{ "id": "norm-67930", "citation": "", "section": "norms", "doc_type": null, "title_es": "Modelo y estructura de costos para generación de electricidad con bagazo de caña para el ICE", "title_en": "Cost Model and Structure for Electricity Generation from Sugarcane Bagasse for ICE", "summary_es": "Esta resolución de la Junta Directiva de ARESEP aprueba un procedimiento metodológico que establece un modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). El modelo define parámetros técnicos y financieros —como inversión, costos fijos y variables, rentabilidad y fórmulas de indexación— para fijar tarifas eficientes que incentiven la generación con fuentes renovables, reduzcan la dependencia de combustibles fósiles y brinden señales de mercado claras. La metodología aplica a generadores privados con concesión bajo la Ley 7200 y se actualiza anualmente mediante procedimientos extraordinarios. La resolución detalla el proceso de audiencia pública, oposiciones recibidas y ajustes incorporados, destacando la clasificación de costos internos (indexados al IPPI) y externos (indexados al IPP de EE.UU.). Se enfatiza la búsqueda de equilibrio financiero, sostenibilidad ambiental y eficiencia económica en la fijación tarifaria.", "summary_en": "This resolution by ARESEP's Board of Directors approves a methodological procedure establishing a typical cost model and structure for a model sugarcane bagasse electricity generation plant for sale to the Costa Rican Electricity Institute (ICE). The model defines technical and financial parameters—including investment, fixed and variable costs, profitability, and indexation formulas—to set efficient tariffs that incentivize renewable generation, reduce fossil fuel dependence, and provide clear market signals. The methodology applies to private generators with a concession under Law 7200 and is updated annually through extraordinary procedures. The resolution details the public hearing process, received oppositions, and incorporated adjustments, highlighting the classification of internal costs (indexed to IPPI) and external costs (indexed to US PPI). Emphasis is placed on achieving financial balance, environmental sustainability, and economic efficiency in tariff setting.", "court_or_agency": "", "date": "23/10/2024", "year": "2024", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "bagazo de caña", "ARESEP", "ICE", "Ley 7200", "IPPI", "cogeneración", "biomasa", "zafra" ], "article_citations": [], "keywords_es": [ "metodología tarifaria", "bagazo de caña", "generación de electricidad", "ARESEP", "biomasa", "energía renovable", "cogeneración", "planta modelo", "indexación", "Ley 7593", "Ley 7200", "ICE" ], "keywords_en": [ "tariff methodology", "sugarcane bagasse", "electricity generation", "ARESEP", "biomass", "renewable energy", "cogeneration", "model plant", "indexation", "Law 7593", "Law 7200", "ICE" ], "excerpt_es": "Considerando:\nI. Que la propuesta sometida a audiencia pública y que consta en el informe 209-DEN-2010 del 16 de abril del 2010, consiste, en un \"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\" para la venta al ICE y sus respectiva fórmula de indexación\". De este informe se concluye:\n1. El mercado energético atraviesa un periodo en el cual la generación térmica se está incrementando, no solo por su aporte, sino por lo que significa en costos para el SEN, lo cual repercute en los precios que los usuarios deben pagar por el servicio de suministro de electricidad. Por otro parte, es importante indicar que el país cuenta con un gran potencial energético con fuentes renovables para abastecer la demanda nacional, las cuales deben ser promovidas para beneficio de los usuarios del sistema.\n2. Se requiere dar señales de mercado, claras y estables en el corto y mediano plazo, que ayude a que los generadores privados que utilizan el bagazo de la caña de azúcar como materia prima, a que mantengan en operación sus plantas para suministro de electricidad al SEN y en el mejor de los casos atraer nuevas iniciativas de inversión, siendo la generación de energía mediante la biomasa (bagazo de caña), una buena alternativa de sustitución en el uso de combustibles fósiles para generar energía eléctrica, más si se tiene claro que el periodo de zafra activa coincide la época seca, cuando el recurso hídrico es escaso, lo que obliga al ICE a producir en sus plantas térmicas para atender una demanda creciente y por ende, a un elevado precio y una mayor contaminación ambiental.