIONES\nDE LOS OPERADORES O AGENTES ..............................\n          62\n\n12. OTRAS\nCONSIDERACIONES .......................................................................\n          63\n\n13. DEROGATORIAS\n...........................................................................................\n          63\n\n15. ANEXOS .........................................................................................\n................           64\n\n15.1. Listado de ecuaciones\n..........................................................................      64\n\n15.2. Listado de variables del modelo\ntarifario ...............................................      65\n\n \n\n\"(.)\n\n1. (.)\n\n2. (.)\n\n3. (.)\n\n4. ABREVIATURAS,\nACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA\n\n \n\nUnidades:\n\n \n\nkWh: kilo Watt hora\n\nMW: Megavatio\n\nkW: Kilovatio\n\n \n\nAcrónimos:\n\n \n\nAresep o ARESEP:     Autoridad Reguladora de los servicios Públicos\n\nCAPM:                         Capital Asset Pricing Model (Modelo de valoración de activos\nde capital, al traducirla al español)\n\nCDR:                           Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación\n\nDGAJR:                       Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria\n\nDOCSE:                       División de Operación y Control del Sistema Eléctrico,\nanterior Centro Nacional de Control de Energía (CENCE)\n\nDR-PO-03:                    Procedimiento para\ndesarrollar y modificar modelos tarifarios y reglamentos técnicos, versión del\n18 de marzo de 2022.\n\nICE:                             Instituto Costarricense de Electricidad\n\nIE:                               Intendencia de Energía\n\nIRENA:                         International Renewable Energy Agency (Agencia Internacional\nde las Energías Renovables, al traducirla al español)\n\nLGAP:                         Ley General de la Administración Pública\n\nMINAE:                        Ministerio de Ambiente y Energía\n\nOS:                              Operador del Sistema\n\nPGR:                           Procuraduría General de la República\n\nPNDIP:                                    Plan Nacional de\nDesarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)\n\n(*)(Nota de Sinalevi:\nAsí modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la\nImplementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del\nSistema Nacional de Inversión Pública,\naprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025.\nAnteriormente se indicaba \"Plan Nacional de\nDesarrollo (PND)\")\n\nPNE:                           Plan Nacional de Energía\n\nRIOF:                           Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad\nReguladora y su órgano desconcentrado\n\nSEN:                           Sistema Eléctrico Nacional\n\n \n\nc. Definiciones:\n\n \n\nBagazo de caña: Residuo que se obtiene del proceso de fabricación del azúcar\na partir de la caña, es una fuente de biomasa.\n\n \n\nBiomasa: Materia orgánica de origen biológico, compuesta\nprincipalmente por estructuras de lípidos e hidratos de carbono y otra serie de\ncompuestos biomoleculares, normalmente acompañada de altos porcentajes de\nhumedad. No derivada del petróleo, que es aprovechable para producir energía\nrenovable.\n\n \n\nCapacidad instalada o capacidad de\nplanta: Es el potencial de\nproducción o volumen máximo de producción que una empresa o planta en\nparticular, puede lograr durante un período de tiempo determinado, teniendo en\ncuenta todos los recursos que tienen disponibles, sea los equipos de\nproducción, instalaciones, recursos humanos, tecnología, experiencia/conocimientos\nentre otros.\n\n \n\nCentral de energía eléctrica o central eléctrica o planta generadora de energía eléctrica:\nInstalación industrial diseñada para convertir la energía mecánica proveniente del agua, la biomasa,\nbúnker, el gas u otros, en energía eléctrica.\n\n \n\nCogenerador: Planta o central eléctrica que genera energía eléctrica para\nsu proceso productivo normal de su actividad económica y los excedentes los\ndispone en la red eléctrica pública para la venta de energía al ICE.\n\n \n\nCombustión: Proceso mediante el cual se produce la quema de cualquier\nsustancia, en este caso, biomasa, para producir calor.\n\n \n\nConcesión: Autorización que el Estado otorga para operar, explotar y\nprestar el servicio de generación.\n\n \n\nGenerador con biomasa: Central de energía diseñada para generar energía eléctrica a\npartir de residuos biológicos o biomasa. También se denomina generador a la\npersona física o jurídica que posee una central de energía eléctrica.\n\n \n\n5. (.)\n\n6. (.)\n\n7. (.)\n\n \n\n8. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA\nPROPUESTA\n\n \n\n8.1. Alcance\n\n \n\nEsta metodología aplicará para la fijación de tarifas ordinaria de oficio o a solicitud de parte\npara la compraventa de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, con una\nperiodicidad de aplicación anual, bajo las condiciones técnicas establecidas en nuestro país por la\nAresep y que cumplan con el ordenamiento jurídico aplicable, así como la normativa vigente y las\nconsideraciones, premisas y criterios expuestos para esta metodología o las que a futuro se\nestablezcan.\n\n \n\nLa finalidad de esta metodología es\nque exista un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita\ncalcular la tarifa máxima de referencia por prestador para la venta de energía\neléctrica producida con distintas fuentes de biomasa con procesos de\ncombustión, tanto para plantas que actualmente tienen contrato para la venta de\nenergía, como para plantas que en el futuro firmen un contrato para la venta de\nenergía producida con biomasa, que pueda ser utilizado por los agentes que\nparticipan en la cogeneración de electricidad con dicha fuente, que cumplen con\nlos requisitos legales y técnicos para ese fin y que considere la información\npropia de las plantas.\n\n \n\nLo anterior de conformidad con el\nartículo 20 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200 \"Ley que\nAutoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela\", N°37124- MINAET, el\ncual en su artículo 20 indica que \"Las tarifas, tanto para plantas nuevas\ncomo para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de\nprecio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán\ntener una estructura desagregada\npor épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con\nla evolución prevista de los costos del SEN.\"\n\n \n\nConsiderando lo anterior, la\nmetodología propuesta tiene su campo de acción en la venta de energía eléctrica\nproducida por cogeneradores privados al ICE, a la luz del Capítulo I de la Ley\nN°7200. En este caso se trata de energía producida con bagazo de caña de azúcar\ny cualquier otra fuente de biomasa en procesos de combustión únicamente, de\nmodo que, no incluye la producción de energía con residuos sólidos municipales,\nni procesos como gasificación, pirólisis, reactores de plasma, entre otros.\n\n \n\nLa metodología considera que la fuente\nde biomasa parte de la operación de un proceso productivo existente que posee\nuna planta de cogeneración eléctrica, por lo que, el residuo biomásico es\nutilizado para producir energía para vender al ICE.\n\n \n\nLa metodología utilizará, como insumo\npara su aplicación, la información financiera contable aportada a la Aresep por\nlos prestadores de este servicio, proveniente de los Estados Financieros\nauditados y homologados a la contabilidad regulatoria según los formatos y\nplazos establecidos por la Intendencia de Energía. En caso de que se emplee\notra información distinta a la incluida en los Estados Financieros, se requiere\njustificar el motivo de su inclusión e indicar cuál es la fuente de la\ninformación. Por su parte, se aclara que, la determinación de una tarifa para\nla producción de energía con otras fuentes de biomasa distintas al bagazo (dado\nque actualmente sólo se cuenta con información de las dos plantas que generan\ncon bagazo), está sujeta a la información financiero contable que aporte el\ninteresado, de conformidad con las disposiciones que en esta materia haya\nestablecido la Aresep o que en un futuro establezca.\n\n \n\n8.2. Objetivo general\n\n \n\nEstablecer una metodología tarifaria\nque promueva la eficiencia por medio de la definición de una tarifa máxima por kWh\npara la venta de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa,\nentre los cogeneradores privados y el ICE, al amparo del Capítulo I de la Ley\nN°7200.\n\n \n\n8.3. Objetivos específicos\n\n \n\ni. Definir el procedimiento para\nrealizar el cálculo tarifario.\n\n \n\nii. Establecer un mecanismo flexible\npara la determinación de la tarifa que permita a las partes acordar la tarifa\npara la venta de energía.\n\n \n\niii. Establecer las fuentes de\ninformación para las variables que emplea la metodología.\n\n \n\niv. Establecer la información que\ndeben aportar los prestadores para la aplicación de la tarifa.\n\n \n\n8.4. Fórmula general de la metodología\n\n \n\nLa presente metodología establece el\nproceso de cálculo de la tarifa máxima para el servicio de venta de energía\neléctrica producida con biomasa entre el ICE y los cogeneradores privados.\n\n \n\nDado que las plantas pueden ser\nutilizadas para producir energía para autoconsumo, esta tarifa considera\núnicamente los costos y gastos ajustados por la proporción de la potencia\ncontratada para venta de energía al ICE. Esta tarifa será considerada como\ntarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin\nde que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima\nestablecida por la Aresep y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá\nsuperar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los\nintereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que,\nal definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en\nbeneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del\nusuario.\n\n \n\nEs necesario dejar claro que la\naplicación del concepto de precio máximo en servicios públicos no es ajena al quehacer\nde esta Autoridad Reguladora, ya que éste se encuentra enmarcado entre las\npotestades excluyentes y exclusivas que el marco legal le permite establecer\npara equilibrar el interés del operador y de los usuarios en la fijación de\nprecios y tarifas.\n\n \n\nEn el proceso de determinación del\nvalor del kWh para la compraventa de energía eléctrica entre el ICE y el\ncogenerador se podrá definir una estructura horaria, estacional u\nhoraria-estacional, el ICE deberá establecer los parámetros aplicables en las\nbases de contratación o bien dejarla abierta a la presentación de ofertas de\nventa de parte de los generadores privados a los que les aplique esta\nmetodología.\n\n \n\nAdemás, el ICE podrá definir o\nsolicitar esa estructura por bloques de energía, todo lo anterior deberá\njustificarse con base en las necesidades detectadas en el Sistema Eléctrico\nNacional y la optimización del parque de generación disponible en todo momento.\nSi se llega a definir una estructura, en ningún momento las tarifas podrán ser\nsuperiores a la tarifa máxima definida mediante esta metodología.\n\n \n\nPara la determinación del costo del\nkWh, tal y como lo indica el artículo 22 del Reglamento al Capítulo I de la Ley\nN°7200 \"Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o\nParalela\", N°37124-MINAET, \"el ICE deberá considerar las necesidades\nde abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el plazo de vigencia de\nla concesión de servicio público, la vida útil remanente de las plantas, el\ninterés público, el costo estimado del contrato, la continuidad óptima de la\nprestación del servicio, la política pública sectorial, así como la\nconveniencia, optimización económica del servicio, y la seguridad operativa del\nSistema Eléctrico Nacional (SEN) dentro del límite autorizado por el artículo 7\nde la Ley N º 7200.\"\n\n \n\nPara los fines de esta metodología,\nlos prestadores deben suministrar la información relacionada tanto de la\ngeneración total de energía eléctrica, como de la cogeneración relacionada con\nla venta de energía; con el fin de analizar, valorar y establecer, conforme al\nartículo 32 de la Ley N°7593 y bajo los principios de proporcionalidad,\nrazonabilidad y servicio al costo, cuáles de los costos y gastos requeridos\npara la producción de energía eléctrica se vinculan con la generación para la\nventa al ICE, esto para determinar la tarifa considerando, única y\nexclusivamente, los costos y gastos que corresponden al servicio público.\n\n \n\nSolo se reconocerán los costos que\ncorresponden a la cogeneración de energía eléctrica que corresponda a la\npotencia contratada para la venta al ICE, excluyendo cualquier otra producción\nque pertenezca a actividades ajenas a dicho servicio.\n\n \n\nPara efectos de esta metodología,\ncuando se haga referencia al último periodo de cosecha6 considerado\nen la información financiero contable, corresponderá con los datos provenientes\nde los meses o periodo de la cosecha que ocurrió entre los meses considerados\nen el periodo fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa\na la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a\nnivel nacional vía Ley; en ningún caso, se empleará información que no\ncorresponda con el periodo antes mencionado.\n\n \n\n8.4.1. Tarifa máxima\n\n \n\nLa tarifa máxima se calcula como:\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nTm = Tarifa máxima para el\nprestador.\n\nCekw = Costo de explotación anual\nunitario por kW contratado. Ver sección\n\n8.5. denominada \"Costo de\nexplotación anual (Ce)\".\n\nIkw = Inversión unitaria por kW contratado.\nVer sección 8.8. denominada \"Monto de la inversión (I)\".\n\nFu = Factor remanente de\nutilización para cada prestador (%). Ver sección 8.9. denominada \"Factor\nremanente de utilización (Fu)\".\n\n \n\n6 No se descarta el uso de otras biomasas como pellets, bricks\no materias primas derivadas de madera.\n\n \n\nR = Tasa de rédito para el\ndesarrollo. Ver sección 8.7. denominada \"Rédito para el desarrollo\n(R)\".\n\nH = Cantidad de horas anuales\npromedio que la planta estuvo en operación generando energía eléctrica. Ver\nsección 8.6. denominada \"Horas en operación (H)\".\n\n \n\n8.5. Costo de explotación anual (Ce)\n\n \n\n8.5.1. Concepto:\n\n \n\nEl costo anual de explotación incluye\nlos costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de\nelectricidad, en la cual se reconocen, única y exclusivamente, los costos\nproporcionales a la potencia contratada por el ICE. Los costos de explotación\nse conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y\notros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de\nregulación.\n\n \n\nEl costo de explotación no incluye: a)\ngastos de depreciación b) gastos financieros y c) los impuestos asociados a las\nutilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable. A su\nvez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la\nmateria prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un\nsubproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación\nde energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de\ngeneración están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia\nprima hacia la planta generadora.\n\n \n\n8.5.2. Fuente de información\n\n \n\nEl cálculo de este valor se hará\nmediante el uso de la información financiero contable de los prestadores a los\nque les aplique esta metodología y se reconocerán en el cálculo únicamente los\ncostos necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía\najustados a la proporción de la potencia contratada por el ICE, que corresponde\nal servicio público regulado.\n\n \n\nEsa información deberá superar los\nfiltros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N°7593, de tal\nforma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los\nnecesarios para mantener y operar la planta de generación de energía; b) los\ncostos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para\nla prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean\ndesproporcionados para prestar el servicio público regulado, que es únicamente\nla generación de energía eléctrica proporcional a la potencia contratada por el\nICE.\n\n \n\nConsiderando que las plantas de\ncogeneración con biomasa están en funcionamiento durante la cosecha, se espera\nque en los meses fuera de cosecha, los costos de explotación reflejen los\ncostos fijos y el mantenimiento preventivo de la planta, para ello, será\nnecesario que la información de costos de explotación anual se presente con un\ndesglose mensual, para poder analizar este comportamiento de los costos. De\nigual manera se reitera que todos los costos deberán ser debidamente\njustificados.\n\n \n\nSe utilizará la información financiero\ncontable del último reporte anual disponible, de conformidad con las disposiciones\nde contabilidad regulatoria emitidas para este sector.\n\n \n\nLa fecha de corte de los datos, que se\nutilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de\ncierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la\nque le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel\nnacional vía Ley.\n\n \n\nLa fecha de inicio del proceso de\nfijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los\nestudios tarifarios contendrán la información actualizada para todas las\nvariables a la misma fecha de corte mencionada anteriormente.\n\n \n\n8.5.3. Costo de explotación por kW\ncontratado (Cekw)\n\n \n\nEl\ncosto de explotación anual se determina con la siguiente fórmula:\n\nDonde:\n\n \n\nCekW = Costos de explotación anual\nunitario por kW contratado.\n\nCe = Costo de explotación anual de la\nplanta para la venta de energía según la potencia contrada por el ICE.\n\nPcon = Potencia contratada en kW de la\nplanta al momento del estudio tarifario.\n\n \n\n8.5.4. Indexación del costo de\nexplotación\n\n \n\nSi el periodo a considerar de los\ncostos de explotación no corresponde con el periodo establecido en la\nmetodología, es decir, con la fecha de cierre fiscal autorizado por el\nMinisterio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel\nnacional vía Ley será necesario indexar los costos de explotación para\nactualizarlos. La indexación se realiza utilizando el Índice de precios al\nproductor de la manufactura (IPP-MAN), el cuál es publicado mensualmente por el\nBanco Central de Costa Rica o el que lo sustituya. La indexación solo se\naplicará en casos excepcionales y debidamente justificados a la empresa a la\nque le aplique la tarifa.\n\n \n\nPara el cálculo de la indexación de\nlos costos de explotación, primeramente, se estima el factor de actualización\ndel costo de explotación (𝐹𝐶𝑒 ) de la siguiente forma:\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nFCe = Factor de actualización del costo de explotación.\n\nIcrw = Índice de precios al productor\nde la manufactura de Costa Rica (IPPMAN) para el mes \"w\".\n\nIcrM = Índice de precios al productor\nde la manufactura de Costa Rica (IPPMAN) para cada uno de los meses\n\"M\".\n\nM = Cada uno de los meses considerados\nen el Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la tarifa.\n\nW = Mes de cierre fiscal autorizado\npor el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a\nnivel nacional vía Ley.\n\n1 = Primer mes de los datos\nconsiderados en el Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la\ntarifa.\n\nN = Número de meses considerados en el\nEstado Financiero de la empresa a la que se le aplique la tarifa.\n\n \n\nLa fórmula del factor de actualización\ndel costo de explotación busca estimar un factor entre el IPP-MAN del mes de\ncierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el\ncierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley entre el promedio de los\níndices (IPP-MAN) contemplados en el Estado Financiero empleado para la estimación\ntarifaria.\n\n \n\nPara estimar el costo de explotación\nactualizado se aplica la siguiente ecuación:\n\n \n\n𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕\n\nFórmula 4\n\nDonde:\n\n \n\nCe = Costo de explotación anual de la\nplanta para la venta de energía según la potencia contrada por el ICE.\n\nFCe = Factor de actualización del\ncosto de explotación.\n\nCeact = Costo de explotación por\nactualizar.\n\n \n\nCuando es necesario indexar los costos\nde explotación, el resultado de la ecuación anterior se introduce en la fórmula\n2 para la estimación del costo de explotación anual unitario por kW contratado\n(CekW), en caso contrario, se introducen los costos de explotación\ncorrespondientes al servicio público, provenientes de los Estados Financieros\nauditados y homologados a la contabilidad regulatoria según los formatos y\nplazos establecidos por la Intendencia de Energía.\n\n \n\n8.6. Horas en operación (H)\n\n \n\n8.6.1. Concepto:\n\n \n\nCorresponde a la cantidad de horas en\nque la planta estuvo en operación cogenerando energía eléctrica durante el\nperiodo de cosecha. Se parte de una operación eficiente que solo depende de la\nexistencia de materia prima; por tanto, las horas en operación a reconocer\ncorresponden a las horas máximas de operación de la planta en el periodo de\ncosecha.\n\n \n\n8.6.2. Fuente de información\n\n \n\nPara calcular este valor es necesario\nque los prestadores a los que les aplique esta metodología indiquen el periodo\nde cosecha anual (en días) de los últimos 5 periodos para reflejar de forma\nestable el comportamiento de la variable.\n\n \n\nEl último periodo de cosecha para\ncalcular las horas en operación corresponderá al último periodo de cosecha que\nesté incluido en la información financiero contable disponible, previo al\ninicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de\ncierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el\ncierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.\n\n \n\nA partir de esta información, la\nAresep calculará las horas en operación, mediante la estimación del promedio\nsimple de los días de cosecha para los últimos 5 periodos. Para el caso de un\nprestador nuevo, si no se cuenta con información disponible para este periodo\nse podrá realizar la estimación hasta con un mínimo de 3 periodos; si el\nprestador no puede brindar como mínimo información para 3 periodos, se empleará\nun promedio simple de los días promedio de cosecha calculados para los demás\ncogeneradores de biomasa que operen en el mercado costarricense, calculados\nsobre información de los últimos 5 periodos. La utilización del promedio de\ncosecha de los otros cogeneradores aplicará hasta que el prestador nuevo cumpla\nlos 3 años de operación.\n\n \n\n8.6.3. Cálculo de las horas de\noperación promedio\n\n \n\nSe estimará la cantidad de horas en\nque la planta estuvo en operación cogenerando energía eléctrica en el periodo\nde cosecha, considerando el máximo de horas que se podría trabajar en\neste periodo, en otras palabras, operación a capacidad máxima. La fórmula\nempleada para realizar la estimación es la siguiente:\n\n \n\n𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 ∗ 𝑫\n\nFórmula 5\n\n \n\nDonde:\n\nH = Cantidad de horas anuales promedio\nque la planta estuvo en operación generando energía eléctrica.\n\nD = Promedio de días de cosecha. Ver\nfórmula 6.\n\n \n\nLos días promedio de cosecha de los\núltimos 5 periodos de cogeneración para la planta se obtienen de la siguiente\nmanera:\n\nDonde:\n\n \n\nD = Promedio de días de cosecha.\n\nDz = Cantidad de días de cosecha en\ncada periodo \"z\".\n\nz = Cada uno de los periodos de\ncosecha de 1 a 5.\n\n \n\n8.7. Rédito para el desarrollo (R)\n\n \n\nEl cálculo de la tasa de rédito para\nel desarrollo (R) se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio\nPonderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas\nen inglés), según se muestra en la siguiente ecuación.\n\n \n\nFórmula\n7\n\nDonde:\n\nR =      Tasa\nde rédito para el desarrollo.\n\nKD=      Costo del\nendeudamiento. Ver la sección 8.7.1. denominada \"Costo del endeudamiento\n(KD)\"\n\nTI =      Tasa\nimpositiva. Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la\nJunta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de agosto\nde 1999) que indica \"Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser reconocido\nen la estructura de costos de ningún servicio público regulado por esta\nAutoridad Reguladora\" o lo que en su momento disponga la Junta Directiva\nde la Aresep.\n\nVD =     Valor de la deuda.\nSe considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas para\nla cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados\nFinancieros auditados y homologados a la contabilidad regulatoria e información\ncomplementaria a esta, que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal\nautorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique\nla tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía\nLey.\n\nVCP=   Valor del capital\ncorrespondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para la cogeneración\nde energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados Financieros auditados y\nhomologados a la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta,\nque la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el\nMinisterio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su\ndefecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.\n\nKE =    Tasa\nde rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver la sección\n\n \n\n8.7.2. denominada \"Costo del capital propio (KE)\".\n\n \n\n8.7.1. Costo del endeudamiento (KD):\n\n \n\nPara obtener el costo del\nendeudamiento (KD) se utilizará el promedio más bajo entre: a) la tasa activa\nnegociada (TAN) para el sector industrial, en colones, para el sector público y\nb) la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, para\nel sector privado. Ambos promedios estimados sobre los valores de los últimos\ndoce meses con corte a la fecha de la información financiero contable empleada\npara la fijación tarifaria, que corresponde con la fecha de cierre fiscal\nautorizada por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal\nestablecido a nivel nacional vía Ley, según la publicación mensual realizada\npor el Banco Central de Costa Rica denominada \"Tasa activa negociada\n(TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en\ncolones\".\n\n \n\n8.7.2. Costo del capital propio (KE):\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre\nlos aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de\nValoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,\n\"Capital Asset Pricing Model\").\n\n \n\nEl método CAPM se basa en considerar\nque los cambios en el retorno de un activo están relacionados con el riesgo asociado\na éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado\ncon el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las\ninversiones específicas (riesgo específico).\n\n \n\nPara estimar el costo de capital\npropio (KE) se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la\naplicación del CAPM, dado que la información utilizada está basada en tasas\nexpresadas con moneda en dólares americanos, se considera necesario realizar\nuna equivalencia a colones, por lo que se propone utilizar la paridad de tipos\nde interés cubierta. Dicha \"condición de paridad establece que el\ndiferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es\nigual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág. 8)\"7,\nlo anterior, también es consistente con lo planteado por Rojas (1997)8,\nquién a su vez indica:\n\n \n\n7 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad\ndel capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica\n(1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR.\n\n \n\n 8 Rojas, Á. (1997). Descomposición\ndel Diferencial de Tasas de Interés entre Chile y el Extranjero: 1992-1996.\nSantiago, Chile: Documento de Trabajo N° 22: Banco Central de Chile.\n\n \n\n\"La paridad cubierta de tasas de interés\nestablece que, dado que existen flujos de capital a nivel internacional libres\nde todo tipo de restricciones, entonces, se tenderán a igualar los retornos de\nuna inversión a nivel doméstico o en el extranjero, al ser medidos en una\nmoneda común. Otra manera de especificar la paridad cubierta es señalar que el\ndiferencial de tasas de interés entre dos activos idénticos en todo respecto,\nexcepto la moneda de denominación, debería ser cero, una vez que se haya hecho\nla cobertura del riesgo cambiario en el mercado forward correspondiente\".\n(Rojas, 1997, pág. 7).\n\n \n\nPor lo que esta equivalencia se\nexpresa de la siguiente forma:\n\n \n\n𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ + 𝑬𝑫)\n\nFórmula 8\n\n \n\nDonde:\n\nKE =    Tasa\nde rentabilidad sobre los aportes de capital.\n\nKE$ =   Tasa\nde rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos\nde América (USD).\n\nED =     Tasa de la\nvariación esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar para el\najuste tarifario. La variación se estima utilizando el dato de las \"Expectativas\nde mercado sobre variación cambiaria a 12 meses\" publicado por el BCCR o\nla publicación que en el futuro la sustituya. Se calcula como un promedio\nsimple de los datos de los 12 meses que se consideren en los estados\nfinancieros que se incorporan en la solicitud tarifaria a la Aresep.\n\n$ =       Dólares\nde los Estados Unidos de América (USD).\n\nPara la estimación del \"KE$\"\nse empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento:\n\n \n\n𝑲𝑬$ = 𝑲𝑳 + 𝛃𝐚 ∗ 𝐏𝐑 + 𝛌𝐑𝐏\n\nFórmula 9\n\nDonde:\n\n \n\nKE$ =   Tasa de\nrentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de\nAmérica (USD).\n\nKL =     Tasa libre de\nriesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR =    Prima\npor riesgo.\n\nRP =     Riesgo país. Es\nel riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa =      Beta\napalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un activo\ndeterminado y la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\"\ncuando parte de la inversión se financia con deuda.\n\n𝜆 =        Factor de\nabsorción del riesgo país. Estimado mediante la beta desapalancada de la\nindustria (βd, que corresponde al utilizado en la fórmula 10).\n\n \n\nLa beta apalancada se obtiene de la\nsiguiente fórmula:\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nβa =     Beta apalancada de la inversión.\n\nKE =    Tasa\nde rentabilidad sobre los aportes de capital.\n\nKE$ =   Tasa de rentabilidad\nsobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América (USD).\n\nED =     Tasa de la\nvariación esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar para el\najuste tarifario. La variación se estima utilizando el dato de las\n\"Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses\"\npublicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya. Se\ncalcula como un promedio simple de los datos de los 12 meses que se consideren\nen los estados financieros que se incorporan en la solicitud tarifaria a la\nAresep.\n\n$ =       Dólares de los Estados Unidos de América\n(USD).\n\nβd =     Beta desapalancada.\n\nVD =     Valor de la\ndeuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas\npara la cogeneración de energía eléctrica.\n\n \n\nSe utiliza el dato de los Estados\nFinancieros auditados y homologados a la contabilidad regulatoria e información\ncomplementaria a esta, que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal\nautorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique\nla tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía\nLey.\n\n \n\nVCP = Valor del capital\ncorrespondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para la cogeneración\nde energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados Financieros auditados y\nhomologados a la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta,\nque la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el\nMinisterio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su\ndefecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.\n\n \n\nTI =      Tasa\nimpositiva. Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la\nJunta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de\nagosto de 1999) o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la\nAresep.\n\n \n\nLas fuentes, especificaciones y\ncaracterísticas de los parámetros que se requieren para estimar la rentabilidad\nsobre aportes al capital son los siguientes.\n\n \n\n1. Tasa libre de riesgo (KL): Es la\ntasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América\n(USA) con un periodo de maduración a 10 años, la cual está disponible en la\npágina de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección\nde internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\n2. Para la prima por riesgo (PR) se\nempleará la variable denominada \"Implied ERP (FCFE)\" o la variable que\nla sustituya y para el riesgo país (RP) se considera el valor publicado para\nCosta Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y\ndonde el riesgo país se denomina Country Risk premium. Los valores de estas\nvariables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran,\nen la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de\ninformación deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una\nfuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de\ninformación técnica, que sea trazable, continua y con la información más\nreciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no\nestar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece\nel artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.\n\n \n\n3. El Beta desapalancado corresponderá al sector denominado \"Utility (general)\" y se obtendrá de la\ninformación publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la\ngeneración de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La\ndecisión de la utilización de esta beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar\njustificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la\nAdministración Pública.\n\n \n\nPara la determinación del \"Costo\nde capital propio\" se utilizarán datos correspondientes a un año, en\nvirtud de que la metodología se aplica una vez al año, y esto permite que se\nrefleje de forma oportuna los cambios en el entorno de la industria.\n\n \n\nLa fuente de información elegida para\nlas variables descritas en los puntos 1, 2 y 3, será utilizada de manera\nconsistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (1 año) y la\nfrecuencia de las observaciones (una observación por año). En caso de que, para\nobtener la observación anual, sea necesario aplicar un promedio mensual, se\nempleará un periodo similar al utilizado en la sección 8.7.1 denominada\n\"Costo del endeudamiento (KD)\"; en caso contrario, se utilizará el\ndato anual correspondiente al año fiscal anterior.\n\n \n\n8.8. Monto de la inversión (I)\n\n \n\n8.8.1. Concepto:\n\n \n\nEl costo de inversión a reconocer\ncorresponde al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo utilizados para\ncogenerar energía eléctrica ajustados a la proporción de la potencia contratada\npor el ICE, con cualquier fuente de biomasa y que no sobrepase los 20MW según\nlo indicado en la Ley N°7200. El monto de la inversión se ajustará por medio\ndel factor remanente de utilización que permite estimar el valor restante del\nactivo para un momento puntual de la vida útil.\n\n \n\n8.8.2. Fuente de información\n\n \n\nEl cálculo de este valor se hará\nmediante el uso de la información financiero contable obtenida de los Estados\nFinancieros Auditados homologados a la contabilidad regulatoria, según las\ndisposiciones que establezca la Intendencia de Energía, que remita cada\nprestador al que le aplique esta metodología y se considerará únicamente la\ninversión correspondiente a los activos ajustados a la proporción de la\npotencia contratada por el ICE, asociada al servicio público regulado.\n\n \n\nEsa información deberá superar los\nfiltros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N°7593, de tal\nforma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la\ncogeneración de energía para la potencia contratada por el ICE, b) inversiones\nque no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el\nservicio público y c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el\nservicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía\neléctrica para venta al ICE.\n\n \n\nNo se reconocerán los activos que\nestén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de\nla cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la\ncogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se\nreconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de\nenergía eléctrica.\n\n \n\nPara esta variable se considerará el\nvalor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y\nequipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio\npúblico) utilizado para la cogeneración, y se reconoce únicamente los activos\najustados a la proporción de la potencia contratada por el ICE, con su valor\nactualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará\nseguidamente), el cual se entregará por medio de la contabilidad regulatoria.\n\n \n\nEn relación con la actualización al\npresente del valor de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar sus\nactivos tal como lo establece las Normas Internaciones de Información\nFinanciera (NIIF) sobre esta materia o en su efecto la norma internacional que\nse llegue a acoger a nivel nacional, considerando el modelo del costo o el\nmodelo de revaluación, en este último caso se estimaría el valor razonable de\nestos, técnicamente sustentado y justificado, además deberá mantener sus\nregistros contables de conformidad con esa normativa, separando los saldos al\ncosto de las revaluaciones para su debida trazabilidad y seguimiento. Las empresas\ndeben justificar y presentar la documentación que evidencie la política\ncontable que han establecido de conformidad con dichas normas, y la misma debe\nestar avalada y revisada por los Auditores Externos en las auditorías a los Estados\nFinancieros.\n\n \n\nEn caso de que los Estados Financieros\nAuditados contengan salvedades, sea adversa (negativa) o presente abstención de\nopinión por parte del auditor, y que los hallazgos de éstos contemplen que la valoración\nde activos no se apega a las normas indicadas o la empresa no cuenta con\npolíticas contables de valoración de activos apegadas a las NIIF (o en su\nefecto la norma internacional que se llegue a acoger a nivel nacional), en el\ncálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de\nadquisición de la misma.\n\n \n\n8.8.3. Inversión por kW contratado\n(Ikw)\n\n \n\nEl costo de la inversión unitaria por\nkW contratado para cada prestador se obtiene del cociente entre la inversión\ntotal y la cantidad de kW contratados.\n\n \n\nDonde:\n\n \n\nIkw =    Inversión\nunitaria por kW contratado.\n\nI =        Monto de la\ninversión de la planta para la venta de energía según la potencia contrada por\nel ICE.\n\nPcon = Potencia\ncontratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario.\n\n \n\n8.9.Factor remanente de utilización\n(Fu)\n\n \n\nEl factor remanente de utilización de\ncada planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un\nmomento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo\nprincipal. El factor remanente de utilización es el siguiente:\n\n \n\n \n\nSujeto a la siguiente condición\n\n \n\nFu ≥ 10%\n\nDonde:\n\n \n\nFu =     Factor\nremanente de utilización para cada prestador (%).\n\nVu =     Vida\nútil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta.\n\nAT =     Año\nanterior al año en que se realiza el cálculo tarifario.\n\nAF =     Año\nde fabricación de la planta generadora.\n\n \n\nLa condición Fu ≥ 10% establece\nque el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%,\nmientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al\nSEN. Es decir, las plantas alcanzarán el 90% de su vida útil y el 10% restante\nse mantendrá constante y, ese porcentaje ajustará la inversión, sobre la cual\nse continuará reconociendo la rentabilidad al prestador.\n\n \n\nAlgunas consideraciones de los\nparámetros anteriores se especifican a continuación.\n\n \n\n1. Vida útil (VU): La vida útil es el\nperiodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en\neste caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el\ncual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de\ngeneración eléctrica con biomasa será calculada según la información\nsuministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del\nturbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores,\ncada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio\nsimple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años.\n\n \n\n2. Se establece que el valor mínimo\ndel Fu corresponde a un 10%, esto sustentado en los \"Términos y\ncondiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía renovable\"\nde distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de la India (Nueva\nDelhi, Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e investigaciones que sitúan\nel valor de rescate de la tecnología empleada para la generación de energía con\nbagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R. & Pohekar, S. (2014) y\nPerwez, U. et al. (2015)). La vida útil de la planta se actualizará cada 5 años\ncon la información real que cada prestador entrega a la Aresep.\n\n \n\n3. Año anterior de cálculo tarifario\n(AT): Se utiliza el año anterior al inicio del procedimiento de fijación\ntarifaria, el cual inicia con la apertura del expediente administrativo, debido\na que se utilizará la información del último cierre fiscal autorizado por el\nMinisterio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel\nnacional vía Ley.\n\n \n\n4. Año de fabricación (AF): Se utiliza\nel año de fabricación del activo principal, que corresponde al turbo generador.\nEn el caso que la planta de un prestador esté conformada por más de un activo\nprincipal, es decir, por más de un turbo generador, para obtener el año de\nfabricación se calculará un promedio simple entre los años de fabricación de\nestos activos, con el fin de obtener un único valor por prestador.\n\n \n\nLa información relacionada con el año de\nfabricación de los activos deberá ser entregada por cada prestador según los\nformatos y la periodicidad que la Aresep establezca.\n\n \n\n9. APLICACIÓN DE LOS AJUSTES\nPERIODICOS\n\n \n\nLa actualización de las tarifas se realizará\nanualmente, iniciando los procedimientos de fijación tarifaria con la apertura\nde los respectivos expedientes administrativos (uno por prestador) el último\ndía hábil del mes de agosto de todos los años, aplicándose esta metodología\nsegún sus componentes, utilizando la información disponible y de acuerdo con\nlos criterios señalados en cada sección.\n\n \n\n10.COMPETENCIAS DE LA INTENDENCIA DE\nENERGÍA O DEL ÓRGANO INTERNO DE LA ARESEP ENCARGADO DE FIJAR TARIFAS\n\n \n\nLa aplicación de esta metodología\ncorresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia\nde fijar tarifas y precios para el sector eléctrico.\n\n \n\nLa aplicación anual de esta\nmetodología se realizará mediante el procedimiento de fijación tarifaria\nordinaria previsto en la Ley N°7593 y en su respectivo Reglamento; debiendo\npublicarse la respectiva convocatoria a audiencia pública.\n\n \n\n11.OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O\nAGENTES\n\n \n\nLos generadores privados que le vendan\nenergía eléctrica al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley N°7200, como\nprestadores regulados por la Aresep a la luz del artículo 5 inciso a) de la Ley\nN°7593, tendrán la obligación de presentar a la Aresep la información que\ndetermine la Intendencia de Energía, o el área interna encargada de fijar\ntarifas a este sector, según lo disponen los artículos 14 incisos c) y d) y 24\nde la misma Ley, para efectos de cálculo de esta tarifa; para lo cual dicha\nárea deberá establecer el listado de información requerida, la forma en la cual\ndeben remitir esa información y la periodicidad de remisión.\n\n \n\nEn línea con lo anterior, los\ngeneradores privados tendrán la obligación de presentar a la Intendencia de\nEnergía o al área interna de la Aresep encargada de fijar tarifas a este\nsector, los Estados Financieros Auditados correspondientes al cierre fiscal\nautorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal\nestablecido a nivel nacional vía Ley. Estos estados financieros deberán ser\npresentados anualmente y a más tardar el último día hábil del cuarto mes\nposterior al respectivo cierre fiscal.\n\n \n\nPor su parte, deberán cumplir con la\npresentación de la contabilidad regulatoria en los términos que establece la\nresolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, su actualización efectuada\nmediante la resolución RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021 y las demás\nresoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier información\nnecesaria para realizar las labores regulatorias correspondientes.\n\n \n\nLa Aresep podrá solicitar a los\nprestadores la información que sea necesaria para determinar la tarifa, y en\ncaso de ser necesario podrá solicitar al, ICE o el operador del sistema (OS),\nla información que determine la Intendencia de Energía, o el área interna\nencargada de fijar tarifas a este sector, para efectos del cálculo de esta\ntarifa; para lo cual dicha área deberá establecer el listado de información\nrequerida, la forma en la cual deben remitir esa información y la periodicidad\nde remisión.\n\n \n\n12.OTRAS CONSIDERACIONES\n\n \n\nEn el caso de que una planta no le\nhaya vendido energía al ICE en el marco de la Ley N°7200 y que no cuente con\nuna tarifa aprobada por Aresep, en ausencia de la información requerida, se\ntomará como referencia, la menor tarifa fijada para los prestadores que les\naplique esta metodología. Para el año siguiente se calculará la tarifa con la\ninformación contable real que deberá aportar el prestador, según los\nlineamientos establecidos por la Autoridad Reguladora.\n\n \n\nPara los prestadores con otras fuentes\nde biomasa, al finalizar el primer año de funcionamiento deberán proporcionar a\nla Aresep la información de costos de explotación y de inversión, en el caso de\nque no la presenten, la Aresep podrá realizar una fiscalización para determinar\nlos costos reales.\n\n \n\nDe igual manera, esta metodología tarifaria\npodrá aplicarse para determinar la tarifa de compra-venta de energía eléctrica\nentre generadores privados y otros compradores diferentes al ICE; siempre que\nse cumpla el ordenamiento jurídico aplicable, las normativas vigentes y las\nconsideraciones, premisas y criterios expuestos para esta metodología.\n\n \n\n13. DEROGATORIAS\n\n \n\nEn virtud de los cambios propuestos,\nse considera oportuno derogar la resolución RJD-004-2010, \"Metodología\ntarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación\nde electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad y su fórmula de indexación\", publicada en La Gaceta N° 98 del\n21 de mayo del 2010 y sus reformas.\n\n \n\nAsí también, se propone la derogatoria\nde la resolución RJD-162-2011 \"Modelo y estructura de costos de una planta\nde generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su\nfórmula de indexación\", publicada en La Gaceta N° 233 del 5 de diciembre\ndel 2011 y sus reformas.\n\n \n\n(.)\n\n \n\n15. ANEXOS\n\n \n\n15.1. Listado de ecuaciones\n\n \n\n| Fórmula N° | Descripción | Detalle de la fórmula | | --- | --- | --- | | 1 | Tarifa máxima para el\nprestador | 𝑪𝒆𝒌𝒘 + 𝑰𝒌𝒘 ∗ 𝑭𝒖 ∗ 𝑹 𝑻𝒎 = 𝑯 | | 2 | Costos de explotación anual unitario por kW\ncontratado | 𝑪𝒆 𝑪𝒆𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏 | | 3 | Factor de actualización del costo de explotación | 𝑰𝒄𝒓𝒘 𝑭𝑪𝒆 = ∑𝒏\n𝑰𝒄𝒓 𝑴=𝟏 𝑴 𝒏 | | 4 | Costo de explotación anual actualizado de la planta para la venta de energía\nsegún la potencia contrada por el ICE. | 𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕 | | 5 | Cantidad de horas en que la planta\nestuvo en operación cogenerando energía eléctrica en el periodo de cosecha | 𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 ∗ 𝑫 | | 6\n| Promedio de días de cosecha | ∑𝟓=𝟏 𝑫𝒛 𝑫 = 𝒁 𝟓 | | 7 | Tasa de rédito para el desarrollo | 𝑽𝑫 𝑹 =\n𝑲𝑫 ∗ (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ + 𝑲𝑬 𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷 𝑽𝑪𝑷 ∗ 𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷 | | 8 | Tasa de rentabilidad sobre los aportes de\ncapital | 𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ + 𝑬𝑫) | | 9 | Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital en\ndólares de los Estados Unidos de América (USD). | 𝑲𝑬$ = 𝑲𝑳 + 𝜷𝒂 ∗ 𝑷𝑹 + 𝝀𝑹𝑷 | | 10 | Beta apalancada\nde la inversión | 𝑽𝑫 𝜷𝒂 = 𝜷𝒅 ∗ [𝟏 + (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ ] 𝑽𝑪𝑷 |\n\n \n\n| 11 | Inversión unitaria por kW contratado | 𝑰 𝑰𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏 |\n| --- | --- | --- |\n| 12 | Factor remanente de utilización para cada prestador (%) | 𝑽𝒖 − (𝑨𝑻 − 𝑨𝑭) 𝑭𝒖 = ( ) 𝑽𝒖 |\n\n \n\n15.2.