\n\nIII. El modelo propuesto por la Consultora y que se sometió a audiencia pública constaba en una hoja electrónica, tipo \"Excel\" en la cual se incluían tanto las variables o insumos iniciales, como los algoritmos de cálculo y los resultados finales. Esta hoja electrónica se puso a disposición de todos los interesados para su análisis y posibles oposiciones.", "excerpt_en": "Considering:\nI. That the proposal submitted to public hearing and contained in report 209-DEN-2010 of April 16, 2010, consists of a \"Typical Cost Model and Structure of a Model Sugarcane Bagasse Electricity Generation Plant\" for sale to ICE and its respective indexation formula. From this report the following is concluded:\n1. The energy market is going through a period in which thermal generation is increasing, not only for its contribution, but for what it means in costs for the SEN, which impacts the prices that users must pay for the electricity supply service. On the other hand, it is important to note that the country has great energy potential from renewable sources to supply national demand, which must be promoted for the benefit of system users.\n2. It is necessary to give clear and stable market signals in the short and medium term, to help private generators that use sugarcane bagasse as raw material to keep their plants in operation for supplying electricity to the SEN and, in the best case, attract new investment initiatives, since energy generation through biomass (sugarcane bagasse) is a good alternative to substitute fossil fuels for electricity generation, especially considering that the active harvest period coincides with the dry season, when water resources are scarce, forcing ICE to produce in its thermal plants to meet growing demand and therefore at a high price and greater environmental pollution.\n\nIII. The model proposed by the Consultant and submitted to public hearing consisted of an electronic spreadsheet, \"Excel\" type, which included both the initial variables or inputs, as well as the calculation algorithms and the final results. This electronic spreadsheet was made available to all interested parties for analysis and possible oppositions.", "outcome": { "label_en": "Tariff methodology approved", "label_es": "Metodología tarifaria aprobada", "summary_en": "ARESEP's Board of Directors approved the methodological procedure for setting electricity generation tariffs for sugarcane bagasse plants selling to ICE, establishing an efficient plant model and indexation formulas.", "summary_es": "La Junta Directiva de ARESEP aprobó el procedimiento metodológico para determinar las tarifas de generación de electricidad con bagazo de caña para el ICE, estableciendo un modelo de planta eficiente y fórmulas de indexación." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando I.2", "quote_en": "It is necessary to give clear and stable market signals in the short and medium term, to help private generators that use sugarcane bagasse as raw material to keep their plants in operation for electricity supply to the SEN and, in the best case, attract new investment initiatives...", "quote_es": "Se requiere dar señales de mercado, claras y estables en el corto y mediano plazo, que ayude a que los generadores privados que utilizan el bagazo de la caña de azúcar como materia prima, a que mantengan en operación sus plantas para suministro de electricidad al SEN y en el mejor de los casos atraer nuevas iniciativas de inversión..." }, { "context": "2.21. Moneda en que se expresará la tarifa", "quote_en": "The tariffs resulting from the detailed methodology shall be expressed in United States dollars (US$ or $).", "quote_es": "Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ ó $)." }, { "context": "Por tanto", "quote_en": "Based on the powers conferred in articles 5 paragraph d), 6 paragraph a), 36 paragraph d), and 45 of Law 7593...", "quote_es": "Con fundamento en las facultades conferidas en los artículos 5° inciso d), 6°, Inciso a), 36, inciso d) y, 45 de la Ley 7593..." } ], "cites": [ { "id": "norm-82943", "citation": "Resolución 099", "title_en": "Sugar cane bagasse electricity generation tariff: $0.0958/kWh", "title_es": "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta", "doc_type": "resolution", "date": "17/11/2016", "year": "2016" }, { "id": "norm-95119", "citation": "Resolución 0057", "title_en": "Tariff methodology for sugarcane 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texto\n\n -\n\nTexto Completo Norma 004\n\n Procedimiento metodológico correspondiente al “Modelo y estructura de costos\ntípica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña” para la venta al\nInstituto Costarricense de Electricidad\n\nTexto Completo acta: 16F5A3\n\n(Nota de Sinalevi: Mediante resolución N° RE-0148-JD-2024\n\ndel 23 de octubre del 2024, se\nordena mantener la eficacia de presente norma)\n\nRes\nRJD-004.-San José, a las nueve horas y cuarenta minutos del 26 de abril del dos\nmil diez. (Expediente ET-189-2009 / OT-212-2009).\n\n(Esta\nnorma fue derogada por el punto IV de la Metodología ordinaria para la fijación\nde tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de\nbiomasa, aprobada mediante resolución N° RE-0038-JD-2024 del 28 de mayo de\n2024)\n\nMETODOLOGÍA TARIFARIA SEGÚN\nLA ESTRUCTURA DE COSTOS\n\nTÍPICA DE UNA PLANTA MODELO\nDE GENERACIÓN\n\nDE ELECTRICIDAD CON BAGAZO\nDE CAÑA PARA\n\nLA VENTA AL INSTITUTO\nCOSTARRICENSE\n\nDE ELECTRICIDAD Y SU FÓRMULA\n\nDE INDEXACIÓN\n\nResultando:\n\nI. Que la Ley 7593, ley de la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos establece lo siguiente: \". Artículo\n3.- Definiciones: \"b) Servicio al costo: Principio que determina la forma\nde fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se\ncontemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que\npermitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la\nactividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.\"\n\n1. Artículo 4º-Objetivos: \".e) Coadyuvar con\nlos entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se\ntrate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de\nconcesiones.\"\n\n2. El artículo 31 correspondiente a fijaciones de\nprecios, tarifas o tasas dice: \"para fijar las tarifas y los precios de\nlos servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las\nestructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo\ndel conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad\nde que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.\" Además de\n\". aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la\nmodificación de variables externas a la administración de los prestadores de\nlos servicios.\"\n\n3. Los criterios de equidad social, sostenibilidad\nambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan\nNacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar precios,\ntarifas y tasas de los servicios públicos\"\n\n II. Que el Plan Nacional de Desarrollo[1][1]\n2006-2010 en lo que concierne a las políticas y metas sectoriales, establece en\nel Capítulo 4, titulado \"Eje de Política Ambiental, Energética y de\nTelecomunicaciones que:\n\n(1) http//www.mideplan.go.cr/content/view/69/371/\n\n1. En el capítulo de \"Los Grandes\nDesafíos\", se propone reducir la dependencia de combustibles importados,\naprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y llegar a producir\nel 100% de la electricidad del país a partir de fuentes de energía renovables.\n\n2. En cuanto al suministro de energía y uso de\nhidrocarburos, se propone \"mejorar tecnológicamente y restablecer los\nniveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía,\nreduciendo el uso de hidrocarburos en la producción de energía eléctrica, y\nsentando las bases para ser, en el año 2021, el primer país del mundo que\nproduzca el 100% de la electricidad que consume a partir de fuentes renovables\nde energía\".\n\nIII. Que\nel Plan Nacional de Energía establece los siguientes objetivos:\n\n1. Asegurar el aprovechamiento de la energía, con\nel fin de fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del\npueblo costarricense.\n\n2. Continuar el desarrollo de la generación basado\nen recursos renovables.\n\n3. Realizar un manejo ambiental y social de\nreconocida excelencia que permita el desarrollo sostenible.\n\nIV. Que\nde acuerdo con la política energética del Plan Nacional de Energía, en la cual\nse establece la utilización de fuentes de energía renovables, se indica como\npolíticas:\n\n1. Definir un modelo tarifario que promueva e\nincentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación del\nservicio de suministro de energía eléctrica por parte de los actores del\nmercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de\nenergía.\n\n2. Diseñar un sistema de tarifas que considere,\ncomo mínimo, las relaciones de las empresas generadoras que vendan electricidad\na las empresas distribuidoras, empresas generadoras que vendan electricidad\nentre si y empresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica.\n\n3. Diseñar mecanismos nuevos que incentiven el\ndesarrollo y diversificación de fuentes de energía renovables y de actores del\nsector para la actividad de generación eléctrica.\n\n4. Corresponde a la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos fijar las tarifas para el servicio público de suministro de\nelectricidad en la etapa de generación.\n\nV. Que la Junta Directiva de la Autoridad\nReguladora aprobó mediante el acuerdo 004-064-2007, un conjunto de principios\nregulatorios, entre los cuales se puede citar:\n\n1. \"Servicio al costo: La Autoridad\nReguladora fijará las tarifas y los precios de los servicios públicos, de\nmanera que se contemplen únicamente los costos necesarios para presta el\nservicio, que permita una retribución competitiva y garanticen el adecuado\ndesarrollo de la actividad de acuerdo con lo establece el artículo 31\".\n\n2. Que las tarifas deben respetar los principios\nregulatorios que han sido aceptados, y para ello deben ser eficientes, dar las\nseñales adecuadas de corto y largo plazo, ser aditivas, asegurar la\nrecuperación de los costos totales reconocidos de las actividades, ser\nsencillas y transparentes.\n\nVI. Que\nel 28 de mayo del 2009 se recomienda adjudicar la contratación de los servicios\nprofesionales de la consultora Ingeniera Química Ana María González Trabanino,\npara realizar una propuesta del \"Modelo y estructura de costos típica de\nuna planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\".