\nListado de variables del modelo tarifario\n\n| Variables | | Descripción | | --- | --- | --- | | $ | = | Dólares de los Estados Unidos de\nAmérica (USD) | | AF | = | Año de fabricación de la planta generadora. | | AT | = | Año anterior al\naño en que se realiza el cálculo tarifario. | | Ce | = | Costo de explotación anual de la planta\npara la venta de energía según la potencia contrada por el ICE. | | Ceact | = | Costo de explotación\npor actualizar. | | CekW | = | Costos de explotación anual unitario por kW contratado. | | D | = |\nPromedio de días de cosecha. | | Dz | = | Cantidad de días de cosecha en cada periodo \"z\". | | ED |\n= | Tasa de la variación esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar para el\najuste tarifario. | | FCe | = | Factor de actualización del costo de explotación. | | Fu | = |\nFactor remanente de utilización para cada prestador (%). | | H | = | Cantidad de horas anuales\npromedio que la planta estuvo en operación generando energía eléctrica. | | I | = | Monto de la\ninversión de la planta para la venta de energía según la potencia contrada por el ICE. | | IcrM | =\n| Índice de precios al productor de la manufactura de Costa Rica (IPP-MAN) para cada uno de los\nmeses \"M\". | | Icrw | = | Índice de precios al productor de la manufactura de Costa Rica (IPP-MAN)\npara el mes \"w\". | | Ikw | = | Inversión unitaria por kW contratado. | | KD | = | Costo del\nendeudamiento. Ver la sección 8.7.1. denominada \"Costo del endeudamiento (KD)\" | | KE | = | Tasa de\nrentabilidad sobre los aportes de capital. | | KE$ | = | Tasa de rentabilidad sobre los aportes de\ncapital en dólares de los Estados Unidos de América (USD). |\n\n \n\n| Variables | | Descripción | | --- | --- | --- | | KL | = | Tasa libre de riesgo. | | M | = | Cada\nuno de los meses considerados en el Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la\ntarifa. | | N | = | Número de meses considerados en el Estado Financiero de la empresa a la que se\nle aplique la tarifa. | | Pcon | = | Potencia contratada en kW de la planta al momento del estudio\ntarifario. | | PR | = | Prima por riesgo. | | R | = | Tasa de rédito para el desarrollo. | | RP | =\n| Riesgo país. | | TI | = | Tasa impositiva. | | Tm | = | Tarifa máxima para el prestador. | | VCP |\n= | Valor del capital correspondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para la\ncogeneración de energía eléctrica. | | VD | = | Valor de la deuda. | | Vu | = | Vida útil indicada\npor el fabricante para el activo más importante de la planta. | | W | = | Mes de cierre fiscal\nautorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel\nnacional vía Ley. | | Z | = | Cada uno de los periodos de cosecha de 1 a 5. | | Βa | = | Beta\napalancada de la inversión. | | Βd | = | Beta desapalancada | | 𝜆 | = | Factor de absorción del\nriesgo país. |\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nTener\n como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública\n celebrada el 28 de setiembre de 2023, lo señalado en el informe IN-0017-\n CDR-2024, del 14 de marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de\n todos en este proceso.\n\n \n\nInstruir\n a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a\n notificar al señor Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad\n Anónima, Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense\n de Electricidad y al Ingenio Taboga Sociedad Anónima, la respuesta a las\n posiciones presentadas en la audiencia pública, así como la presente\n resolución, en un solo acto.\n\n \n\nDerogar\n la resolución RJD-004-2010, \"Metodología tarifaria según la\n estructura de costos típica de una planta modelo de generación de\n electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense\n de Electricidad y su fórmula de indexación\", publicada en La\n Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas.\n\n \n\nDerogar\n la resolución RJD-162-2011 \"Modelo y estructura de costos de una\n planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de\n caña y su fórmula de indexación\", publicada en La Gaceta N°233\n del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas.\n\n \n\nInstruir\n a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a\n realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La\n Gaceta.\n\n \n\nInstruir\n a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación que coordine\n con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación de la\n presente metodología, en la página web institucional.\n\n \n\nComunicar\n la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la\n Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la\n Intendencia de Energía, para lo que corresponda.\n\n \n\nEn cumplimiento de lo que ordena el\nartículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente\nresolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual\ndeberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día\nsiguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual\ndeberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la\ncitada Ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de\nAresep, órgano colegiado al que corresponde resolverlos.\n\n \n\nRige a partir de su publicación en el\ndiario oficial La Gaceta.\n\n \n\nPUBLÍQUESE,\nNOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 38\n\n Ordinary methodology for setting tariffs for the cogeneration of\nelectricity with different biomass sources\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\n(Note from Sinalevi: By means of resolution No. RE-0148-JD-2024 of October 23, 2024, it was agreed\nto temporarily suspend the effects of this norm and it is ordered to maintain the effectiveness of\nresolution RJD-004-2010 \"Tariff methodology according to the typical cost structure of a model plant\nfor electricity generation with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de\nElectricidad and its indexation formula\")\n\nRESOLUTION\nRE-0038-JD-2024\n\nESCAZÚ, AT NINE\nHOURS AND SIX MINUTES ON THE TWENTY-EIGHTH OF MAY\n\nTWO THOUSAND TWENTY-FOUR\n\n \n\n\"ORDINARY\nMETHODOLOGY FOR SETTING TARIFFS FOR\n\nELECTRICITY COGENERATION WITH DIFFERENT\n\nBIOMASS SOURCES\"\n\n_______________________________________________________________\n\n \n\nFILE IRM-001-2023\n\n \n\nWHEREAS:\n\n \n\nThat on April 26, 2010, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos (Aresep), through\nresolution RJD-004-2010, approved 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\nde Electricidad and its indexation formula\", published in La Gaceta No. 98 on May 21, 2010. Subsequently,\nit was modified through resolution RJD-027-2014, of March 20, 2014, published in Digital Supplement No. 10 to La Gaceta No. 65, of April 2, 2014.\n\n \n\nThat\n on November 9, 2011, the Board of Directors of Aresep,\n through resolution RJD-162-2011, approved the \"Model and cost structure of an electricity generation plant with biomass other than sugarcane bagasse and its\n indexation formula\",\n published in La Gaceta No. 233, of December 5, 2011. Subsequently,\n it was modified through resolution RJD-027-2014 of March 20,\n 2014, published in Digital Supplement No. 10 to La Gaceta No. 65 of April 2,\n 2014.\n\n \n\nThat on October 5, 2021, the Board of Directors of Aresep,\nthrough resolution\nRE-0206-JD-2021, approved the \"Regulatory Policy of the Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos\",\npublished in Supplement No. 209, to La Gaceta No. 199, of October 15,\n2021.\n\n \n\nThat\n on November 10, 2022, the task force, through report\n IN-0070-CDR-2022, sent the Director General of the CDR the technical\n report on the proposal for the \"Ordinary\n methodology for setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\". (Folios 76 to 140)\n\n \n\nThat on November 16, 2022, the CDR, through official letter OF-0389-CDR-2022,\nsent the Regulador General the technical report IN-0070-CDR-2022,\non the proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs for electricity cogeneration with different\nbiomass sources\", for its submission to the Board of Directors of Aresep for its corresponding procedure. (Folios 141 and\n142)\n\n \n\nThat\n on November 23, 2022, the Regulador General, through official letter\n OF-0547-RG-2022, sent the Secretaría de Junta Directiva (SJD) the\n official letter OF-0389-CDR-2022 and the technical report IN-0070-CDR-2022, for\n the respective analysis. (Folio 143)\n\n \n\nThat on December 13, 2022, the Board of Directors of Aresep,\nin ordinary session\nNo. 92-2022, took agreement No. 08-92-2022,\nby which it ordered, among other things: \"I. Submit to public hearing the proposal for the\n\"Ordinary methodology for setting tariffs for electricity cogeneration\nwith different biomass sources\", sent by the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, through official letter OF-0389-CDR-2022\nof November 16 (to which report\nIN-0070-CDR-2022 was attached) of November 10, 2022,\npursuant to articles 9 of the Constitución Política and 36 of Ley N°7593. (.)\". Said agreement was communicated by the SJD, through\nofficial letter OF- 0017-SJD-2023, of January 11,\n2023. (Folios 144 to 205)\n\n \n\nThat\n on January 10, 2023, the SJD, through official letter OF-0007-SJD-2023,\n requested the Departamento de Gestión Documental to open the file\n for the processing of the proposal for the \"Ordinary\n methodology for setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\". (Folio 1)\n\n \n\nThat\n on January 18, 2023, the CDR, through official letter OF-0008-CDR-2023,\n sent the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) the executive\n summary for the respective call for a public hearing. (Folio 206\n to 208)\n\n \n\nThat\n on January 23, 2023, the Board of Directors of Aresep,\n in extraordinary session No. 06-2023, took agreement No. 06-06-2023,\n through which it issued the \"Guideline\n for the analysis of substantial substantive changes post citizen\n participation, relating to proposals for methodologies, regulations, and\n technical standards\". Said\n agreement was communicated to institutional departments through\n official letter OF-0052-SJD-2023, of January 30, 2023.\n\n \n\nThat\n on January 25, 2023, the call for a public hearing was published in\n the official newspaper La Gaceta No. 13 and the nationally circulated newspapers La\n República and La Teja. (Folio 215)\n\n \n\nThat\n on February 17, 2023, the public hearing was held, as\n recorded in record AC-0035-DGAU-2023. (Folios 234 and 235, 241 to 250)\n\n \n\nThat\n on February 27, 2023, the DGAU, through report IN-0106-DGAU-2023,\n issued the report on oppositions and coaduvancies (coadyuvancias).\n (Folios 254 and 255)\n\n \n\nThat\n on June 29, 2023, the task force, through report IN-0027-\n CDR-2023, sent the Director General of the CDR the technical report on the\n proposal for the \"Ordinary methodology for\n setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\".\n (Folios 261 to 326)\n\n \n\nThat\n on June 29, 2023, the task force, through report\n IN-0029-CDR-2023, sent the Director General of the CDR the response\n report to the positions presented at the public hearing, held\n on February 17, 2023. (Folios 327 to 394)\n\n \n\nThat on June 30, 2023, the CDR, through official letter OF-0219-CDR-2023,\nsent the Regulador General, in his capacity as President of the Board\nof Directors of Aresep, the analysis report\nof positions presented at the public hearing (technical report\nIN-0029-CDR-2023) and the final technical report of the proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs\nfor electricity cogeneration with different biomass sources\", post public hearing\n(technical report IN-0027-CDR-2023). (Folios 395 to 396)\n\n \n\nThat\n on July 3, 2023, the SJD, through memorandum ME-0090-SJD-2023,\n forwarded for its analysis to the Dirección General de Asesoría Jurídica y\n Regulatoria (DGAJR) the methodology proposal analyzed in this case and\n the response report to oppositions. (Folio 397)\n\n \n\nThat on July 28, 2023, the DGAJR, through official letter OF-0449-DGAJR-2023,\nissued an opinion regarding the post-public hearing analysis of the\nproposal for the \"Ordinary methodology for\nsetting tariffs for electricity cogeneration with\ndifferent biomass sources\", noting\nthat \"2 substantial substantive changes\nwere identified in accordance\nwith the \"Guideline for the analysis of substantial substantive changes post citizen participation, relating to proposals for methodologies,\nregulations and technical standards\", issued by the Board of Directors of Aresep, through agreement No. 06-06-2023, of extraordinary\nsession No. 06-2023 of January 23, 2023, which are detailed in\nTable 1 (Anexo 1), which is a complement to this opinion (.)\", and therefore recommended to the Board of Directors\nof Aresep, among other things, \"2. To consider that, should the substantial substantive changes introduced in the proposal be maintained (.),\nand identified in this opinion in\nsections 8.7.2 and 8.9, said changes must be submitted to a new public hearing procedure, in accordance with the provisions\nof articles 9 of the Constitución Política and 36 of\nLey N°7593\". (Folios 398 to 415)\n\n \n\nThat\n on August 9, 2023, the Board of Directors of Aresep,\n in extraordinary session No. 65-2023, ratified on August 15, 2023,\n took agreement No. 03-65-2023, in which it ordered, among other things: \"I. Submit\n to public hearing sections 8.7.2 \"Cost of equity\n (KE)\" and 8.9 \"Utilization factor (Fu)\" of the proposal for the\n \"Ordinary methodology for setting tariffs for electricity cogeneration\n with different biomass sources\", in the\n terms in which they were submitted by the DGCDR, through official letter OF-0219-\n CDR-2023 (to which technical report IN-0027-CDR-2023 was attached) of June\n 30, 2023, pursuant to articles 9 of the Constitución Política and 36\n of Ley N°7593 (.)\". From\n said agreement derived resolution RE-0091-JD-2023, of August 9,\n 2023. (Folios 416 to 434)\n\n \n\nThat\n on August 31, 2023, the call for a public hearing was published\n in the official newspaper La Gaceta No. 159. (Folio 450)\n\n \n\nThat\n on September 4, 2023, the call for a public hearing was published\n in the nationally circulated newspapers Diario Extra and La Teja. (Folio 450)\n\n \n\nThat\n on September 28, 2023, the public hearing was held, as\n recorded in record AC-0282-DGAU-2023. (Folios 523 to 531) X\n\n \n\nThat\n on October 4, 2023, the DGAU, through report IN-0650-DGAU-2023,\n issued the report on oppositions and coaduvancies (coadyuvancias).\n (Folios 521 to 522)\n\n \n\nThat\n on March 14, 2024, the task force, through report IN-0017-\n CDR-2024, sent the Director General of the CDR the response\n report to the positions presented at the public hearing, held on\n September 28, 2023. (Folios 537 to 599)\n\n \n\nThat\n on March 14, 2024, the task force, through report IN-00018-\n CDR-2024, sent the Director General of the CDR the technical report post\n second hearing on the proposal for the \"Ordinary\n methodology for setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\". (Folios 600 to 667)\n\n \n\nThat on March 19, 2024, the CDR, through official letter OF-0081-CDR-2024,\nsent the Regulador General, in his capacity as President of the Board\nof Directors of Aresep, the response report\nto the positions presented at the public hearing (technical report\nIN-00017-CDR-2024) and the final technical report of the proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs\nfor electricity cogeneration with different biomass sources\", post second public hearing (technical report\nIN-0018-CDR-2024). (Folios 668 to 669)\n\n \n\nThat on March 20, 2024, the SJD, through memorandum ME-0038-SJD-2024,\nforwarded to the DGAJR official letter OF-0081-CDR-2024 and its annexes, related\nto the proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs for electricity cogeneration with\ndifferent biomass sources\"; for the respective post-second public hearing analysis\nand the preparation of the corresponding resolution proposal.\n(Folio 670)\n\n \n\nThat on April 12, 2024, the task force, through report\nIN-0021-CDR- 2024, sent the Director General of the CDR the \"Addendum and clarification to technical report\nIN-0018-CDR-2024 of the post-hearing analysis of the\nproposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs for\nelectricity cogeneration with different biomass sources\".\n(Folios 671 to 678)\n\n \n\nThat\n on April 17, 2024, the CDR, through official letter OF-0106-CDR-2024,\n sent the Regulador General, in his capacity as president of the Board\n of Directors of Aresep, the \"Addendum and clarification to technical report\n IN-0018-CDR-2024 of the final proposal of the \"Ordinary methodology\n for setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\". (Folios\n 679 to 680)\n\n \n\nThat\n on April 18, 2024, the SJD, through memorandum ME-0054-SJD-2024,\n forwarded to the DGAJR official letter OF-0106-CDR-2024 which in turn forwarded\n report IN-0021-CDR-2024, as an addendum and clarification to the final technical\n report of the \"Ordinary methodology for\n setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\", IN-0018-CDR-2024,\n of March 14, 2024. (Folio 681)\n\n \n\nThat\n on April 26, 2024, the DGAJR, through official letter OF-0271-DGAJR-2024,\n issued an opinion regarding the post-second public hearing analysis of\n the proposal for the \"Ordinary methodology for\n setting tariffs for electricity cogeneration with\n different biomass sources\". (Folios\n 682 to 694)\n\n \n\nThat\n on May 15, 2024, the Board of Directors of Aresep,\n in extraordinary session No. 37-2024, took agreement No. 03-37-2024\n through which it ordered: \"Continue\n in a subsequent session with the post-second public hearing analysis of the\n proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs for\n electricity cogeneration with different biomass sources\".\n (Attention to agreement 03-65-2023, from the record of extraordinary session\n 65-2023 of August 9, 2023). File IRM-001-2023. Report\n IN-0021-CDR-2024 of April 12, 2024, contained in official letter\n OF-0106-CDR-2024 of April 17, 2024 and official letter OF-0271-DGAJR-2024 of\n April 26, 2024.\"\n\n \n\nThat\n the useful and necessary steps for the issuance of the\n present resolution have been completed.\n\n \n\nCONSIDERING:\n\n \n\nI.             \nThat Ley N°7593, in its\narticle 5, provides that Aresep is the entity competent to set the prices and tariffs\nof public services, in accordance with the methodologies that it itself\ndetermines, and must ensure compliance with the standards of quality, quantity,\nreliability, continuity, timeliness, and optimal provision of such public\nservices, among which is the supply of electrical energy\nin the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\nWithin the generation stage is private generation, subject\nto the application of Ley N°7200 in conjunction with Ley N°7593.\n\n \n\nII.             That in accordance with article 36 of Ley N°7593 and article 6, subsection 16) of the\n\"Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\ny su Órgano Desconcentrado\" (RIOF), it is the responsibility of the Board of Directors of Aresep to approve the\ntariff methodologies that will be applied in the various regulated sectors under its competence and\ntheir modifications; complying with the respective public hearing procedure established\nin Ley N°7593.\n\n \n\nIII.           That through report IN-0017-CDR-2024, of March 14, 2024, which corresponds to the\ntechnical response report to the positions presented on the proposal \"Ordinary methodology\nfor setting tariffs for electricity cogeneration with different biomass\nsources\", the arguments stated in said positions presented during the\npublic hearing held on September 28, 2023, were analyzed.\n\n \n\nIV.           That from technical report IN-0018-CDR-2024, of March 14, 2024, which corresponds to the\npost-public hearing technical report of the proposal for the \"Ordinary methodology for setting tariffs for\nelectricity cogeneration with different biomass sources\", and which contains the\nproposal for the technical and legal analysis that serves as the basis for said methodological proposal,\nit is appropriate to extract the following:\n\n\"(.)\n\n \n\n5. JUSTIFICATION\n\n \n\nThe development of this methodology proposal for electricity cogeneration\nconsidering biomass as a source is based on the following:\n\n \n\n5.1. Cogeneration in electricity production from\nbiomass\n\n \n\nSome industrial activities require large amounts of heat and electrical energy\nfor their processes. Therefore, these industries have the capacity to produce\nheat and electrical energy on-site, which is utilized within the\nprocesses. By using both electrical energy and heat,\nthese plants become very efficient and economical, given that with the same equipment\nthey are capable of producing electrical and thermal energy. This process by\nwhich simultaneous generation of thermal and electrical energy occurs in a single process\nis known as cogeneration.\n\n \n\nCogeneration depends on the technology used, the types of fuel, the load curves, the capacity of the generating plant, and the properties of the heat, according to the demands of each process.\n\n \n\nThermal energy is presented in the form of high-pressure water steam or in the form of hot water; therefore, combined heat-and-power cogeneration plants are very useful in industries, as is the case with the sugar industry, but they can also be used for heating in buildings, refrigeration, and in the production of hot water.\n\n \n\nThese plants operate with turbines or boilers that use coal, bunker fuel, or other fuels as a source of primary energy, but they can also use renewable energy sources and biomass waste available from the main industrial process, as is the case with biomass.\n\n \n\nCogeneration plants consume heat and energy for their activities and, depending on their installed capacity, also take the opportunity to sell surplus electrical energy to the electrical grid; it is also possible that the heat produced is used for some processes, and when there is a surplus, it can be used to sell heating, as already mentioned.\n\n \n\nThe high energy consumption of certain processes makes cogeneration a beneficial option since it provides certain advantages such as:\n\n \n\n✓ No dependence on electrical energy from the distribution grid\n\n✓ Access to energy immediately\n\n✓ Availability according to plant capacity\n\n✓ Utilization of the primary energy source, as is the case with the use of biomass matter\n\n✓ Reduction of production costs\n\n✓ Greater efficiency in processes\n\n✓ Energy backup against electrical grid failures\n\n✓ Better use of water\n\n✓ Reduction of losses in the electrical service or investments in energy transport\n\nand distribution\n\n✓ Savings on the electrical service bill\n\n \n\nIn this type of activity, for regulatory purposes, it is considered that a large part of the initial investment used is part of the main activity, and by virtue of this, its investment, operation, and maintenance costs are associated with and largely borne by the main process that is carried out, and specifically, only a part is associated with the sale of electrical energy.\n\n \n\nAnother important aspect is that, given that the agricultural harvest cycle is utilized, the majority of the exploitation costs are generated during that period; in the other months, costs are minimal and mostly associated with preventive plant maintenance.\n\n \n\nGenerally, in these processing plants, the raw material is generated from a mainly agricultural activity of crops such as sugarcane, among others. Once the process begins, whether milling or squeezing to extract the juices, the residues are disposed of to be used as fuel in a boiler, which will produce high-pressure steam that will pass to the turbogenerator for the production of electrical energy, which will be used for the plant's processes, and the surplus can be sold to the electrical grid. Some plants provide for the dimensioning of the equipment in their design to install a capacity that allows them to generate energy surpluses.\n\n \n\nRenewable energies include the production of electrical energy with biomass, which is classified within bioenergies. According to IRENA1, the use of bioenergy is divided into two main categories: \"traditional\" and \"modern\". Traditional use refers to the combustion of biomass in forms such as wood, animal waste, and traditional vegetable charcoal. Modern bioenergy technologies include liquid biofuels produced from bagasse and other plants; biorefineries; biogas produced by anaerobic digestion of waste; wood pellet heating systems; and other technologies.