\n\nVII. Que\nel 10 de junio del 2009, mediante la orden de compra 4199-2009 fechada el 10 de\njunio del 2009 y correspondiente a la Contratación Directa 2009CD-000199-ARESEP\nla Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos procedió a contratar los\nservicios profesionales de la Consultora Ana María González Trabanino,\nprofesional en Ingeniería Química y de nacionalidad salvadoreña, para lleva a\ncabo un \"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo de caña\" para la venta al ICE según\nlos términos de referencia y una propuesta de criterios para la actualización\nde los costos establecidos según la Ley 7200 y que permita determinar las\ntarifas para este servicio.\n\nVIII.\nQue el 1 de octubre del 2009 y en coordinación con la Dirección de Servicios de\nEnergía, la Sra. González Trabanino presentó el informe del análisis de la\nplanta modelo contratada.\n\nIX. Que\nanalizada preliminarmente la información presentada por la Consultora González\nTrabanino el 1 de octubre del 2009, la Dirección de Servicios de Energía le\nsolicitó aclarar o aportar mayor detalle del modelo para poder seguir con el\nproceso respectivo, (folios 4-6 del ET-189-2009 y del OT-212-2009). La Consultora\nGonzález atendió la solicitud, aportando el informe final el 29 de octubre del\n2009, vía correo electrónico.\n\nX. Que\nmediante oficio 760-DEN-2009 del 30 de octubre del 2009, la Dirección de\nServicios de Energía, solicita a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora\notorgar la admisibilidad formal a la propuesta del \"Modelo y estructura de\ncostos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de\ncaña\" para la venta al ICE y que autorice el inicio del proceso de audiencia.\n(Folios 4-6 del OT-212-2009 y del ET-189-2009).\n\nXI. Que\nmediante el oficio 312-RG-2009 del 30 de octubre del 2009 el Regulador General\npresentó a conocimiento de la Junta Directiva el oficio 760-DEN-2009 con el\ninforme técnico sobre el \"Modelo y estructura de costos típica de una\nplanta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\" con el fin\nde que se analice y se autorice continuar con el proceso de audiencia según lo\nordena la Ley 7593. (Folio 3 del OT-212-2009 y del ET-189-2009)\n\nXII. Que\nsegún el oficio 553-SJD-2009 del 12 de noviembre del 2009, la Junta Directiva\ntomó el acuerdo 006-074-2009, según la sesión extraordinaria 074-2009 celebrada\nel 5 de noviembre del 2009, en el cual se solicita al departamento de Archivo\nCentral que proceda a conformar los expedientes respectivos, así como a la\nDirección General de Participación del Usuario que convoque y tramite la\nrespectiva audiencia pública para el \"Modelo y estructura de costos típica\nde una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\" y\nsu respectiva fórmula de ajuste extraordinario. (Folio 1 del OT-212-2009 y del\nET-189-2009)\n\nXIII. Que el 19 de noviembre del 2009 se procedió a publicar la convocatoria a audiencia pública en\nlos periódicos la Nación y la Prensa Libre (folios 89-90 del ET-189-2009 y del OT-212-2009), así\ncomo a invitar mediante los oficios 3080-DGPU-2009, 3081-DGPU-2009, 3083-DGPU-2009,\n3084-DGPU-20093085-DGPU-2009, 3086-DGPU-2009 y 3087-DGPU-2009 a los diferentes actores interesados\nen participar en el proceso de Audiencia Pública para conocer la propuesta del modelo por parte de\nARESEP (folios 94 al 107). El 25 de noviembre del 2009 se realizó la convocatoria mediante el Diario\nOficial La Gaceta 229, (folio 96 del ET-189-2009 y del OT-212-2009).\n\nXIV. Que\nla audiencia pública se realizó el 17 de diciembre del 2009, por medio del\nsistema de video conferencia y de conformidad con el artículo 36 de la Ley\n7593, en los siguientes lugares: Auditorio de la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos y en los Tribunales de Justicia de: Limón centro, Heredia\ncentro, Ciudad Quesada, Liberia centro, Puntarenas centro, Pérez Zeledón y\nCartago centro. Así como, de forma presencial en el salón parroquial de Bri\nBrí, ubicado al frente de la Escuela Líder de Bri Brí, Limón.\n\nXV. Que mediante el oficio 3192-DGPU-2009, se adjunta el informe de instrucción (folios 275 al 277\ndel Et-189-2009 y OT-212-2009), en el cual se indica que para la presente propuesta del modelo y\nestructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña se\npresentaron cinco (5) posiciones, a saber: el Instituto Costarricense de Electricidad representado\npor el Ingeniero Gravin Mayorga Jiménez, Subgerente, (folios 110 al 116 en el expediente ET-189-2009\ny folios 113 al 119 en el expediente OT-212-2009), el Ingenio Taboga representado por Manuel\nAvendaño Herrera, apoderado generalísimo, cédula de identidad 4-094-691, (folios 119 al 163 en el\nexpediente ET-189-2009 y folios 122 al 166 en el expediente OT-212-2009), la Asociación\nCostarricense de Productores de Energía, representada por Mario Alvarado Mora, apoderado\ngeneralísimo, cédula de identidad 4-129-640, (folios 164 al 207 en el expediente ET-189-2009 y\nfolios 167 al 210 en el expediente OT-212-2009), la empresa Cogeneración del Tempisque S. A. (COTSA)\nrepresentado por Edgar Alejandro Ponciano, representante legal, (folios 208 al 226 en el expediente\nET-189-2009 y folios 211 al 229 en el expediente OT-212-2009) y Azucarera El Viejo S. A.,\nrepresentada por Mario Jiménez Núñez, apoderado especial, cédula de identidad 1-441-651, (folios 227\nal 271 en el expediente ET-189-2009 y folios 230 al 274 en el expediente OT-212-2009).\n\nXVI. Que\nsegún el Acta 151-2009, en esta se transcribe la presentación realizada por la\nAsociación Costarricense de Productores de Energía, representada por Mario\nAlvarado Mora y la Dirección de Servicios de Energía el día de la Audiencia\nPública, (Folios 280-285 del ET-189-2009 y OT-212-2009).\n\nXVII.\nQue mediante el oficio 03-DEN-2010 del 5 de enero del 2010 la Dirección de\nServicios de Energía le solicito a la Dirección General de Asesoría Jurídica el\ncriterio legal respecto a los argumentos expresados en las posiciones\npresentadas al \"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo\nde generación de electricidad con bagazo de caña\", (folio 286). La\nDirección General de Asesoría Jurídica de la Autoridad Reguladora, atendió lo\nsolicitado y emitió el oficio 021-DGJR-2010 del 12 de enero del 2010, (folios\n287-288)\n\nXVIII Que mediante el oficio 071-DEN-2010 del 10 de febrero del 2010, la\nDirección de Servicios de Energía solicitó a la Directora\nAdministrativo-Financiera la ampliación de la Contratación Directa\n2009CD-000199-ARESEP. Como resultado de la ampliación del contrato se llevó a\ncabo reuniones con los generadores privados, el ICE y ACOPE con la consultora\npara definir ciertas variables sensibles en la estructura modelo, así como las\noposiciones realizadas en el proceso de audiencia pública.\n\nXIX. Que\nel 24 de marzo del 2010 la Consultora hizo entrega del segundo Informe del\n\"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación\nde electricidad con bagazo de caña\" para la venta al ICE, donde se\nincluyen las posiciones u oposiciones de los interesados, modificando en lo\nconducente el modelo original.\n\nConsiderando:\n\nI. Que\nla propuesta sometida a audiencia pública y que consta en el informe\n209-DEN-2010 del 16 de abril del 2010, consiste, en un \"Modelo y\nestructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con\nbagazo de caña\" para la venta al ICE y sus respectiva fórmula de\nindexación\". De este informe se concluye:\n\n1. El mercado energético atraviesa un periodo en\nel cual la generación térmica se está incrementando, no solo por su aporte,\nsino por lo que significa en costos para el SEN, lo cual repercute en los\nprecios que los usuarios deben pagar por el servicio de suministro de\nelectricidad. Por otro parte, es importante indicar que el país cuenta con un\ngran potencial energético con fuentes renovables para abastecer la demanda\nnacional, las cuales deben ser promovidas para beneficio de los usuarios del\nsistema.\n\n2. Se requiere dar señales de mercado, claras y\nestables en el corto y mediano plazo, que ayude a que los generadores privados\nque utilizan el bagazo de la caña de azúcar como materia prima[2][2], a que\nmantengan en operación sus plantas para suministro de electricidad al SEN y en\nel mejor de los casos atraer nuevas iniciativas de inversión, siendo la\ngeneración de energía mediante la biomasa (bagazo de caña), una buena\nalternativa de sustitución en el uso de combustibles fósiles para generar\nenergía eléctrica, más si se tiene claro que el periodo de zafra activa\ncoincide la época seca, cuando el recurso hídrico es escaso, lo que obliga al\nICE a producir en sus plantas térmicas para atender una demanda creciente y por\nende, a un elevado precio y una mayor contaminación ambiental.\n\n(2) Aquellos que se\nencontraban amparados bajo la ley 7200\n\n3. Es importante indicar que el Sistema Eléctrico\nNacional es predominantemente dependiente del comportamiento hidrológico, de\nahí la necesidad de diversificar la matriz energética nacional y aprovechar las\ndiversas fuentes de energía renovables, como lo es el bagazo de caña, ya que\nsignifica para el ICE (como comprador) y los usuarios del servicio eléctrico\n(como consumidores) contar con energía a un menor costo y en un periodo del año\nen el cual coincide con la reducción de agua en las centrales hidroeléctricas.\n\n4. De igual forma, representa una oportunidad para\nmuchos ingenios y/o destilerías del país, que en la actualidad generan energía\npara autoabastecer sus procesos productivos y no han encontrado los incentivos\nnecesarios para aumentar su aporte energético y vender sus excedentes. Además\nde permitirles aumentar su eficiencia de procesos y convertir un desecho\n(bagazo de caña) en una materia prima que le puede generar ingresos\nadicionales.