\n\n \n\n1 https://www.irena.org/bioenergy, retrieved 06/22/2022\n\n \n\nAlso, IRENA highlights that around three-quarters of the world's renewable energy use involves bioenergy, and more than half consists of the traditional use of biomass. Bioenergy accounted for about 10% of total final energy consumption and 1.9% of global power generation in 2015. By 2021, cumulative generation with bioenergy was 143 GW.\n\n \n\nBiomass has significant potential to boost energy supply in countries with large populations, such as Brazil, India, and China. Its use ranges from direct burning for heating, cooking food, or for power generation, but also as a substitute for oil or gas.\n\n \n\nLikewise, the production of liquid biofuels is used as a renewable substitute for gasoline, which is largely used in the transportation sector.\n\n \n\nIn the case of generation with biomass, at the Central American level, according to the Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), in the report \"Estadísticas del subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), 2019 y avances a 2020\"2, for the year 2020, 3,473.4 GWh of energy were produced with biomass.\n\n \n\n2 https://repositorio.ceal.org Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), Report \"Estadísticas del subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), 2019 y avances a 2020\"\n\n \n\nAccording to this CEPAL report, for the year 2020, the installed capacity of Central American countries to produce energy with biomass from cogeneration projects was approximately 1,904.3 MW.\n\n \n\nThe following table presents the data on the evolution of biomass energy for the period 1992-2020.\n\n| Cuadro1. | | | | | | | | | | |\n|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|\n| (A table with multiple rows and columns is present here but cannot be rendered due to extraction limitations. The table spans the evolution of biomass energy from 1992 to 2020 across multiple indicators) | | | | | | | | | | |\n\nSource: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), Report \"Estadísticas del subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), 2019 y avances a 2020\"\n\n \n\nOn the other hand, at the national level, according to the Plan de expansión de la generación eléctrica 2020-2035, developed by ICE3, it is projected that the country has a theoretical potential of 580 MW for generation with residual biomass or organic agricultural waste, the latter with an installed utilization capacity of 78 MW, comprised of dry biomass, sugarcane mill bagasse, and rice husks.\n\n \n\nThere are also other organic agricultural wastes usable to produce energy from biogas such as: palm oil wastewater, wastewater treatment plants, slaughterhouse waste, swine and bovine excreta.\n\n \n\n3 https://www.grupoice.com/ Plan de expansión de la generación eléctrica 2020-2035, developed by the Instituto Costarricense de Electricidad, 2021\n\n \n\nOrganic agricultural wastes from pineapple, coffee, banana, and the forestry industry also have potential but are not yet utilized.\n\n \n\nCurrently, the contribution of energy produced with biomass comes from sugarcane mills, which inject approximately 38 MW into the National Electric System.\n\n \n\n5.2. To homogenize tariff methodologies of the private generation sector for the sale of energy.\n\n \n\nSince 2014, with the approval of the modification to the tariff methodologies for private generation, through resolution RJD-027-2014 of March 20, 2014, Aresep began the homogenization of tariff methodologies in the private generation sector; at that time, it was with the standardized treatment of the cost of capital.\n\n \n\nThrough the approval of the aforementioned resolution RJD-027-2014, the Board of Directors of Aresep considered that it was important to establish a uniform design in the use of the variables and the way in which the cost of capital defined in the five private generation methodologies was obtained and, additionally, to homogenize the information sources used for the calculation of said cost of capital variable.\n\n \n\nIn line with the above, this occasion is no exception, since homogenization between tariff methodologies has always been paramount for the Autoridad Reguladora, when the information and context of the sectors so allow. In this regard, one of the methodologies analyzed on this occasion is the only one of the private generation methodologies (approved through resolution RJD-004-2010 and its modification) that is of extraordinary application and is based on the typical cost structure of a model electricity generation plant with sugarcane bagasse and its indexation formula, and which currently is not fed with real information from the plants to which the methodology is applied. The other sector methodologies use accounting information to determine tariffs.\n\n \n\nIn addition to the previously mentioned methodology, the methodology for generating electrical energy using biomass sources other than sugarcane bagasse was approved; therefore, currently, there are two separate methodologies for the same source of electrical energy generation, biomass (approved through resolutions RJD-004-2010 and RJD-162-2011, and their modification).\n\n \n\nConsidering this context, this report proposes to make modifications to the current bagasse and biomass methodologies, in such a way that a single instrument is available to determine the generation tariff with biomass and, where pertinent, procedures and formulas are standardized with the other private generation methodologies, so that a generic methodology applicable to any biomass source with combustion processes is used, regardless of the type of biomass used.\n\n \n\n5.3. Available accounting financial information\n\n \n\nThe tariff calculation methodologies for private generators with biomass source, RJD-004-2010 (sugarcane bagasse) and RJD-162-2011 (other biomass sources different from bagasse), established that these private generators must annually present to Aresep the audited financial information (operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as its proper justification, in accordance with Ley N°7593.\n\n \n\nIn this regard, the IE for several years has undertaken the task of having the financial accounting information of private generators available in a timely manner and in the detail that allows providing the necessary inputs not only in the tariff-setting processes but also in other regulatory processes, such as the financial accounting monitoring of the public service and improvements to regulatory instruments.\n\n \n\nIn that same vein, as part of the process of developing and updating methodologies, with the purpose of having complete and timely financial information for the private generation sector, the Board of Directors, through resolution RJD-045-2017 of February 7, 2017, among other things, resolved:\n\n \n\n\"(.)\n\n \n\nII. To instruct the Administration to implement the additional measures included in the regulatory action and improvement plan proposed in the report sent through official letter 948-RG-2016 in relation to: regulatory accounting, sanctioning proceedings against companies that do not provide information to, audit program for private generation companies, and the request for collaboration to the Ministerio de Hacienda related to accounting-financial information of these companies.\"\n\n \n\nIn this way, by virtue of the efforts made, private generators periodically present their audited financial accounting information to the IE, and in the specific case of those that generate with bagasse, audited financial accounting information is available, supplied annually by the two companies that currently generate with said source, namely, El Viejo S.A and Taboga S.A., for which updated information from the audited financial statements corresponding to the most recent fiscal period ended (year 2020) is available.\n\nAdditionally, following the institutional route for the implementation of regulatory accounting and with the objective of standardizing the formats for the presentation of financial and accounting information submitted by private generators, regulatory accounting was established specifically for the electricity sector, through resolution RIE-132-2017 of December 22, 2017, \"Implementation of regulatory accounting for the public service of electricity supply in its generation stage, provided by generators covered by Chapter I of Ley 7200, consortia of public, municipal, and cooperative companies engaged in electricity generation and other similar entities authorized by the legal framework,\" published in Alcance N°2 to La Gaceta N°4 of December 22, 2017. Also, through resolution RE-0060-IE-2021 of September 21, 2021, published in Alcance N°194 to La Gaceta N°186 of September 28, the regulatory reports established by resolution RIE-132-2017 were updated and complementary forms were created to have better inputs to promote efficiency and transparency in tariff analyses.\n\nIn this context, resolutions RIE-132-2017 and RE-0060-IE-2021 establish uniform and standardized formats for the regulatory chart of accounts with the detail of accounts of regulatory importance, both income statement and balance sheet, as well as the regulatory financial statements corresponding to the regulated activity of electricity generation. This instrument for regulatory use allows for the availability of financial and accounting information for the public service separately from the other non-regulated economic activities of the company, and it also facilitates comparability between companies' information by being presented in a uniform and standard format.\n\nIn this regard, it is pertinent to highlight that the regulatory accounting presented by private electricity generators is an important input in the definition and application of tariff methodologies in which the use of financial and accounting information is established in their application, such as those for existing hydroelectric and wind plants, new wind plants, and new hydroelectric plants, in the calculations of the variables of operating costs, investment, and leverage, which promotes transparency, comparability, reliability, and traceability of the information, as well as compliance with the service-at-cost principle.\n\nIn relation to compliance with the presentation of regulatory accounting by the companies that currently make up the sector whose generation source is sugarcane bagasse (El Viejo S.A. and Taboga S.A.), these have submitted regulatory accounting since its first year of implementation, so that to date there is updated information submitted annually for these two plants, for the periods 2018, 2019, 2020, and 2021, which are found in the public access files OT-238-2017, OT-840-2019, OT-055-2021, and OT-034-2022, respectively.\n\nThe aforementioned constitutes an opportunity for improvement for the tariff methodologies for private cogeneration using a bagasse source or other biomass sources, since the regulatory body currently has updated financial and accounting information from the plants to which the tariff applies.\n\n6. LEGAL FRAMEWORK\n\n6.1. On the competence of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to establish tariff methodologies.\n\nThe Aresep is an autonomous institution with its own legal personality and assets, which exercises the regulation of the public services established in Ley Nº7593, or those services that the legislator defines as such (articles 188 and 189 of the Constitución Política and article 1 of Ley Nº7593).\n\nIn the same sense, numeral 3.a) of Ley Nº7593 defines the public service as that which, due to its importance for the sustainable development of the country, is so classified by the Asamblea Legislativa, in order to subject it to the regulations of said law.\n\nArticle 4 of that same Law provides as fundamental objectives of the Aresep, among others: \"c) To ensure that public services are provided in accordance with the provisions of subsection b) of article 3 of this law; d) To formulate and ensure compliance with quality requirements (...) and (...) f) To exercise, as provided in this law, the regulation of public services.\"\n\nThe foregoing is consistent with the provisions of the Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N°29847-MP-MINAE-MEIC), a standard that defines and describes the main conditions under which the electricity service must be supplied, establishing in its article 3, among others, the quality of energy and in its articles 16 and 19, that the technical factors under which the provision of the service to subscribers and users will be regulated and evaluated shall be: a. The quality of voltage and frequency of the supplied energy; b. The continuity and reliability in the energy supply; and c. The quality and timeliness of the service provision.\n\nLey Nº7593 granted the Aresep sufficient powers to exercise the regulation of the public services provided in the country, including those of electricity supply in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, as provided by numeral 5. a) of Ley Nº7593.\n\nThis, in relation to article 6.d) of Ley Nº7593, which establishes as an obligation of the Aresep \"(...) to set tariffs and prices in accordance with technical studies,\" associated with the provisions in numerals 3.b); 6.a) and f); 20; 31 to 37 of the same legal body, through which the parameters, criteria, and central elements for setting tariffs are established in accordance with the service-at-cost principle, an obligation reiterated in article 4.a).2) of the Reglamento a la Ley Nº7593, Decreto N°29732-M.\n\nNow, article 9 of Ley Nº7593 provides that the Aresep will continue to exercise the competence that Ley Nº7200 and its reforms grant to the Servicio Nacional de Electricidad. Likewise, it provides that no provider of a public service described in article 5 of this Law may provide the service without a tariff or price previously set by the Aresep.\n\nIn this line, it is the responsibility of the Aresep to ensure compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates; a competence regarding which article 5 of Ley Nº7593 refers to article 25 ibidem, which establishes that the Aresep will issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case.\n\nThese standards, in turn, must be consistent with articles 32, 34, 41, and 42 of the Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, which provide, in matters of interest:\n\n\"Article 32.-Technical and tariff follow-up regarding the conditions of service provision. The Autoridad Reguladora will follow up on the different regulated services of the electricity industry to establish compliance with the conditions of service provision, and for this purpose will employ:\n\na. The information requested from the regulated companies, according to article 24 of Ley Nº7593.\nb. Compliance with current regulations.\nc. The tariff provisions provided in the resolutions issued by the Regulating Body.\nd. The subscriber service indicators prepared by the company itself and those that the Regulating Body establishes as mandatory compliance.\ne. Any other information that, in the opinion of the Autoridad Reguladora, is necessary to fulfill its functions.\"\n\n\"Article 34.-Issuance of technical and economic standards. The Autoridad Reguladora, in accordance with the provisions of Ley Nº7593 and after consultation and coordination with the electricity companies, will issue the standards under which the service will be regulated and evaluated and which include the regulation and evaluation factors set forth in article 16, in such a way that the necessary balance is achieved between the timeliness and possibility of the investments required by each electricity company and the guarantee of the continuous improvement of the regulation and evaluation factors.\" (Highlighting is ours).\n\n\"Article 41.-Responsibility of the Autoridad Reguladora. As part of the responsibilities and powers assigned by Ley Nº7593 to the Autoridad Reguladora, it shall be responsible for:\n\na. Promulgating the technical and economic standards for the proper provision of the service.\nb. Evaluating, regulating, and supervising the application and compliance with the rules of this regulation and the corresponding standards.\nc. Applying the sanctions stipulated in Ley Nº7593 and its Reglamento.\"\n\n\"Article 42.-Sanctions. The sanctions to be applied for non-compliance with the rules of this regulation or the technical and economic standards issued by the Autoridad Reguladora shall be in accordance with the provisions of Ley Nº7593 and related laws.\"\n\nFor its part, article 29 of Ley Nº7593 provides that: \"the Autoridad Reguladora shall formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions to which the tariff and price procedures for public services will be submitted.\"\n\nThe procedure for setting tariffs is regulated in article 30 of Ley Nº7593 and, in turn, cardinal 31 of the cited law establishes that for setting tariffs, model productive structures or the particular situation of each company must be taken into account. In addition, said standard provides that the Aresep must apply annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Poder Ejecutivo, and any other variable that the Aresep considers pertinent. Thus, in the tariff procedure, each petition on tariffs and prices must be duly justified, as provided by article 33 of Ley Nº7593, and the tariffs and prices set by the Aresep shall govern from the moment of their publication in the Diario Oficial La Gaceta or from the moment indicated by the corresponding resolution, article 34 ibidem.\n\nIn this line, article 15 of the Reglamento a la Ley Nº7593, Decreto Nº29732-MP, provides that, for setting tariffs, models shall be used, which must be approved by the Aresep, in accordance with the law.\n\nNumeral 36 of Ley Nº7593 provides, for its part, the public hearing procedure to be followed in the formulation or revision of price and tariff-setting models, as well as the formalization and revision of technical standards, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. Said numeral is regulated in articles 44 to 56 of Decreto No. 29732-MP, in relation to numeral 9 of the Constitución Política, thus manifesting the exercise of the constitutional right of citizen participation, which has been established by the jurisprudence of the Sala Constitucional, among others, in judgment N°7213-2012, by establishing the obligation of the Aresep to guarantee citizen participation in the formulation of tariff methodologies (in the same sense, see judgments Nº016649-2009 and Nº17093-2008).\n\nLikewise, from article 31 of Ley Nº7593, in conjunction with numeral 6, subsection 16) of the Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado (RIOF), it follows that the Junta Directiva of the Aresep has the competence to approve the tariff methodologies to be applied in the various regulated sectors under the competence of the Aresep.\n\nSimilarly, numeral 9.11 of the RIOF establishes as a function of the Regulador General to designate teams for the preparation of policy proposals and the execution of projects for the design of tariff-setting methodology.\n\nFor its part, article 21.3 of the RIOF establishes that the CDR is responsible for the \"(...) review of the validity and competitiveness of the models being applied by Aresep to regulate public services.\"\n\nFrom the standards cited above, it can be inferred that the Aresep has exclusive and exclusionary competence for setting the tariffs of the regulated public services according to Ley Nº7593, a competence that is inalienable, non-transferable, and imprescriptible, as established in numeral 66 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP).\n\nIn this sense, defining and establishing the tariff methodologies or models by which the tariffs of the public services subject to its regulation will be determined, and the technical standards that guarantee the correct provision of the public services, forms an essential part of the powers conferred on the Aresep. The Sala Primera of the Corte Suprema de Justicia, in judgment N°001687-F-S1-2012, has indicated with respect to the powers of the Aresep to establish tariff methodologies, that: \"the Autoridad Reguladora constitutes the public authority that, through its actions, allows the realization of these postulates (...). Its exclusionary and exclusive powers allow it to establish the economic parameters that will regulate the contract, balancing the interest of the operator and that of the users.\"\n\nIn this line of analysis, the Procuraduría General de la República (PGR), in repeated pronouncements, has affirmed that the definition of tariff methodologies or models is included within the exclusive and exclusionary competence of the Aresep to set tariffs, such as opinions C-165-2014 of May 27, 2014, and C-416-2014 of November 24, 2014. Thus, opinion C-416-2014 cites the following: \"c) The definition of tariff methodologies or models is included within the exclusive and exclusionary competence of the ARESEP to set tariffs, without being obliged to coordinate with other entities or bodies.\" This same position has been reiterated by the PGR in opinion C-023-2017 of February 1, 2017.\n\nIn addition to the foregoing, it must be noted that the establishment of tariff methodologies and criteria by the Aresep is clearly framed within the technical discretion that has been recognized to this entity, provided that the service-at-cost principle is respected. The foregoing is consistent with articles 15, 16, and 160 of the LGAP.\n\nIn this respect, the Sala Primera has recognized this discretion of the Aresep in establishing methodologies, by indicating:\n\n\"There is no doubt that the ARESEP can determine the models for evaluating tariff requests, based on the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the providing companies (parameters of the service-at-cost principle). For this, Ley Nº7593 grants it a fairly broad framework of action (cardinals 6 subsection d) and 29 to 37). However, it must be remembered that the discretion is to choose in a first stage between one or several technical methods that will be the ones to be applied in a second moment after their formalization (in the procedure itself).\"\n\nThus, in application of the principle of legality (articles 11 of the LGAP and 11 of the Constitución Política), tariffs must be established in accordance with the mechanisms duly established by the Aresep for this purpose, through the procedure contained in Ley Nº7593 and its regulation (public hearing).\n\n6.2. On the regulation of the electricity supply service in Costa Rica as a public service.\n\nIn the case of the electricity sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans for this sector, which guide the actions of the agents, corresponds to the Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía (SEPSE), belonging to the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), the entity that prepares the Plan Nacional de Energía -PNE- (currently, the VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 is in effect), and the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, with the Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*), to which the Aresep is subject, as provided by article 1, second paragraph, of Ley N°7593.\n\n(*)(Note from Sinalevi: Its name was thus modified by subsection a) of article 43 of the Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 of March 13, 2024, and the Operation of the Sistema Nacional de Inversión Pública, approved by Decreto Ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously it was referred to as \"Plan Nacional de Desarrollo (PND)\")\n\nOn the other hand, the regulatory work of the electricity supply service in all its stages (generation, transmission, distribution, and commercialization) is in charge of the Aresep, as indicated in article 5.a) of Ley Nº7593, which provides its function of setting prices and tariffs, in addition to ensuring compliance with the standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision, in the provision of both this public service and the other regulated services.\n\nTo the above functions are added the objectives and obligations established in articles 4 and 6 of Law N°7593, respectively, the fulfillment of which frames the exercise of the powers and competences of the Aresep in relation to the regulation of public services.