\n\n5. La Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, está comprometida en promover procesos de revisión integral de los\nmodelos de regulación vigentes, para adecuarlos a las nuevas tendencias y\ncorrientes de intervención en materia de servicios públicos.\n\n6. Por lo anterior, el Ente regulador presentó un\nnuevo \"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo de caña\" para la venta al ICE y la\nrespectiva fórmula de ajuste extraordinario.\n\n7. La propuesta consiste en, definir una planta\nmodelo que:\n\na.  Permita aprovechar la capacidad instalada de\nlos generadores privados que utilizan el bagazo de la caña como materia prima,\nevitando que se aumente la generación térmica, con el consecuente incremento en\nlos precios finales de la electricidad.\n\nb.  Permita incentivar la inversión en generación\ncon fuentes renovables y específicamente aquellas que utilizan el bagazo de la\ncaña, mediante el aprovechamiento del máximo potencial de sus plantas o\nconcesiones, hasta 20 MW, en los casos en que sea factible.\n\nc.  Considere una estructura productiva modelo,\npara la actividad de generación de electricidad con bagazo de caña, a partir de\nun benchmarking de los costos de inversión y de explotación.\n\nd.  Sea simple y transparente.\n\nII. Que\nen resumen, la propuesta del modelo sometido a audiencia pública establecía lo\nsiguiente:\n\n1. Para efectos de evaluación de los costos en una\nplanta modelo de 20 MW en condiciones propias o similares a las plantas de este\ntipo en Costa Rica, se evaluaron técnicamente 4 configuraciones\ncorrespondientes a diferentes alternativas de co-generación y generación\neléctrica a alta presión y se seleccionó una configuración (termoeléctrica de\nalta presión anexa a ingenio) para elaborar un modelo de simulación de la\ngeneración de energía eléctrica en alta presión.\n\n2. El modelo está basado en las siguientes características:\nplanta de generación y co-generación incorporada a la operación de ingenios\nazucareros (sin o con planta de alcohol anexa). Esto es lo más común y típico\nen la región. Los costos del kWh para venta a la red son prorrateados\n(distribuidos) entre los costos de producción de azúcar y energía eléctrica, y\npor tanto los costos del kWh se reducen y los ciclos termodinámicos\ninvolucrados son más eficientes.\n\n3. La planta modelo que se procedió a evaluar se\nseparó en dos configuraciones: el proyecto 1: sin excedentes de bagazo, donde\ntodo el bagazo excedente del ingenio, una vez satisfechos sus propios\nrequerimientos, es destinado a la termoeléctrica anexa, por tanto esta\nalternativa permite obtener mayor producción de excedentes de energía para venta\nal ICE. Y el proyecto 2: con excedentes de bagazo, donde se retiene 6% del\nbagazo para reserva propia del ingenio por posibles paradas técnicas durante la\nzafra que requerirán nuevos arranques. El valor de 6% es recomendado por la\nliteratura en general y es basado en la experiencia práctica de los ingenios.\n\n4. Los resultados obtenidos son los siguientes: el\nfactor de planta obtenido en la aplicación del modelo en las condiciones antes\nmencionadas fue de 0,86 sin excedentes de bagazo (Proyecto 1) y de 0,71 con\nexcedentes de bagazo (proyecto 2).\n\n5. En lo que respecta a depreciación, se usó el método de depreciación por línea recta a maquinaria\ny equipo. Los proyectos modelo consideran diferentes años para la vida útil de los equipos que van\nde 5 a 20 años, dependiendo del tipo de activo.\n\n6. Con relación a los gastos financieros, se\npresentan los parámetros de gastos financieros utilizados por los ingenios de\nreferencia y los proyectos modelo. La tasa de interés para los modelos\nevaluados fue de un 6% anual considerando que existen en el mercado financiero\noportunidades preferenciales para la generación de energía limpia de fuentes\nrenovables. El plazo para el financiamiento de los proyectos modelo se\nconsideró de 20 años.\n\n7. El monto de la inversión, sin capital de\ntrabajo, es la misma para ambas simulaciones de proyectos desarrolladas,\nproyecto 1 (sin excedente de bagazo) y 2 (con excedente de bagazo), del orden\nde US$ 30 199 137,78.\n\n8. La estructura de costos de la planta modelo\ntípica están separados por costos variables y por costos fijos, de acuerdo con\nuna distribución de costos para consumo propio y generación para la venta al\nICE.\n\n9. Para mantener la estructura de costos de la\nplanta modelo actualizados (indexación), lo conveniente es establecer una fórmula\nde indexación, en la cual se puede relacionar el Índice de Precios al\nConsumidor para los costos variables (locales) y el tipo de cambio con los\ncostos fijos asociados a la importación de materias primas que serán afectadas\npor la evaluación.