\n\nSaid powers involve tariff setting, the definition of technical regulations and tariff methodologies (among others), sanctioning in the event of a violation, and supervising the provision of public services.\n\nThe foregoing is not unrelated to the provision of the electricity supply service, since this public service, like any other, warrants the exercise of the aforementioned powers by the Aresep, in accordance with Ley N°7593 and its Reglamento.\n\nNow, considering that Ley N°7593 and its Reglamento form an essential part of the legal framework applicable to the regulation of public services in general, it is necessary to identify with regard to the electricity supply service that the Aresep must also carry out its work in view of the \"Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos,\" Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides the following:\n\n\"Article 1. Scope of application. This Reglamento defines and describes the main conditions under which the electricity service must be supplied under normal operating conditions. Its application is mandatory for the electric utility companies that are established in the country or that may be established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws. The conditions stipulated herein may be expanded and detailed partially or totally by the terms of the service provision contract entered into between the subscriber and the company or between companies, with prior authorization from the Autoridad Reguladora, provided that the service conditions to third parties are not affected.\n\nArticle 2. Purpose. This Reglamento defines and provides the general conditions under which the regulation of the electricity service provided by companies to subscribers and users will be exercised, in technical and economic areas.\"\n\nThrough said Reglamento, the regulatory framework that provides the specific regulation of the electricity supply service is expanded, which also binds the Aresep in the exercise of its powers with respect to said service.\n\nNote that the observance and application of said Reglamento is indispensable and mandatory on the part of the providers of the public electricity supply service that are authorized to offer said service in any of its stages, in accordance with the corresponding laws.\n\nAnd additionally, it is also established that, in applicable cases, the conditions stipulated by said Reglamento may be expanded and detailed partially or totally by the terms of the service provision contract entered into between the subscriber and the electricity company, or between electricity companies, with prior authorization from the Aresep, provided that the service conditions to third parties are not affected.\n\nIn the same sense, the \"Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica\" (Decreto 30065-MINAE) is applicable to the service in question, which establishes:\n\n\"Article 2- The purpose of this Reglamento is to establish the requirements and regulations for concessions regarding the provision of the public service of electricity supply, in accordance with Articles 5 subsection a) and 9 of Ley Nº7593 (...).\n\n\"Article 3- The MINAE will process everything related to the granting and cancellation of public service concessions for electricity supply in its stages of generation and distribution and commercialization of electricity, except for those applications covered by Ley Nº7200 and its reforms, which shall be processed by the ARESEP, as provided in article 9 of Ley Nº7593.\"\n\nThe above regulations are also applicable to the public service of public electricity supply, specifically, regarding the concessions that, in accordance with article 9 of Ley N°7593, every provider of a public service must have, in this case, the providers of the mentioned service in its stages of generation, distribution, and commercialization of electricity, whether the procedure is carried out by the MINAE, or by the Aresep (in the case of applications covered by Ley N°7200 and its reforms).\n\nNow, the electricity supply system comprises the set of useful means and elements for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electricity. Depending on the stage of the electricity supply service, the intervention of the various participants in the sector will vary, and according to this, the Aresep will set the respective tariffs.\n\nIn this sense, it is important to mention that the Procuraduría General de la República (PGR), in opinion C-293-2006, reiterated the competence of the Aresep for setting tariffs for the public service of electricity supply in all its stages. It cites, in matters of interest:\n\n\"(...) The supply of electricity in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization is a public service. Due to this nature, subsection a) of article 5 of Ley Nº 7593 grants competence to the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to set the prices and tariffs for the electricity supply in those stages of generation, transmission, distribution, and commercialization. As can be observed, the law grants the ARESEP the competence for setting tariffs for the public service of electricity supply in all its stages, i.e., from its generation to its commercialization (...)\".\n\n6.3. On the regulation of electricity generation from biomass, considering the cogeneration process\n\nAs has been indicated, generation as one of the stages of the electricity supply service is duly regulated by the Aresep, from the exercise of its powers and competences granted by Ley N°7593.\n\nNow, depending on the provider of the electricity generation service, the specific regulatory framework applicable to each case applies. Equally, Ley N°7593, its Reglamento, and the other regulations issued by the Aresep are applicable to them, considering, in terms of tariffs and methodology, aspects specific to the type of generator and the source with which the electricity is generated.\n\nIn this way, the Aresep, as part of its regulatory powers, has issued tariff methodologies for private electricity generation, considering, among other aspects, the generation source, whether it be hydro, wind, solar, thermal, geothermal, or biomass.\n\nIn Costa Rica, such sources are mostly taken from the so-called renewable resources, which are transformed into electricity, which in turn reflects the high level of renewable energy that characterizes our country.\n\nIn this sense, it is important to note that the Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario (2019-2022) refers to the possibility of Costa Rica becoming the first decarbonized economy in the world by the year 2050, for which it is necessary to gradually decrease, until eliminating, the consumption of fossil fuels and to venture even further into a system whose generation of renewable energies is sustainable and self-sufficient, so as to contribute to mitigating the impact of economic activities on the environment.\n\nIn line with the above, the electricity subsector of the VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 contains, as part of its axes, the sustainability of the energy mix. At the same time, its objectives seek, among others, to diversify energy sources for electricity production, so as to avoid the relative participation of thermal energy within the national energy mix.\n\nThe foregoing is associated with the Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, established in the mentioned Plan, which aims to take greater advantage of these sources.\n\nNow, the Política Energética Nacional, proposed through the VII Plan Nacional de Energía 2015-2030, is supported by a series of programmatic axes contained in this Plan. Specifically, to this policy that proposes, among others, increasing the contribution of the energy sector to productive competitiveness in the country, a series of actions have been connected that seek to improve the methodological framework governing electricity tariff setting, among others.\n\nAmong these actions is \"the creation or improvement of some tariff methodologies required for the purchase of electricity by the ICE from private generators; in particular, those related to generation using biomass and municipal solid waste. In this way, the aim is to take advantage of the generation potential with these sources that the country possesses.\" The highlighting is ours.\n\nThe foregoing directly involves the Aresep which, in the exercise of its powers, as has been indicated, regulates generation as one of the stages of the electricity supply service, regardless of its source, defining, among others, the tariff methodologies to be applied in each particular case.\n\nIn this sense, it is worth highlighting that, for the Aresep, the matter relating to tariff methodologies for generation with biomass is not novel, since in 2009, it issued 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,\" approved by resolution RJD-004-2010 of April 26, 2010, and currently in effect, which specifically considers sugarcane bagasse as a generation source, through which the energy that private generators sell to the ICE is produced, in light of Ley N°7200, chapter I.\n\nIn the same sense, in 2011, the Aresep issued the \"Cost model and structure of an electricity generation plant using biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula,\" approved by resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, and currently in effect, also relating to private generators covered by chapter I of Ley N°7200.\n\nThis model is applicable at the same time as the methodology relating to sugarcane bagasse, depending on the generation source in question. Thus, it was provided therein:\n\n\"1.1. Objective and scope\n\n(.)\n\nExcluded from this methodology are the tariff setting associated with electricity sales produced solely with sugarcane bagasse, to which the methodology approved by the Board of Directors through resolution RJD-004-2010 applies. Also excluded are tariff setting for sales of energy generated by plants using municipal waste as input. (.)\"\n\nThus, as can be observed, the Aresep, in the exercise of its regulatory powers and for the sake of continuous improvement, has been methodologically establishing what relates to electricity generation with biomass and the review of the technical instruments for regulation, in response to the provisions of the energy policy established in the VII Plan Nacional de Energía 2015-2030.\n\nNow, reference has certainly been made to the generation stage as part of the public service of electricity supply, according to Article 5, subsection a) of Law No. 7593; however, as explained in the previous section 5. Justification, in the case at hand, specific reference is made to the cogeneration of electricity considering biomass as the source.\n\nAs explained, in the case at hand, this is cogeneration, because the electricity from the use of biomass is the result of simultaneous generation as part of a thermal and electrical energy process, such that cogeneration plants consume the heat and energy for their activities and, depending on their installed capacity, also take advantage of selling the surplus electricity to the electrical grid.\n\nIt is for this reason that, rather than being electricity generation, in the specific sense indicated in subsection a) of Article 5 of Law No. 7593, it is cogeneration, insofar as the provider ultimately produces electricity as a result of a process inherent to another main productive activity.\n\nHowever, the foregoing does not cease to be part of the generation stage of electricity supply, since, finally, energy is being produced for sale to ICE, in light of Law No. 7200, a service that, as indicated, must be regulated by Aresep.\n\nAdditionally, to the aforementioned regulations, the \"Regulation to Chapter I of Law No. 7200 Law that authorizes autonomous or parallel electric generation,\" Executive Decree No. 37124-MINAET published in Supplement No. 72 of the Official Gazette La Gaceta No. 108 of June 5, 2012, establishes in its third article, the participation of private generators:\n\n\"Article 3.- Participation: Any Private Company or Rural Electrification Cooperative interested in participating in the activity of autonomous or parallel electricity generation for sale to ICE, must meet the requirements stipulated in Chapter I of Law 7200 and its amendments and sign an energy purchase contract following the procedures that ICE establishes for such purpose in accordance with the provisions of this regulation. ICE is empowered to sign contracts for the purchase of electricity as part of its ordinary activity, which shall have a maximum term of twenty years. (.)\"\n\nFurthermore, this Decree establishes the following in its Article 20 regarding rates and purchase prices:\n\n\"(.) Article 20.- Rates. ARESEP, in accordance with the provisions of Law No. 7593, shall set the rates that will govern the purchase-sale of electricity under Chapter I of Law No. 7200 and its amendments.\n\nThese rates may be established by ARESEP, for each type of energy source, based on cost structure models developed to consider the particular conditions of new and efficient plants. Likewise, ARESEP may establish the rates for each type of energy source that will apply upon renewing contracts, based on models developed from statistical information on the cost structure and performance of existing plants. (.)\n\nThe rates, both for new plants and for existing plants, may be set under the maximum price modality, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a structure disaggregated by times of year, hours of the day, energy and power, defined according to the expected evolution of the SEN costs.\"\n\nThis article establishes the maximum price as one of the legally provided modalities for Aresep to define within the rate methodology, which is the approach presented in this proposal, in the exercise of the technical discretion that Aresep has.\n\nIn that sense, Aresep has discretionary technical power to define the methodologies and calculation models for each public service it regulates. So that, according to parameters, criteria, and technical assessments, among others, it can determine in each particular case the methodology it considers necessary and adequate.\n\nSuch technical discretion is widely recognized in judicial jurisprudence. By way of example, the following is cited:\n\n\"(.) Note that the same legislation empowers it to approve, disapprove, or modify the proposal of that body, which by itself leads to the conclusion that it is a non-binding proposition, which, therefore, does not constitute any subjection for that authority, which in order to the foregoing holds exclusive powers in this matter, ergo, excluding any other public body or entity. However, this particularity does not mean at all that the final decision that ARESEP must adopt is absolutely discretionary. While it is true that said authority has discretionary technical power to establish the calculation models, according to the procedure provided by law, the same is not true for the setting of rates. As part of the principle of legality, rates must be established in line with the mechanisms duly established for the purpose, through the procedure contained in Law No. 7593 (public hearing). Thus, once the rate review model is set (which must be published in the Official Gazette), in principle, this is the calculation tool that must be used, and therefore, the instrument that determines whether or not there is financial distortion that must be corrected, which provides legal certainty and constitutes a control parameter of the price regulatory activity. (.)\" Resolution No. 00557-F-2007 of August 10, 2007, of the First Chamber of the Supreme Court of Justice.\n\nThe aforementioned norms are consistent with the \"Sectoral Regulation for Electric Services,\" Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides, regarding the matter of interest:\n\n\"Article 22.-General principles for Rate Adjustment requests. Rates shall have the purpose of recovering ordinary operating expenses, those associated with replacement, maintenance, and a reasonable profitability for the electric industry; they must also allow obtaining the necessary resources to use technologies that guarantee the best quality, continuity, and security of the same.\n\nArticle 23.-Application. Petitions for rate setting must conform to Law No. 7593, its Regulation, and this Regulation.\"\n\nThe comprehensive analysis of the detailed legal framework allows concluding that in accordance with the provisions of Articles 3, 4 subsection f), 5 subsection a), 6 subsection d), 9 and 31 to 36 of Law No. 7593, numerals 4 subsection a) point 2), 14, 15, 16, 17 and 41 of Executive Decree No. 29732-MP, Article 6 subsection 16 of the RIOF, Article 14 of Law No. 7200, numeral 20 of Executive Decree No. 37124-MINAET, Articles 23 and 26 of the \"Sectoral Regulation for Electric Services,\" Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, it corresponds to Aresep to set the prices and rates of said public services, as well as to establish the rate methodologies or models that will determine them. The foregoing is consistent with reiterated jurisprudence of the corresponding courts and the criteria of the Attorney General's Office of the Republic.\n\nIn this way, it is evident that cogeneration in the sense proposed by this rate methodology must be a service covered not only by Law No. 7200, but also by Law No. 7593 and its regulation, which provides regulation functions for the Regulatory Authority.\n\n6.4. Exercise of the rate-setting and methodological power of Aresep, in relation to private generators covered by Chapter I of Law No. 7200\n\nIn the case at hand, it is necessary to identify that the methodologies and rate models that Aresep issues, in order to carry out the rate setting for the electricity generation service produced, in this case, from biomass using combustion processes, are exclusively applicable to private generators covered by Chapter I of Law No. 7200, excluding those that generate under Chapter II thereof (added through Law No. 7508).\n\nThe foregoing is based not only on the inclusion of generation as one of the stages of the electricity supply service stipulated in subsection a) of Article 5 of Law No. 7593, but also on Law No. 7200 itself, Article 14, and on the Regulation to Chapter I of said Law (Decree No. 37124-MINAET), Article 20.\n\nOn the other hand, the rates referring to electricity sales made in light of Chapter II of Law No. 7200, regardless of their source, are defined within the public bidding procedures carried out by ICE in order to make the required contracting, in which there is competition of sale prices, according to Article 21 of the aforementioned Law. Therefore, Aresep has no direct interference in the definition of such rates.\n\n7. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICITY GENERATION WITH BIOMASS\n\n7.1. Current situation of the costs of energy produced with biomass at the international level\n\nAccording to the intergovernmental organization \"International Renewable Energy Agency,\" Irena, based in the city of Masdar, Abu Dhabi, a specialized body in the promotion of knowledge, adoption, and sustainable use of renewable energies, from the report Renewable-Power-Costs4 (2020, p. 111), some data for generation with biomass are highlighted:\n\n4 https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Renewable-Power-Costs-in-2019\n\n. Between 2010 and 2019, the global weighted average Levelised Cost of Energy (LCOE5) for bioenergy for power projects fell from USD 0.076/kWh to USD 0.066/kWh.\n\n5 The LCOE is the ratio between lifetime costs and lifetime electricity generation, both discounted to a common year using a discount rate that reflects the average cost of capital.\n\nIn this report, all financial values are in real 2019 USD (i.e., accounting for inflation). LCOEs are calculated assuming a real cost of capital of 7.5% in OECD countries and China, and 10% in the rest of the world, for all technologies unless explicitly mentioned. All LCOE calculations exclude the impact of any financial support.\n\n. For bioenergy projects commissioned in 2019, the global weighted average total installed cost was USD 2141/kW. This represented an increase from the 2018 weighted average of USD 1693/kW.\n\n. Capacity factors for bioenergy plants are very heterogeneous, depending on the technology and feedstock availability. Between 2010 and 2019, the global weighted average capacity factor for bioenergy projects varied between a minimum of 65% in 2012 and a maximum of 86% in 2017.\n\n. In 2019, the weighted average LCOE varied from a minimum of USD 0.057/kWh in India and USD 0.059/kWh in China, to maximums of USD 0.08/kWh in Europe and USD 0.099/kWh in North America. The above information is summarized in the following graph:\n\nGraph 1\nGlobal weighted average total installed costs, capacity factors and LCOE for bioenergy, 2010-2019\n\nSource: Irena,\n\nThis first graph shows how the installed cost has varied in recent years, the same has occurred with the capacity factor, and the kWh costs are on a downward trend, currently around $0.066/kWh.\n\nGraph 2\nTotal installed costs of bioenergy generation projects by selected feedstocks and country/region, 2000-2019\n\nIn the previous graph, we can focus on the first box representing the installed costs of bagasse-type biomass (which is the only biomass source with which energy is currently generated in Costa Rica) and mainly for North America; it can be inferred from the information that the average installed cost is less than $2000/kW and that smaller capacities, between 20 and 30 MW, are used for this type of source.\n\nAccording to Irena (2020), bioenergy-fired power plants can have very high capacity factors, ranging between 85% and 95%, in cases where feedstock availability is uniform throughout the year.\n\nHowever, in cases where feedstock availability is based on seasonal agricultural harvests, capacity factors tend to be lower.\n\nIn the case of Costa Rica, the average plant factor of the 2 bagasse plants that currently sell energy to the SEN oscillates around 65%. In the case of these two plants, given the source with which generation occurs, the available feedstock is seasonal, being based on the sugar cane harvest times, which lasts between three and six months a year, so said plants generate between four and five months a year, which is reflected in the historical records of energy sales maintained by the DOCSE (formerly CENCE) and which are available at Aresep.\n\nIn the Irena report (2020, p. 117), fixed operation and maintenance costs include labor, insurance, scheduled maintenance, and routine replacement of plant components, such as boilers, gasifiers, feedstock handling equipment, and other elements.\n\nIn total, according to the aforementioned report, these operation and maintenance costs represent between 2% and 6% of total installed costs per year. Large bioenergy power plants tend to have lower fixed operation and maintenance costs per kW, due to economies of scale.\n\nSaid report adds that variable operation and maintenance costs, at an average of USD 0.005/kWh, tend to be low for bioenergy power plants, compared to fixed operation and maintenance costs. Spare parts and incremental service costs are the main components of variable operation and maintenance costs, although they also include fuel costs other than biomass, such as ash disposal.\n\nGraph 3\n\nLCOE by project and weighted averages of bioenergy power generation projects by feedstock\n\nand country/region, 2000-2019\n\nFrom the previous graph, it can be observed that the highest weighted average for this period (2000-2019) was USD 0.099/kWh in North America, where the 5th and 95th percentiles of projects fell between USD 0.048/kWh and USD 0.180/kWh.\n\n7.2. The current rate model\n\nIn relation to the current rate model, as mentioned throughout the document, there are currently two rate methodologies approved by Aresep for electricity generation with biomass, namely:\n\n. \"Rate 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\", approved through resolution RJD-004-2010, of April 26, 2010, and published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010, and its amendment.\n\n. \"Model and cost structure of a plant for electricity generation with biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula\", approved through resolution RJD-162-2011 of November 9, 2011, and published in La Gaceta No. 233 of December 5, 2011, and its amendment.\n\nIn the case of the sugarcane bagasse methodology (RJD-004-2010), it is based on the definition of a model plant that considers a model productive structure for the electricity generation activity with sugarcane bagasse based on a benchmarking of investment and operating costs.\n\nOn the other hand, the model for biomass other than sugarcane bagasse (RJD-162-2011) is based on a cost model, organized in a calculation spreadsheet, in which a structure of investment, operation, and maintenance costs for the development of the activity was defined; and adds a profitability consistent with the type of activity.\n\nThis latter model was approved under the premise that the country had no previous experience in generation with biomass sources other than sugarcane bagasse, and that there is a very wide range of technical and economic production conditions with biomass sources; therefore, it was not decided to establish reference model companies, but rather a method of setting individual rates based on the information to be provided by the enabled interested parties was proposed, within a rate scheme and a clearly defined cost structure. In this model, as the conditions of existence of multiple biomass sources and a wide range of technical and economic conditions persist, the same cost and expense structure of the generation model with biomass other than sugarcane bagasse was incorporated, with individual settings according to the financial-accounting data of each generator.\n\nBoth models establish the procedures and formulas for calculating the respective rate, as well as the requirements to implement the respective procedure.\n\n7.3. Needs of the regulated sector\n\nAs part of the regulatory improvement process, highlighted in the definition and review of rate methodologies, Aresep has sought to detect, in the exercise of its work established by Law No. 7593, opportunities for improvement of its regulatory instruments, without prejudice to the various substantiated observations that may be known from a provider or interested third party and that are susceptible to being considered in the process.\n\n7.3.1. Observations from ICE\n\nICE has sent Aresep a series of concerns regarding the bagasse methodology (RJD-004-2010 and RJD-027-2014), through official letters 0510-905-2017 and 0610-094-2018. In this regard, the following stand out from said statements:\n\n. Disagreement that rates be in dollars, given that companies make most of their expenditures for operating and administrative costs in colones.\n\n. The inconvenience of applying the \"model plant\" methodology, the cost values specific to the companies El Viejo S.A. and Taboga S.A., since these costs are inconsistent with the costs of a model plant, because the inefficiencies of existing companies are charged to prices, with final consumers assuming these inefficiencies.\n\n. Age of the plants that generate electricity with bagasse in the estimation of investment costs. The methodology simulates an efficient model company that begins operations in year zero; however, the reality is that the thermal generation plants with bagasse, to which this methodology has been applied, have been repowered and have been operating for several years prior to the first rate setting with this methodology, so their assets are partially or totally depreciated.\n\n. Adjustment by price indices, because investment costs and total costs change when updated by indices; however, in model companies, the goal is for costs to be updated by technological improvements and even exclude those costs or increases that do not represent any efficiency for the plant, and for this to incentivize generators to be more efficient and thus seek the improvement of their production systems.\n\n. Questioning of the bagasse reserve percentage.\n\n. Distribution percentages of energy for own consumption and energy for sale and their impact on the production costs of the energy generation activity.\n\n. Recognition of expenses not considered in other methodologies, including income tax expense and financial expenses.\n\nIn this regard, regarding ICE's observations, these have been analyzed, and where appropriate, will be included in the proposal.\n\n7.3.2. Observations from the IE\n\nThe IE, as the applicator of the current rate methodologies, has detected some opportunities for improvement, which were sent to the CDR, through official letters OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020, and IN-0131-IE-2020, covering the following aspects:\n\n. Scope of extraordinary rate settings.\n. Lack of clarity in the methodology on which variables can and must be updated in rate settings.\n. Inclusion of the use of information from regulatory accounting.\n. Recognition of income tax within rate costs.\n. Recognition of financial expenses within rate expenses.\n. The indexation of total costs.\n. The profitability calculated on an investment amount that considers a plant always new.\n. The advisability of setting rates in dollars.\n\nIn relation to the observations submitted by the IE, it is highlighted that these have been analyzed, and where appropriate, will be included in the proposal.\n\n7.4. Analysis of the sector's needs\n\nAfter the assessment of the sector's needs by ICE, the providing companies, and the needs identified by Aresep's technical teams, the consolidation of the methodologies for plants generating with sugarcane bagasse and biomass other than bagasse into a single methodology is proposed, which will consider both plants with current contracts that currently operate in the sector, and plants that sign a contract in the future.\n\nIn this regard, another consideration analyzed for the definition of the methodology is that, in the current context, ICE is not renewing contracts with private generators for the entire maximum 20-year concession period permitted by Law No. 7200, and in some cases, it is not renewing contracts at all. In that sense, this is due to the current rate scheme and the current energy need conditions of the National Electric System (SEN, Sistema Eléctrico Nacional); therefore, it is considered convenient to propose a methodology that provides rate flexibility to energy purchase-sale negotiations.\n\nIn that sense, in the regulation of the electric sector, it has been visualized that rate flexibility not only provides incentives to improve the sector's efficiency, but also allows the market to be energized when negotiating contract renewals, given that according to current national legislation, ICE is only allowed to buy energy through the mechanisms provided in Law No. 7200, and it is ICE that must define the quantities to buy and from whom.\n\nAdditionally, given that Aresep only has the operational and financial-accounting information of two very different plants, both in the amount of energy they generate and their investment, operation, and maintenance costs, it is proposed to determine maximum rates per company, so that the parties can agree on a rate.\n\nGiven the particularities of cogeneration with biomass and the availability of financial-accounting information from the providers to whom this methodology would apply, it was decided to abandon the model plant scheme, so that the real information of each of the sector's plants is considered.\n\n(.)\"\n\nThat from the technical report IN-0021-CDR-2024, of April 12, 2024, which corresponds to the \"Addition and clarification to the technical report IN-0018-CDR-2024 of the post-hearing analysis of the proposal for an Ordinary methodology for setting rates for cogeneration of electricity with different biomass sources\", and which contains aspects related to the \"Remaining utilization factor (FU, Factor remanente de utilización)\", which is part of the basis for this methodological proposal, it is appropriate to extract the following:\n\n\"(.)\n\nOn the clarification and addition\n\nOnce the sections of the rate methodology proposal ordered by the Board of Directors were submitted to a new public hearing on September 28, 2023, opposition was again received from several participants of the held hearing, who argued that it must be considered that the useful life of generators can be greater than 40 years and that on many occasions, these assets remain in operation beyond the useful life established by the manufacturer.\n\nOnce this argument was analyzed in report IN-0017-CDR-2024 of March 14, 2024, and this change was incorporated in technical report IN-0018-CDR-2024 of the same date, the following was indicated:\n\n\"(.)\n\nGiven this, it is indicated that the selection of this useful life must adjust to the reality of each company according to the useful life of the generators it uses, and with this data, the Remaining utilization factor (Fu) is estimated.\n\nIn turn, the opponent's argument regarding the few incentives private generators have to continue operating is considered, if only operating costs are recognized, especially because useful lives can range between 40 and 50 years and equipment can remain in operation for more than 50 years; therefore, it is agreed that incentives need to be added to keep cogeneration plants in operation.\n\nWhile the inclusion of a residual value can maintain a level of profitability consistent with the value of the asset during the cogeneration plant's operating period exceeding the useful life, it tends to overestimate the Fu during the plant's useful life years, as indicated in report IN-0029-CDR-2023 of June 29, 2023, where it is specified as follows:\n\n\"(.)\n\nIn that sense, the opponent is right in that the Remaining utilization factor (Fu) in the case of electric cogeneration should not contemplate the residual value, because, when considered, the asset used for electric generation could be exceeding its useful life and, therefore, would be having a value higher than the total value of the asset.\n\n(.)\"\n\nTherefore, it is determined that the best alternative to avoid overestimating the Remaining utilization factor (Fu) during the useful life or depreciable life of the plant and to grant sufficient incentives to private generators to continue providing the electricity cogeneration service once said useful life has ended, is to establish a restriction on the Fu variable so that its result cannot be less than 10%, whereby cogenerators obtain a profitability consistent with cogeneration plants that remain in operation beyond their useful life, because total depreciation of the asset was already recognized during the useful life period and profitability is not overestimated during the asset's useful life. For this reason, section 8.9 of the proposed methodology is modified as follows:\n\n\"8.9. Remaining utilization factor (Fu)\n\nThe remaining utilization factor of each cogeneration plant represents the remaining percentage of the asset's value for a specific moment in the useful life based on the age of the main asset. The remaining utilization factor is determined with the following equation, subject to the indicated restriction.\n\nSubject to the following condition\n\nFu ≥ 10%\n\nWhere:\n\nFu = Remaining utilization factor for each provider (%).\nVu = Useful life indicated by the manufacturer for the most important asset of the plant.\nAT = Year prior to the year in which the rate calculation is performed.\nAF = Year of manufacture of the generating plant.\nVd = Depreciable value of the generating plant.\n\nThe condition Fu ≥ 10% establishes that the Remaining Utilization Factor (Fu) can never be less than 10%, as long as the cogeneration plant is generating energy for sale to the SEN. That is, plants will reach 90% of their useful life, and the remaining 10% will remain constant, and that percentage will adjust the investment, on which the profitability to the provider will continue to be recognized.\n\nSome considerations of the previous parameters are specified below.\n\n1. Useful life (VU): The useful life is the period in which the most important asset of the plant (in this case the generator) is expected to be used to produce energy and, in turn, the time during which the loss of the asset's value occurs. The useful life of the biomass electricity generation plant will be calculated according to the information provided by each of the providers according to the useful life of the turbogenerator used. In the event that several turbogenerators are used, each with a different useful life, the useful life will be determined by a simple average. The maximum useful life to recognize is 50 years.\n\n2. It is established that the minimum value of Fu corresponds to 10%, this supported by the \"Terms and conditions for determination of tariff for renewable energy sources\" of various energy regulatory commissions of States of India (New Delhi, Rajasthan, Maharastra, Bihar, among others) and research that places the salvage value of the technology used for energy generation with bagasse and biomass gasifiers at 10% (Kale, R. & Pohekar, S. (2014) and Perwez, U. et al. (2015)).\n\n(. .)\n\nTaking the foregoing into account, once the variable Vr (residual value) has been eliminated from the equation of the Fu formula, and given that the variable Vd is determined as Vd = 1-Vr, when the value Vr disappears from the equation, Vd can automatically only obtain the value of 1.\n\nUnder that described consideration, the proposal was submitted to the public hearing; however, for the sake of precision, and since said variable has an effect within the Fu formula, the corresponding consequence is its elimination from the equation and from the definition of the variable.\n\nFurthermore, based on the indicated condition of Fu ≥ 10%, the remaining utilization factor will be 10% as the end of the asset's useful life approaches; and while it continues in operation, the recognition of its utilization corresponds to the aforementioned percentage and does not depend on the depreciation value.\n\nAs indicated, considering the variables contained in equation 12, all of which are related to the useful life and age of the asset, the text of section 8.9 is adjusted as follows:\n\n(. .)\n\n8.9 Remaining utilization factor (Fu)\n\nThe remaining utilization factor of each cogeneration plant represents the remaining life of the asset at a specific point in its useful life as a function of the total age of the main asset. The remaining utilization factor for plants that have not reached their useful life is as follows.\n\nSubject to the following condition\n\nFu ≥ 10%\n\nWhere:\n\nFu = Remaining utilization factor for each provider (%).\n\nVu = Useful life indicated by the manufacturer for the most important asset of the plant.\n\nAT = Year prior to the year in which the rate calculation is performed.\n\nAF = Year of manufacture of the generating plant.\n\n(. .)\"\n\nHaving made this adjustment, the variable Vd is eliminated from formula 12, and Vd is eliminated from the variable summary table.\n\nAll else remains as indicated in report IN-0018-CDR-2024.\n\n(. .)\"\n\nWhereas the technical basis for this methodological proposal is based on report IN-0018-CDR-2024, dated March 14, 2024, entitled \"Post-hearing technical report on the proposal for an Ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources,\" as well as on report IN-0021-CDR-2024, dated April 12, 2024, entitled \"Addition and clarification to technical report IN-0018-CDR-2024 of the post-hearing analysis of the proposal for an Ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources,\" prepared by the task force and forwarded by the CDR via official letters OF-0081-CDR-2024, dated March 19, 2024, and OF-0106-CDR-2024, dated April 17, 2024, respectively.\n\nWhereas on March 20 and April 18, 2024, respectively, the SJD forwarded to the DGAJR the technical documentation related to the proposal for an \"Ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources,\" as well as the response report to the positions presented at the public hearing, for the respective post-public hearing analysis. Whereas the DGAJR, via official letter OF-0271-DGAJR-2024 dated April 26, 2024, issued its respective opinion, recommending to the Board of Directors of Aresep the following: \"1. Submit for the knowledge and assessment of the Board of Directors of Aresep, the proposal for an 'Ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources,' presented by the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, via official letter OF-0081-CDR-2024, dated March 19, 2024, and supplemented and clarified via official letter OF-0106-CDR-2024, dated April 17, 2024.\"\n\nWhereas, based on the preceding findings and consideranda, it is appropriate to: 1- Issue the Ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources. 2- Consider as a response to the positions presented at the public hearing held on September 28, 2023, what is indicated in report IN-0017-CDR-2024, dated March 14, 2024, and express gratitude for the valuable participation of everyone in this process. 3- Instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed to notify Mr. Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad Anónima, Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense de Electricidad, and Ingenio Taboga Sociedad Anónima of the response to the positions presented at the public hearing, as well as this resolution, in a single act. 4- Repeal resolution RJD-004-2010, \"Tariff methodology according to the typical cost structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,\" published in La Gaceta No. 98 on May 21, 2010, and its amendments. 5- Repeal resolution RJD-162-2011, \"Model and cost structure of a plant for generating electricity with biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula,\" published in La Gaceta No. 233 on December 5, 2011, and its amendments. 6- Instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed with the publication of this resolution in the official gazette La Gaceta. 7- Instruct the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación to coordinate with the Departamento de Comunicación Institucional the dissemination of this methodology on the institutional website. 8- Communicate this resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía, for the corresponding purposes.\n\nWhereas, in session 42-2024 held on May 28, 2024, and ratified on June 6, 2024, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on the final technical report IN-0018-CDR-2024, dated March 14, 2024, and its addition and clarification made in technical report IN-0021-CDR-2024, dated April 12, 2024, prepared by the task force, official letters OF-0081-CDR-2024, dated March 19, 2024, and OF-0106-CDR-2024, dated April 17, 2024, from the Dirección General Centro Desarrollo de la Regulación, as well as OF-0271-DGAJR-2024, dated April 26, 2024, from the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, agrees to issue this resolution as set forth.\n\nTHEREFORE:\n\nBased on the powers conferred by the Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley 7593), in Decreto Ejecutivo 29732-MP \"Reglamento a la Ley 7593\" and in the \"Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado\" (RIOF); the following is provided:\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS\n\nOF THE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nRESOLVES:\n\nI. To issue the ordinary methodology for setting rates for the cogeneration of electricity with different biomass sources, in accordance with the following:\n\n\"ORDINARY METHODOLOGY FOR SETTING RATES FOR THE COGENERATION OF ELECTRICITY WITH DIFFERENT BIOMASS SOURCES\"\n\nContents\n\n(. .)\n\n4. ABBREVIATIONS, ACRONYMS, AND DEFINITIONS USED IN THE METHODOLOGY .............................. ..................................................................................... 43\n\n(. .)\n\n8. DEFINITION OF THE PROPOSED METHODOLOGY ...................................... 45\n\n8.1. Scope .................................................................................................... 45\n\n8.2. General objective ....................................................................................... 46\n\n8.3. Specific objectives ............................................................................... 46\n\n8.4. General formula of the methodology .......................................................... 47\n\n8.4.1. Maximum rate .................................................................................... 48\n\n8.5. Annual exploitation cost (Ce) .............................................................. 49\n\n8.5.1. Concept: .......................................................................................... 49\n\n8.5.2. Source of information ....................................................................... 49\n\n8.5.3. Exploitation cost per contracted kW (Cekw) ................................ 50\n\n8.5.4. Indexation of the exploitation cost .................................................. 50\n\n8.6. Hours in operation (H) ............................................................................ 52\n\n8.6.1. Concept: .......................................................................................... 52\n\n8.6.2. Source of information ....................................................................... 52\n\n8.6.3. Calculation of average operating hours ..................................... 53\n\n8.7. Return for development (R) .................................................................... 53\n\n8.7.1. Cost of debt (KD): ......................................................... 54\n\n8.7.2. Cost of equity (KE): ............................................................ 55\n\n8.8. Investment amount (I) ........................................................................... 58\n\n8.8.1. Concept: .......................................................................................... 58\n\n8.8.2. Source of information ....................................................................... 58\n\n8.8.3. Investment per contracted kW (Ikw) ....................................................... 60\n\n8.9. Remaining utilization factor (Fu) ........................................................ 60\n\n9. APPLICATION OF PERIODIC ADJUSTMENTS .......................................... 62\n\n10. POWERS OF THE INTENDENCIA DE ENERGÍA OR THE INTERNAL BODY OF ARESEP IN CHARGE OF SETTING RATES .................. 62\n\n11. OBLIGATIONS OF OPERATORS OR AGENTS .............................. 62\n\n12. OTHER CONSIDERATIONS ....................................................................... 63\n\n13. REPEALS ........................................................................................... 63\n\n15. ANNEXES ......................................................................................... 64\n\n15.1. List of equations .......................................................................... 64\n\n15.2. List of rate model variables ............................................... 65\n\n\"(. .)\n\n1. (. .)\n\n2. (. .)\n\n3. (. .)\n\n4. ABBREVIATIONS, ACRONYMS, AND DEFINITIONS USED IN THE METHODOLOGY\n\nUnits:\n\nkWh: kilo Watt hour\n\nMW: Megawatt\n\nkW: Kilowatt\n\nAcronyms:\n\nAresep or ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\n\nCAPM: Capital Asset Pricing Model\n\nCDR: Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación\n\nDGAJR: Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria\n\nDOCSE: División de Operación y Control del Sistema Eléctrico, previously Centro Nacional de Control de Energía (CENCE)\n\nDR-PO-03: Procedure for developing and modifying rate models and technical regulations, version dated March 18, 2022.\n\nICE: Instituto Costarricense de Electricidad\n\nIE: Intendencia de Energía\n\nIRENA: International Renewable Energy Agency\n\nLGAP: Ley General de la Administración Pública\n\nMINAE: Ministerio de Ambiente y Energía\n\nOS: System Operator\n\nPGR: Procuraduría General de la República\n\nPNDIP: Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)\n\n(*)(Note from Sinalevi: Its name was thus modified by subsection a) of article 43 of the Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 of March 13, 2024, and the Funcionamiento del Sistema Nacional de Inversión Pública, approved by Decreto Ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously it was referred to as \"Plan Nacional de Desarrollo (PND)\")\n\nPNE: Plan Nacional de Energía\n\nRIOF: Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado\n\nSEN: Sistema Eléctrico Nacional\n\nc. Definitions:\n\nSugarcane bagasse: Residue obtained from the sugar manufacturing process from sugarcane; it is a source of biomass.