\n\nIII. El\nmodelo propuesto por la Consultora y que se sometió a audiencia pública\nconstaba en una hoja electrónica, tipo \"Excel\" en la cual se incluían\ntanto las variables o insumos iniciales, como los algoritmos de cálculo y los\nresultados finales. Esta hoja electrónica se puso a disposición de todos los\ninteresados para su análisis y posibles oposiciones.\n\n         IV. Que del oficio 209-DEN-2010/42420\ndel 16 de abril del 2010, que sirve de sustento a esta resolución, conviene\nextraer las siguientes conclusiones:\n\n1. Mediante la Contratación Directa\n2009CD-000199-ARESEP la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos procedió\ncontratar los servicios profesionales de la Consultora Ana María González\nTrabanino, profesional en Ingeniería Química para llevar a cabo un \"Modelo\ny estructura de costos típica de una planta modelo de generación de\nelectricidad con bagazo de caña\" para la venta al ICE según los términos\nde referencia y una propuesta de criterios para la actualización de los costos\nestablecidos según la Ley 7200 y que permita determinar las tarifas para la\nventa al ICE.\n\n2. El modelo propuesto tiene como único objetivo\ndisponer de una metodología que permita disponer de una fijación tarifaria para\nel subsector de generadores privados que utilizan la biomasa del bagazo de caña\npara generar energía eléctrica para la venta al ICE y que a la postre elimina\nla posibilidad de fijaciones tarifarias individuales e incentiva la atracción\nnuevas iniciativas de inversión en generación con fuentes renovables, en éste\ncaso por medio del bagazo.\n\n3. El 17 de diciembre la ARESEP presentó en\naudiencia pública la propuesta del modelo caracterizada por ser una planta de\ngeneración y co-generación incorporada a la operación de ingenios azucareros\n(sin o con planta de alcohol anexa). Esto es lo más común y típico en la\nregión. Los costos del kWh para venta a la red son prorrateados (distribuidos)\nentre los costos de producción de azúcar y energía eléctrica, y por tanto los\ncostos del kWh se reducen y los ciclos termodinámicos involucrados son más\neficientes.\n\n4. Dicha propuesta se caracterizaba por estar\nseparada en dos configuraciones: la 1a: sin excedentes de bagazo, donde todo el\nbagazo excedente del ingenio, una vez satisfechos sus propios requerimientos,\nes destinado a la termoeléctrica anexa, por tanto esta alternativa permite\nobtener mayor producción de excedentes de energía para venta al ICE. Y la 2a:\ncon excedentes de bagazo, donde se retiene 6% de bagazo para reserva propia del\ningenio por posibles paradas técnicas durante la zafra que requerirán nuevos\narranques. Siendo la inversión la misma para ambas configuraciones, financiadas\nen un 80% a 20 años y una tasa de interés del 6% anual.\n\n5. Dicha estructura de costos aportada para la\nplanta modelo de generación con bagazo de caña, presenta costos variables\ntotales por 1,03% y costos fijos por 98,97%, para cada una de las\nconfiguraciones analizadas.\n\n6. Para mantener la estructura de costos de la\nplanta modelo actualizados (indexación), lo conveniente es establecer una\nfórmula de indexación, en la cual se puede relacionar el Índice de Precios al\nConsumidor para los costos variables (locales) y el tipo de cambio con los\ncostos fijos asociados a la importación de materias primas que serán afectadas\npor la evaluación.\n\n7. Del proceso de audiencia pública, se\npresentaron 5 oposiciones (según el Informe de instrucción, oficio\n3192-DGPU-2009) por parte de: Instituto Costarricense Electricidad, Azucarera\nEl Viejo, S. A., Asociación Costarricense de Productores de Energía, Ingenio\nTaboga, S. A. y Cogeneración del Tempisque, S. A.\n\n8. En atención a los diferentes criterios por\nparte de los agentes económicos interesados, se procedió a ampliar el contrato\nde la consultora González, con el fin de llevar a cabo la incorporación de oposiciones\ny un proceso de concertación entre las partes para definir la propuesta que\nmejor se adaptara a las características del mercado de la generación de\nelectricidad con bagazo de caña.\n\n9. Como resultado de la reunión e intercambio de\ncriterios con los generadores privados y funcionarios del ICE, el 24 de marzo\ndel 2010, se entregó el segundo Informe con el \"Modelo y estructura de\ncostos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de\ncaña\" para la venta al ICE, donde se internalizan las posiciones y\noposiciones de las partes interesadas.\n\n10.      En el análisis realizado por la Sra.\nGonzález Trabanino se presenta a la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos el \"Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo de caña\" para una planta de\nco-generación de energía eléctrica para la venta al ICE, la cual se caracteriza\npor ser una planta modelo eficiente, de 422 kgv/ton. de caña, con una capacidad\nde 20 MW, un periodo de zafra activa de 120 días naturales, 6000 ton. caña/día,\nfinanciado a una tasa de interés del 8% a 20 años plazo sin periodo de gracia,\ncuyos resultados son altamente atractivos lo que respecta a indicadores\nfinancieros como la TIR y el VAN nominales y constantes, así como en el costo\nsegún la disponibilidad de bagazo.