\n\nBiomass: Organic matter of biological origin, composed mainly of lipid and carbohydrate structures and another series of biomolecular compounds, normally accompanied by high percentages of moisture. Not derived from petroleum, which can be used to produce renewable energy.\n\nInstalled capacity or plant capacity: It is the production potential or maximum production volume that a particular company or plant can achieve during a determined period of time, taking into account all available resources, be it production equipment, facilities, human resources, technology, experience/knowledge, among others.\n\nElectric power station or power station or electric power generating plant: Industrial installation designed to convert mechanical energy from water, biomass, bunker fuel, gas, or others, into electrical energy.\n\nCogenerator: Power plant or station that generates electrical energy for its normal production process of its economic activity and supplies the surpluses to the public electricity grid for the sale of energy to the ICE.\n\nCombustion: Process by which the burning of any substance occurs, in this case, biomass, to produce heat.\n\nConcession: Authorization that the State grants to operate, exploit, and provide the generation service.\n\nBiomass generator: Power station designed to generate electrical energy from biological residues or biomass. A natural or legal person that owns an electric power station is also called a generator.\n\n5. (. .)\n\n6. (. .)\n\n7. (. .)\n\n8. DEFINITION OF THE PROPOSED METHODOLOGY\n\n8.1. Scope\n\nThis methodology will apply for the setting of ordinary rates, ex officio or at the request of a party, for the purchase and sale of electrical energy produced with different biomass sources, with an annual application frequency, under the technical conditions established in our country by Aresep and that comply with the applicable legal system, as well as the current regulations and the considerations, premises, and criteria set forth for this methodology or those established in the future.\n\nThe purpose of this methodology is that there be a clear, consistent, updated, and flexible mechanism that allows for calculating the maximum reference rate per provider for the sale of electrical energy produced with different biomass sources with combustion processes, both for plants that currently have a contract for the sale of energy and for plants that in the future sign a contract for the sale of energy produced with biomass, which can be used by the agents participating in electricity cogeneration with said source, who meet the legal and technical requirements for that purpose, and that considers the plants' own information.\n\nThe foregoing, in accordance with article 20 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200 \"Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela\", N°37124-MINAET, which in its article 20 indicates that \"The rates, both for new plants and for existing plants, may be set under the modality of a maximum price, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a disaggregated structure by times of year, hours of the day, energy and power, defined in accordance with the projected evolution of SEN costs.\"\n\nConsidering the foregoing, the proposed methodology has its field of action in the sale of electrical energy produced by private cogenerators to ICE, in light of Chapter I of Ley N°7200. In this case, it concerns energy produced with sugarcane bagasse and any other biomass source in combustion processes only, so that it does not include energy production from municipal solid waste, nor processes such as gasification, pyrolysis, plasma reactors, among others.\n\nThe methodology considers that the biomass source originates from the operation of an existing production process that possesses an electrical cogeneration plant; therefore, the biomass residue is used to produce energy for sale to ICE.\n\nThe methodology will use, as input for its application, the financial-accounting information provided to Aresep by the providers of this service, coming from the audited Financial Statements and homologated to regulatory accounting according to the formats and deadlines established by the Intendencia de Energía. In the event that information other than that included in the Financial Statements is used, it is required to justify the reason for its inclusion and indicate what the source of the information is. For its part, it is clarified that the determination of a rate for energy production with biomass sources other than bagasse (given that information is currently only available for the two plants that generate with bagasse) is subject to the financial-accounting information provided by the interested party, in accordance with the provisions that Aresep has established or establishes in the future on this matter.\n\n8.2. General objective\n\nTo establish a tariff methodology that promotes efficiency through the definition of a maximum rate per kWh for the sale of electrical energy produced with different biomass sources, between private cogenerators and ICE, under the protection of Chapter I of Ley N°7200.\n\n8.3. Specific objectives\n\ni. Define the procedure for performing the rate calculation.\n\nii. Establish a flexible mechanism for determining the rate that allows the parties to agree on the rate for the sale of energy.\n\niii. Establish the sources of information for the variables used by the methodology.\n\niv. Establish the information that providers must supply for the application of the rate.\n\n8.4. General formula of the methodology\n\nThis methodology establishes the calculation process for the maximum rate for the service of selling electrical energy produced with biomass between ICE and private cogenerators.\n\nGiven that the plants can be used to produce energy for self-consumption, this rate considers only the costs and expenses adjusted by the proportion of the contracted power for the sale of energy to ICE. This rate will be considered as the maximum rate; this mechanism aims to provide flexibility so that the parties determine the amount to be billed according to the maximum rate established by Aresep and the kWh sold. The rate per kWh may not exceed the established maximum price and must harmonize and balance the interests of the service provider and the interests of the user, so that, when defining the rate, both financial equilibrium for the benefit of the provider and respect for service at cost for the benefit of the user must be sought.\n\nIt is necessary to make clear that the application of the maximum price concept in public services is not alien to the work of this Regulatory Authority, since it is framed within the excluding and exclusive powers that the legal framework allows it to establish to balance the interest of the operator and the users in setting prices and rates.\n\nIn the process of determining the value of the kWh for the purchase and sale of electricity between ICE and the cogenerator, an hourly, seasonal, or hourly-seasonal structure may be defined; ICE must establish the applicable parameters in the contracting terms or leave it open to the presentation of sales offers from private generators to whom this methodology applies.\n\nFurthermore, ICE may define or request this structure by energy blocks; all the foregoing must be justified based on the needs detected in the Sistema Eléctrico Nacional and the optimization of the generation fleet available at all times. If a structure is defined, at no time may the rates be higher than the maximum rate defined by this methodology.\n\nFor determining the cost of the kWh, as indicated in article 22 of the Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200 \"Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela\", N°37124-MINAET, \"ICE must consider the supply needs of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN), the validity period of the public service concession, the remaining useful life of the plants, the public interest, the estimated cost of the contract, the optimal continuity of service provision, the sectoral public policy, as well as the convenience, economic optimization of the service, and the operational security of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) within the limit authorized by article 7 of Ley N º 7200.\"\n\nFor the purposes of this methodology, providers must supply information related to both the total generation of electrical energy and the cogeneration related to the sale of energy; in order to analyze, assess, and establish, in accordance with article 32 of Ley N°7593 and under the principles of proportionality, reasonableness, and service at cost, which of the costs and expenses required for the production of electrical energy are linked to the generation for sale to ICE, this to determine the rate considering, solely and exclusively, the costs and expenses that correspond to the public service.\n\nOnly costs corresponding to the cogeneration of electrical energy that correspond to the contracted power for sale to ICE will be recognized, excluding any other production belonging to activities unrelated to said service.\n\nFor the purposes of this methodology, when reference is made to the last harvest period6 considered in the financial-accounting information, it will correspond to the data from the months or period of the harvest that occurred between the months considered in the fiscal period authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the rate applies, or failing that, the fiscal year-end established at the national level by Law; under no circumstances will information that does not correspond to the aforementioned period be used.\n\n8.4.1. Maximum rate\n\nThe maximum rate is calculated as:\n\nWhere:\n\nTm = Maximum rate for the provider.\n\nCekw = Annual unit exploitation cost per contracted kW. See section 8.5 called \"Annual exploitation cost (Ce).\"\n\nIkw = Unit investment per contracted kW. See section 8.8 called \"Investment amount (I).\"\n\nFu = Remaining utilization factor for each provider (%). See section 8.9 called \"Remaining utilization factor (Fu).\"\n\n6 The use of other biomasses such as pellets, bricks, or raw materials derived from wood is not ruled out.\n\nR = Rate of return for development. See section 8.7 called \"Return for development (R).\"\n\nH = Average number of annual hours that the plant was in operation generating electrical energy. See section 8.6 called \"Hours in operation (H).\"\n\n8.5. Annual exploitation cost (Ce)\n\n8.5.1. Concept:\n\nThe annual exploitation cost includes the costs necessary to maintain and operate an electricity cogeneration plant, in which only and exclusively the costs proportional to the power contracted by ICE are recognized. The exploitation costs consist of operating, maintenance, administrative costs, and other general expenses, within which the regulatory fee is considered.\n\nThe exploitation cost does not include: a) depreciation expenses b) financial expenses and c) taxes associated with profits or earnings, in accordance with current applicable regulations. In turn, the value and transport of the raw material will not be recognized as exploitation costs, because it is understood that the raw material (biomass) is a by-product of the company that is alternatively used in the electricity generation plant, and given that both the company and the generation plant are on the same site, it would not require transport of that raw material to the generating plant.\n\n8.5.2. Source of information\n\nThe calculation of this value will be made using the financial-accounting information of the providers to whom this methodology applies, and only the costs necessary to maintain and operate the power generation plant, adjusted to the proportion of the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service, will be recognized in the calculation.\n\nThat information must pass the verification filters established by article 32 of Ley N°7593, such that the following will not be considered: a) costs that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power generation plant; b) costs that are not technically demonstrated and justified as necessary for the provision of the regulated public service, and c) costs that are disproportionate for providing the regulated public service, which is solely the generation of electrical energy proportional to the power contracted by ICE.\n\nConsidering that biomass cogeneration plants are in operation during the harvest, it is expected that in the off-harvest months, the exploitation costs reflect the fixed costs and the preventive maintenance of the plant; for this, it will be necessary for the annual exploitation cost information to be presented with a monthly breakdown, in order to analyze this cost behavior. Likewise, it is reiterated that all costs must be duly justified.\n\nThe financial-accounting information from the latest available annual report will be used, in accordance with the regulatory accounting provisions issued for this sector.\n\nThe cut-off date of the data, which will be used as input to perform the rate calculation, will be the fiscal year-end date authorized by the Ministerio de Hacienda for each company to which the rate applies, or failing that, the fiscal year-end established at the national level by Law.\n\nThe start date of the rate-setting process and the opening of the respective files for the rate studies will contain the updated information for all variables as of the same cut-off date mentioned above.\n\n8.5.3. Exploitation cost per contracted kW (Cekw)\n\nThe annual exploitation cost is determined with the following formula:\n\nWhere:\n\nCekW = Annual unit exploitation costs per contracted kW.\n\nCe = Annual plant exploitation cost for the sale of energy according to the power contracted by ICE.\n\nPcon = Contracted power in kW of the plant at the time of the rate study.\n\n8.5.4. Indexation of the exploitation cost\n\nIf the period to be considered for the exploitation costs does not correspond to the period established in the methodology, that is, with the fiscal year-end date authorized by the Ministerio de Hacienda, or failing that, the fiscal year-end established at the national level by Law, it will be necessary to index the exploitation costs to update them. The indexation is performed using the Índice de precios al productor de la manufactura (IPP-MAN), which is published monthly by the Banco Central de Costa Rica or the index that replaces it. Indexation will only be applied in exceptional and duly justified cases for the company to which the rate applies.\n\nFor the calculation of the indexation of the exploitation costs, firstly, the exploitation cost update factor (FCe) is estimated as follows:\n\nWhere:\n\nFCe = Exploitation cost update factor.\n\nIcrw = Índice de precios al productor de la manufactura of Costa Rica (IPPMAN) for month \"w\".\n\nIcrM = Índice de precios al productor de la manufactura of Costa Rica (IPPMAN) for each of the months \"M\".\n\nM = Each of the months considered in the Financial Statement of the company to which the rate is applied.\n\nW = Fiscal year-end month authorized by the Ministerio de Hacienda, or failing that, the fiscal year-end established at the national level by Law.\n\n1 = First month of the data considered in the Financial Statement of the company to which the rate is applied.\n\nN = Number of months considered in the\nFinancial Statement of the company to which the rate is applied.\n\nThe formula for the exploitation cost\nupdating factor seeks to estimate a factor between the IPP-MAN of the fiscal\nyear-end month authorized by the Ministry of Finance, or failing that, the\nfiscal year-end established at the national level by Law, over the average of\nthe indices (IPP-MAN) contemplated in the Financial Statement used for the rate\nestimation.\n\nTo estimate the updated exploitation\ncost, the following equation is applied:\n\n𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕\n\nFormula 4\n\nWhere:\n\nCe = Annual exploitation cost of the\nplant for the sale of energy according to the power contracted by ICE.\n\nFCe = Exploitation cost updating\nfactor.\n\nCeact = Exploitation cost to be\nupdated.\n\nWhen it is necessary to index the exploitation\ncosts, the result of the previous equation is introduced into formula 2 for the\nestimation of the unit annual exploitation cost per contracted kW (CekW);\notherwise, the exploitation costs corresponding to the public service are\nintroduced, coming from the Audited Financial Statements and homologated to the\nregulatory accounting according to the formats and deadlines established by the\nEnergy Superintendence.\n\n8.6. Hours in Operation (H)\n\n8.6.1. Concept:\n\nIt corresponds to the number of hours\nthe plant was in operation cogenerating electrical energy during the harvest\nperiod. It is based on an efficient operation that depends only on the\nexistence of raw material; therefore, the hours in operation to be recognized\ncorrespond to the maximum hours of operation of the plant in the harvest\nperiod.\n\n8.6.2. Information Source\n\nTo calculate this value, it is\nnecessary for the providers to which this methodology applies to indicate the\nannual harvest period (in days) for the last 5 periods to stably reflect the\nbehavior of the variable.\n\nThe last harvest period for calculating\nthe hours in operation will correspond to the last harvest period included in\nthe available financial-accounting information, prior to the start of the rate-setting\nprocedure, which ends on the fiscal year-end date authorized by the Ministry of\nFinance, or failing that, the fiscal year-end established at the national level\nby Law.\n\nBased on this information, Aresep\nwill calculate the hours in operation by estimating the simple average of the\nharvest days for the last 5 periods. In the case of a new provider, if\ninformation is not available for this period, the estimation may be carried out\nwith a minimum of 3 periods; if the provider cannot provide information for at\nleast 3 periods, a simple average of the average harvest days calculated for\nthe other biomass cogenerators operating in the Costa Rican market, calculated\nbased on information from the last 5 periods, will be used. The use of the\nharvest average of the other cogenerators will apply until the new provider\ncompletes 3 years of operation.\n\n8.6.3. Calculation of Average Hours\nof Operation\n\nThe number of hours the plant was in\noperation cogenerating electrical energy during the harvest period will be\nestimated, considering the maximum hours that could be worked in this period,\nin other words, operation at maximum capacity. The formula used to perform the\nestimation is as follows:\n\n𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒖𝒓𝒔 ∗ 𝑫\n\nFormula 5\n\nWhere:\n\nH = Average annual number of hours the\nplant was in operation generating electrical energy.\n\nD = Average harvest days. See formula\n6.\n\nThe average harvest days for the last\n5 cogeneration periods for the plant are obtained as follows:\n\nWhere:\n\nD = Average harvest days.\n\nDz = Number of harvest days in each\nperiod \"z\".\n\nz = Each of the harvest periods from 1\nto 5.\n\n8.7. Return for Development (R)\n\nThe calculation of the rate of return\nfor development (R) is performed by applying the Weighted Average Cost of\nCapital (WACC), as shown in the following equation.\n\nFormula\n7\n\nWhere:\n\nR =      Rate of\nreturn for development.\n\nKD=      Cost of debt.\nSee section 8.7.1 called \"Cost of Debt (KD)\"\n\nTI =      Tax\nrate. It will be determined as indicated in agreement 15-149-99 of the Board of\nDirectors of the Regulatory Authority (session record 149-99 of August 19,\n1999) which indicates \"That the Income Tax should not be recognized in the\ncost structure of any public service regulated by this Regulatory Authority\"\nor whatever the Board of Directors of Aresep provides at the time.\n\nVD =     Value of debt.\nOnly obligations with a financial cost exclusively for the cogeneration of\nelectrical energy are considered. Data from the Audited Financial Statements\nhomologated to the regulatory accounting and complementary information thereto,\nas established by Aresep, is used, with a cutoff at the fiscal year-end\nauthorized by the Ministry of Finance for each company to which the rate\napplies, or failing that, the fiscal year-end established at the national level\nby Law.\n\nVCP=   Value of the equity\ncorresponding to own resources or net worth exclusively for the cogeneration of\nelectrical energy. Data from the Audited Financial Statements homologated to\nthe regulatory accounting and complementary information thereto, as established\nby Aresep, is used, with a cutoff at the fiscal year-end authorized by the\nMinistry of Finance for each company to which the rate applies, or failing\nthat, the fiscal year-end established at the national level by Law.\n\nKE =    Rate of\nreturn on capital contributions. See section\n\n8.7.2 called \"Cost of Equity (KE)\".\n\n8.7.1. Cost of Debt (KD):\n\nTo obtain the cost of debt (KD), the\nlowest average between: a) the negotiated lending rate (Tasa Activa Negociada,\nTAN) for the industrial sector, in colones, for the public sector and b) the\nnegotiated lending rate (TAN) for the industrial sector, in colones, for the\nprivate sector will be used. Both averages estimated on the values of the last\ntwelve months with a cutoff at the date of the financial-accounting information\nused for the rate-setting, which corresponds to the fiscal year-end date\nauthorized by the Ministry of Finance, or failing that, the fiscal year-end\nestablished at the national level by Law, according to the monthly publication\nmade by the Central Bank of Costa Rica called \"Tasa activa negociada (TAN),\nby economic activity and by financial intermediary group, in colones\".\n\n8.7.2. Cost of Equity (KE):\n\nThe calculation of the return on\nequity contributions is determined using the method called the Capital Asset\nPricing Model, commonly known as CAPM.\n\nThe CAPM method is based on\nconsidering that changes in the return of an asset are related to the risk\nassociated with it and can be separated into two major components: the risk\nrelated to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific\ninvestments (specific risk).\n\nTo estimate the cost of equity (KE),\nthe result of the CAPM application must be expressed as an equivalence in\ncolones, given that the information used is based on rates expressed in United\nStates dollars, it is considered necessary to perform an equivalence to\ncolones, therefore, the use of covered interest rate parity is proposed. Said\n\"parity condition states that the differential between the interest rate\nin local currency and in foreign currency is equal to the expected exchange\nrate variation (Durán & Tenorio, 2008, p. 8)\"7, the above is\nalso consistent with what was stated by Rojas (1997)8, who in turn\nindicates:\n\n7 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad\ndel capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica\n(1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR.\n\n8 Rojas, Á. (1997). Descomposición del Diferencial de Tasas de Interés\nentre Chile y el Extranjero: 1992-1996. Santiago, Chile: Documento de Trabajo\nN° 22: Banco Central de Chile.\n\n\"Covered interest rate parity\nestablishes that, given that there are international capital flows free from\nall types of restrictions, the returns of an investment domestically or abroad\nwill tend to equalize when measured in a common currency. Another way of\nspecifying covered parity is to point out that the interest rate differential\nbetween two assets identical in all respects except the currency of\ndenomination should be zero, once the coverage of exchange risk has been made\nin the corresponding forward market\". (Rojas, 1997, p. 7).\n\nTherefore, this equivalence is\nexpressed as follows:\n\n𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ + 𝑬𝑫)\n\nFormula 8\n\nWhere:\n\nKE =    Rate of return\non capital contributions.\n\nKE$ =   Rate of return on\ncapital contributions in United States of America dollars (USD).\n\nED =     Rate of the\nexpected variation (market expectation) of the colón against the dollar for the\nrate adjustment. The variation is estimated using the data from \"Market\nexpectations on 12-month exchange rate variation\" published by the BCCR\nor the publication that replaces it in the future. It is calculated as a simple\naverage of the data for the 12 months considered in the financial statements\nincorporated in the rate application to Aresep.\n\n$ =       United States\nof America dollars (USD).\n\nFor the estimation of \"KE$\",\nthe CAPM method will be used through the following procedure:\n\n𝑲𝑬$ = 𝑲𝑳 + 𝛃𝐚 ∗ 𝐏𝐑 + 𝛌𝐑𝐏\n\nFormula 9\n\nWhere:\n\nKE$ =   Rate of return on\ncapital contributions in United States of America dollars (USD).\n\nKL =     Risk-free rate,\nwhich corresponds to an investment alternative that has no risk for the\ninvestor.\n\nPR =    Risk\npremium.\n\nRP =     Country\nrisk. It is the risk of an economic investment due solely to specific and\ncommon factors of a certain country.\n\nβa =      Levered\nbeta of the investment. It is the covariance of the return of a determined\nasset and the market return. It is called \"levered\" when part of the\ninvestment is financed with debt.\n\n𝜆 =        Country\nrisk absorption factor. Estimated using the unlevered beta of the industry (βd,\nwhich corresponds to the one used in formula 10).\n\nThe levered beta is obtained from the\nfollowing formula:\n\nWhere:\n\nβa =     Levered beta\nof the investment.\n\nKE =    Rate of return\non capital contributions.\n\nKE$ =   Rate of return on capital contributions in\nUnited States of America dollars (USD).\n\nED =     Rate of the\nexpected variation (market expectation) of the colón against the dollar for the\nrate adjustment. The variation is estimated using the data from the\n\"Market expectations on 12-month exchange rate variation\" published\nby the BCCR or the publication that replaces it in the future. It is calculated\nas a simple average of the data for the 12 months considered in the financial\nstatements incorporated in the rate application to Aresep.\n\n$ =       United States\nof America dollars (USD).\n\nβd =     Unlevered\nbeta.\n\nVD =     Value of debt.\nOnly obligations with a financial cost exclusively for the cogeneration of\nelectrical energy are considered.\n\nData from the Audited Financial\nStatements homologated to the regulatory accounting and complementary\ninformation thereto, as established by Aresep, is used, with a cutoff at the\nfiscal year-end authorized by the Ministry of Finance for each company to which\nthe rate applies, or failing that, the fiscal year-end established at the\nnational level by Law.\n\nVCP = Value of the equity\ncorresponding to own resources or net worth exclusively for the cogeneration of\nelectrical energy. Data from the Audited Financial Statements homologated to\nthe regulatory accounting and complementary information thereto, as established\nby Aresep, is used, with a cutoff at the fiscal year-end authorized by the\nMinistry of Finance for each company to which the rate applies, or failing\nthat, the fiscal year-end established at the national level by Law.\n\nTI =      Tax rate.\nIt will be determined as indicated in agreement 15-149-99 of the Board of Directors\nof the Regulatory Authority (session record 149-99 of August 19, 1999) or\nwhatever the Board of Directors of Aresep provides at the time.\n\nThe sources, specifications, and\ncharacteristics of the parameters required to estimate the return on equity\ncontributions are as follows.\n\n1. Risk-free rate (KL): It is the\nnominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds\nwith a maturity period of 10 years, which is available on the website of the\nFederal Reserve of the United States, at the internet address:\nhttp://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n2. For the risk premium (PR), the variable called\n\"Implied ERP (FCFE)\" or the variable that replaces it will be used,\nand for the country risk (RP), the value published for Costa Rica is\nconsidered, from the data called Risk Premiums for the other markets and where\nthe country risk is called Country Risk premium. The values of these variables\nwill be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the\ninternet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the information source\nbecomes unavailable, another source will be used that comes from a public\naccess, reliable source, specialized in the generation of technical\ninformation, which is traceable, continuous, and with the most recent\ninformation. The decision to use this variable or another if it is not\navailable must be technically justified, as established by article 16 of the\nLey General de la Administración Pública.\n\n3. The Unlevered Beta will correspond to the sector called \"Utility (general)\" and will be obtained\nfrom the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet\naddress http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. If the information source becomes unavailable, another\nsource will be used that comes from a public access, reliable source, specialized in the\ngeneration of technical information, which is traceable, continuous, and with the most recent\ninformation. The decision to use this beta or another if it is not available must be technically\njustified, as established by article 16 of the Ley General de la Administración Pública.\n\nFor the determination of the \"Cost\nof Equity,\" data corresponding to one year will be used, because the\nmethodology is applied once a year, and this allows changes in the industry\nenvironment to be reflected in a timely manner.\n\nThe information source chosen for the\nvariables described in points 1, 2, and 3 will be used consistently, regarding\nthe length of the historical series (1 year) and the frequency of the\nobservations (one observation per year). In the event that, to obtain the\nannual observation, it is necessary to apply a monthly average, a period\nsimilar to that used in section 8.7.1 called \"Cost of Debt (KD)\" will\nbe used; otherwise, the annual data corresponding to the previous fiscal year\nwill be used.\n\n8.8. Amount of Investment (I)\n\n8.8.1. Concept:\n\nThe investment cost to be recognized\ncorresponds to the cost of infrastructure, machinery, and equipment used to\ncogenerate electrical energy adjusted to the proportion of the power contracted\nby ICE, with any biomass source and not exceeding 20MW as indicated in Law\nN°7200. The amount of the investment will be adjusted by means of the remaining\nutilization factor (factor remanente de utilización) which allows estimating\nthe residual value of the asset at a specific point in its useful life.\n\n8.8.2. Information Source\n\nThe calculation of this value will be\nmade using the financial-accounting information obtained from the Audited\nFinancial Statements homologated to the regulatory accounting, according to the\nprovisions established by the Energy Superintendence, submitted by each\nprovider to which this methodology applies, and only the investment\ncorresponding to the assets adjusted to the proportion of the power contracted\nby ICE, associated with the regulated public service, will be considered.\n\nThis information must pass the\nverification filters established by article 32 of Law N°7593, such that the\nfollowing will not be considered: a) investments not related to the\ncogeneration of energy for the power contracted by ICE, b) investments that are\nnot technically demonstrated and justified as necessary for the public service,\nand c) excessive or disproportionate investments to provide the regulated\npublic service, which is exclusively the cogeneration of electrical energy for\nsale to ICE.\n\nAssets related to other economic\nactivities of the plant, other than cogeneration, will not be recognized. In\nthe case of assets used both in cogeneration and in other economic activities\nof the plant, only the proportion of the asset amount used for the\ncogeneration of electrical energy will be recognized.\n\nFor this variable, the acquisition\nvalue of the fixed asset corresponding to the property, plant, and equipment\n(accounting term to designate the goods used in the public service) used for\ncogeneration will be considered, and only the assets adjusted to the proportion\nof the power contracted by ICE are recognized, with their value updated to the\npresent (in cases where applicable, as detailed below), which will be delivered\nthrough the regulatory accounting.\n\nIn relation to the present value\nupdating of the investment, the company has the obligation to value its assets\nas established by the International Financial Reporting Standards (IFRS) on this\nmatter, or in effect the international standard that is adopted at the national\nlevel, considering the cost model or the revaluation model; in the latter case,\nthe fair value of these would be estimated, technically supported and justified,\nand it must also maintain its accounting records in accordance with that\nregulation, separating the cost balances from the revaluations for their due\ntraceability and monitoring. The companies must justify and present the\ndocumentation that demonstrates the accounting policy they have established in\naccordance with said standards, and it must be endorsed and reviewed by the\nExternal Auditors in the audits of the Financial Statements.\n\nIn the event that the Audited\nFinancial Statements contain qualifications, whether adverse (negative) or\npresent a disclaimer of opinion by the auditor, and the findings thereof\ncontemplate that the asset valuation does not comply with the indicated\nstandards or the company does not have accounting policies for asset valuation\ncompliant with IFRS (or in effect the international standard that is adopted at\nthe national level), the acquisition value of the investment will be considered\nas the investment value in the rate calculation.\n\n8.8.3. Investment per Contracted kW\n(Ikw)\n\nThe unit investment cost per\ncontracted kW for each provider is obtained from the quotient between the total\ninvestment and the number of contracted kW.\n\nWhere:\n\nIkw =    Unit investment\nper contracted kW.\n\nI =        Amount of\nthe plant investment for the sale of energy according to the power contracted\nby ICE.\n\nPcon = Power contracted in kW of the\nplant at the time of the rate study.\n\n8.9. Remaining Utilization Factor\n(Fu)\n\nThe remaining utilization factor\n(Fu) of each cogeneration plant represents the remaining life of the asset for\na specific point in its useful life based on the total age of the main asset.\nThe remaining utilization factor is as follows:\n\nSubject to the following condition\n\nFu ≥ 10%\n\nWhere:\n\nFu =     Remaining\nutilization factor for each provider (%).\n\nVu =     Useful\nlife indicated by the manufacturer for the most important asset of the plant.\n\nAT =     Year prior to\nthe year in which the rate calculation is performed.\n\nAF =     Year of\nmanufacture of the generating plant.\n\nThe condition Fu ≥ 10% establishes\nthat the Remaining Utilization Factor (Fu) can never be less than 10%, as long\nas the cogeneration plant is generating energy for sale to the SEN. That is,\nthe plants will reach 90% of their useful life and the remaining 10% will\nremain constant, and that percentage will adjust the investment, on which the\nreturn will continue to be recognized for the provider.\n\nSome considerations of the above\nparameters are specified below.\n\n1. Useful life (VU): The useful life (vida útil)\nis the period in which the most important asset of the plant (in this case, the\ngenerator) is expected to be used to produce energy and, in turn, the time\nduring which the loss of value of the asset occurs. The useful life of the\nbiomass electrical generation plant will be calculated according to the\ninformation provided by each of the providers according to the useful life of\nthe turbo-generator used. In the event that several turbo-generators are used,\neach with a different useful life, the useful life will be determined with a\nsimple average. The maximum useful life to be recognized is 50 years.\n\n2. It is established that the minimum\nvalue of Fu corresponds to 10%, this supported by the \"Terms and\nconditions for the determination of tariffs for renewable energy sources\"\nof various energy regulatory commissions of Indian States (New Delhi,\nRajasthan, Maharastra, Bihar, among others) and research that places the\nsalvage value of the technology used for energy generation with bagasse and\nbiomass gasifiers at 10% (Kale, R. & Pohekar, S. (2014) and Perwez, U. et\nal. (2015)). The useful life of the plant will be updated every 5 years with\nthe real information that each provider delivers to Aresep.\n\n3. Year prior to the rate calculation\n(AT): The year prior to the start of the rate-setting procedure is used, which\nbegins with the opening of the administrative proceeding (expediente\nadministrativo), because the information from the last fiscal year-end\nauthorized by the Ministry of Finance will be used, or failing that, the fiscal\nyear-end established at the national level by Law.\n\n4. Year of manufacture (AF): The year\nof manufacture of the main asset, which corresponds to the turbo-generator, is\nused. In the event that a provider's plant is composed of more than one main\nasset, that is, more than one turbo-generator, to obtain the year of\nmanufacture, a simple average will be calculated among the years of manufacture\nof these assets, in order to obtain a single value per provider.\n\nThe information related to the year of\nmanufacture of the assets must be delivered by each provider according to the\nformats and periodicity established by Aresep.\n\n9. APPLICATION OF PERIODIC ADJUSTMENTS\n\nThe updating of rates will be carried\nout annually, starting the rate-setting procedures with the opening of the\nrespective administrative proceedings (one per provider) on the last business\nday of August of every year, applying this methodology according to its\ncomponents, using the available information and in accordance with the criteria\nindicated in each section.\n\n10. POWERS OF THE ENERGY\nSUPERINTENDENCE OR THE INTERNAL BODY OF ARESEP IN CHARGE OF SETTING RATES\n\nThe application of this methodology\nwill correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the\npower to set rates and prices for the electricity sector.\n\nThe annual application of this\nmethodology will be carried out through the ordinary rate-setting procedure\nprovided for in Law N°7593 and its respective Regulation; the respective call\nfor a public hearing must be published.\n\n11. OBLIGATIONS OF THE OPERATORS OR\nAGENTS\n\nPrivate generators that sell\nelectrical energy to ICE under Chapter I of Law N°7200, as providers regulated\nby Aresep in light of article 5, subsection a) of Law N°7593, will have the\nobligation to submit to Aresep the information determined by the Energy\nSuperintendence, or the internal area in charge of setting rates for this\nsector, as provided in articles 14, subsections c) and d) and 24 of the same\nLaw, for the purposes of calculating this rate; for which said area must\nestablish the list of required information, the manner in which they must\nsubmit that information, and the periodicity of submission.\n\nIn line with the above, private\ngenerators will have the obligation to submit to the Energy Superintendence or\nthe internal area of Aresep in charge of setting rates for this sector, the\nAudited Financial Statements corresponding to the fiscal year-end authorized by\nthe Ministry of Finance, or failing that, the fiscal year-end established at\nthe national level by Law. These financial statements must be submitted\nannually and no later than the last business day of the fourth month following\nthe respective fiscal year-end.\n\nIn turn, they must comply with the\nsubmission of the regulatory accounting under the terms established by resolution\nRIE-132-2017 of December 22, 2017, its update made through resolution\nRE-0060-IE-2021 of September 21, 2021, and other resolutions issued for the\npurpose of collecting any information necessary to carry out the corresponding\nregulatory tasks.\n\nAresep may request from the providers\nthe information necessary to determine the rate, and if necessary, may request\nfrom ICE or the system operator (OS), the information determined by the Energy\nSuperintendence, or the internal area in charge of setting rates for this\nsector, for the purposes of calculating this rate; for which said area must\nestablish the list of required information, the manner in which they must\nsubmit that information, and the periodicity of submission.\n\n12. OTHER CONSIDERATIONS\n\nIn the event that a plant has not sold\nenergy to ICE within the framework of Law N°7200 and does not have a rate\napproved by Aresep, in the absence of the required information, the lowest rate\nset for the providers to which this methodology applies will be taken as a\nreference. For the following year, the rate will be calculated with the real\naccounting information that the provider must provide, according to the\nguidelines established by the Regulatory Authority.\n\nFor providers with other biomass\nsources, upon completing the first year of operation, they must provide Aresep\nwith information on exploitation and investment costs; if they do not submit\nit, Aresep may carry out an audit to determine the real costs.\n\nLikewise, this rate methodology may be\napplied to determine the purchase-sale rate of electrical energy between\nprivate generators and other buyers other than ICE; provided that the\napplicable legal system, current regulations, and the considerations, premises,\nand criteria set forth for this methodology are met.\n\n13. DEROGATIONS\n\nBy virtue of the proposed changes, it\nis considered appropriate to derogate resolution RJD-004-2010, \"Tariff\nmethodology according to the typical cost structure of a model electricity\ngeneration plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto\nCostarricense de Electricidad and its indexation formula\", published in La\nGaceta N° 98 of May 21, 2010, and its amendments.\n\nLikewise, the derogation of resolution\nRJD-162-2011 \"Model and cost structure of an electricity generation plant\nusing biomass other than sugarcane bagasse and its indexation formula\",\npublished in La Gaceta N° 233 of December 5, 2011, and its amendments, is\nproposed.\n\n(.)\n\n15. ANNEXES\n\n15.1. List of Equations\n\n| Formula No. | Description | Detail of the Formula |\n| --- | --- | --- |\n| 1 | Maximum rate for the provider | 𝑪𝒆𝒌𝒘 + 𝑰𝒌𝒘 ∗ 𝑭𝒖 ∗ 𝑹 𝑻𝒎 = 𝑯 |\n| 2 | Unit annual exploitation costs per contracted kW | 𝑪𝒆 𝑪𝒆𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏 |\n| 3 | Exploitation cost updating factor | 𝑰𝒅𝒓𝒘 𝑭𝑪𝒆 = ∑𝒏 𝑰𝒅𝒓 𝑴=𝟏 𝑴 𝒏 |\n| 4 | Updated annual exploitation cost of the plant for the sale of energy according to the power contracted by ICE. | 𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕 |\n| 5 | Number of hours the plant was in operation cogenerating electrical energy during the harvest period | 𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒖𝒓𝒔 ∗ 𝑫 |\n| 6 | Average harvest days | ∑𝟓𝒛=𝟏 𝑫𝒛 𝑫 = 𝟓 |\n| 7 | Rate of return for development | 𝑽𝑫 𝑹 = 𝑲𝑫 ∗ (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ + 𝑲𝑬 𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷 𝑽𝑪𝑷 ∗ 𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷 |\n| 8 | Rate of return on capital contributions | 𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ + 𝑬𝑫) |\n| 9 | Rate of return on capital contributions in United States of America dollars (USD). | 𝑲𝑬$ = 𝑲𝑳 + 𝜷𝒂 ∗ 𝑷𝑹 + 𝝀𝑹𝑷 |\n| 10 | Levered beta of the investment | 𝑽𝑫 𝜷𝒂 = 𝜷𝒅 ∗ [𝟏 + (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ ] 𝑽𝑪𝑷 |\n| 11 | Unit investment per contracted kW | 𝑰 𝑰𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏 |\n| 12 | Remaining utilization factor for each provider (%) | 𝑽𝒖 − (𝑨𝑻 − 𝑨𝑭) 𝑭𝒖 = ( ) 𝑽𝒖 |\n\n15.2. List of Variables of the Rate Model\n\n| Variables | | Description | | --- | --- | --- | | $ | = | United States of America Dollars (USD) | | AF | = | Year of manufacture of the generating plant. | | AT | = | Year prior to the year in which the tariff calculation is performed. | | Ce | = | Annual operating cost of the plant for the sale of energy according to the capacity contracted by ICE. | | Ceact | = | Operating cost to be updated. | | CekW | = | Annual unit operating cost per contracted kW. | | D | = | Average harvest days. | | Dz | = | Number of harvest days in each period \"z\". | | ED | = | Rate of expected variation (market expectation) of the colón against the dollar for the tariff adjustment. | | FCe | = | Operating cost update factor. | | Fu | = | Remaining utilization factor for each supplier (%). | | H | = | Average annual number of hours the plant was in operation generating electrical energy. | | I | = | Amount of the plant's investment for the sale of energy according to the capacity contracted by ICE. | | IcrM | = | Costa Rica Manufacturing Producer Price Index (IPP-MAN) for each of the months \"M\". | | Icrw | = | Costa Rica Manufacturing Producer Price Index (IPP-MAN) for month \"w\". | | Ikw | = | Unit investment per contracted kW. | | KD | = | Cost of debt. See section 8.7.1 called \"Cost of Debt (KD)\" | | KE | = | Rate of return on capital contributions. | | KE$ | = | Rate of return on capital contributions in United States of America Dollars (USD). |\n\n \n\n| Variables | | Description | | --- | --- | --- | | KL | = | Risk-free rate. | | M | = | Each of the months considered in the Financial Statement of the company to which the tariff is applied. | | N | = | Number of months considered in the Financial Statement of the company to which the tariff is applied. | | Pcon | = | Contracted capacity in kW of the plant at the time of the tariff study. | | PR | = | Risk premium. | | R | = | Development rate of return. | | RP | = | Country risk. | | TI | = | Tax rate. | | Tm | = | Maximum tariff for the supplier. | | VCP | = | Value of the capital corresponding to own resources or equity exclusive to the cogeneration of electrical energy. | | VD | = | Value of the debt. | | Vu | = | Useful life indicated by the manufacturer for the plant's most important asset. | | W | = | Fiscal closing month authorized by the Ministry of Finance, or failing that, the fiscal closing established nationally by Law. | | Z | = | Each of the harvest periods from 1 to 5. | | Βa | = | Levered beta of the investment. | | Βd | = | Unlevered beta | | 𝜆 | = | Country risk absorption factor. |\n\n \n\n(.)\"\n\n \n\nTo respond to the positions presented in the public hearing held on September 28, 2023, as indicated in report IN-0017-CDR-2024, of March 14, 2024, and to thank everyone for their valuable participation in this process.\n\n \n\nTo instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep to proceed to notify Mr. Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad Anónima, Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense de Electricidad, and Ingenio Taboga Sociedad Anónima, of the response to the positions presented in the public hearing, as well as this resolution, in a single act.\n\n \n\nTo repeal resolution RJD-004-2010, \"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación\", published in La Gaceta N°98 of May 21, 2010, and its amendments.\n\n \n\nTo repeal resolution RJD-162-2011 \"Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación\", published in La Gaceta N°233 of December 5, 2011, and its amendments.\n\n \n\nTo instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep to proceed with the publication of this resolution in the official gazette La Gaceta.\n\n \n\nTo instruct the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación to coordinate with the Department of Institutional Communication the dissemination of this methodology on the institutional website.\n\n \n\nTo communicate this resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía, for their corresponding actions.\n\n \n\nIn compliance with the provisions of Article 245 of the Ley General de la Administración Pública, the ordinary motion for reversal or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración) is admissible against this resolution, which must be filed within three days following the day after notification, and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión), which must be filed within the time limits set forth in Article 354 of the aforementioned Law. Both motions must be filed before the Board of Directors of Aresep, the collegiate body responsible for resolving them.\n\n \n\nEffective upon its publication in the official gazette La Gaceta.\n\n \n\nPUBLISH, NOTIFY, AND COMMUNICATE." }