\n\n11. Los costos del kWh son sumamente sensibles a\ndiversas variables asociadas con la operación de los ingenios, principalmente a\nlas demandas del vapor de proceso de los ingenios azucareros, a la eficiencia\nenergética y al porcentaje de bagazo de caña. Por esta razón el modelo de\nsimulación se desarrolla simultáneamente para dos situaciones operativas: con y\nsin excedentes de bagazo de reserva para la zafra de los ingenios, lo cual\nafecta la disponibilidad de bagazo para la unidad termoeléctrica. Así mismo\ndiferentes resultados pueden obtenerse si se varía la demanda de vapor de\nproceso. La demanda considerada en el presente estudio obedece a condiciones de\neficiencia.\n\n12. No es conveniente considerar que una planta\ntermoeléctrica se abastecerá de excedentes de bagazo de varios ingenios, pues\nno se puede garantizar la disponibilidad, además se encarecen los costos por el\ntransporte de bagazo. Es conveniente considerar la ubicación de la\ntermoeléctrica de alta presión anexa o próxima a un ingenio y/o una planta de\netanol dado los intercambios de energía que están asociados para alcanzar\nautosuficiencia energética con excedentes a la red, y para optimizar el uso del\nvapor de escape de la co-generación. Ello no significa que el ingenio, la\ndestilería y la termoeléctrica son una sola empresa, ya que generalmente son\nempresas diferentes con su propia autonomía administrativa, organizacional y\ncontable.\n\n13. Un punto de partida para el desarrollo de\nproyectos de generación y co-generación de energía eléctrica en ingenios, para\nventa a la red pública, es contar como base con plantas industriales aledañas\nque cuenten con un proceso eficiente en la producción de azúcar y etanol a fin\nde optimizar los excedentes de bagazo y electricidad a la red, basado en el\nahorro y uso eficiente de la energía, y no en lo contrario, lo cual se estaría\nreflejando en el costo de la energía eléctrica que finalmente pagan los\nusuarios finales.\n\n14. Cuando se realiza un proyecto de generación y\nco-generación debe fundamentarse en el uso de tecnología apropiada y no\nobsoleta o ineficiente, sobre todo cuando se trabaja con altas presiones, y en\nsistemas de co-generación, lo cual se reflejará en los costos del kWh.\n\n15. Hay que considerar que estos proyectos tienen\nla oportunidad de incluir la venta de bonos de carbono en las evaluaciones\neconómicas-financieras, a través de los Mecanismos de Desarrollo Limpio, lo\ncual ya es una realidad en la región e incrementa la rentabilidad de este tipo\nde proyecto, lo cual ha sido demostrado en aquellos proyectos que no contemplan\nincremento de uso de biomasa para la co-generación eléctrica sino incremento de\neficiencia energética en sus procesos. Se recomienda que este tipo de proyectos\nde generación y co-generación efectúen las evaluaciones necesarias previas a la\ntoma de decisiones. Los proyectos de co-generación pueden resultar más\natractivos para calificar.\n\n16. Las inversiones consideradas si bien son\nelevadas se encuentran dentro del rango para este tipo de proyectos de alta\npresión en este caso con la distribución del costo del sistema de generación de\nvapor entre los dos productos: energía eléctrica y térmica, esta inversión se\nreduce.\n\n17. La TIR nos brinda información de la tasa de\nrentabilidad máxima que tiene el proyecto, dado el flujo de ingresos y egresos.\nPor tanto, para todas las condiciones de proyecto evaluadas resultan una TIR\npositiva y nos dicen que si son rentables.\n\n18. El presente modelo se ajusta también a\nCOTSA-destilería, el cual cuenta en las proximidades con el ingenio CATSA. El\nmodelo no simula condiciones de propiedad de las empresas, o de su constitución\nlegal, sino condiciones operativas estratégicas muy comunes en la región y en\nCosta Rica.\n\n19. Sin duda la condición de co-generación y\ngeneración es más eficiente, pues se obtienen dos productos de valor comercial:\nla energía eléctrica y térmica, con lo cual los costos de ambos se reducen\nsignificativamente en comparación a su obtención en forma separada.\n\n20. En lo que respecta al poder adquisitivo en el\ntiempo (indexación) de los costos fijos y variables definidos por la estructura\nde costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo,\nes importante clasificar cuáles de ellos, son de carácter endógeno y exógeno,\npara definir la fórmula de indexación que mejor se adapte.\n\n21. De acuerdo con la estructura de costos\nplanteada en el modelo, los costos de índole internos son: el costo de la\nmateria prima, el costo del combustible, el costo del transporte, los impuestos,\nlos costos de la mano de obra, el costo del seguro y los costos indirectos de\nfabricación, los cuales estarán ligados al Índice de Precios al Productor\nIndustrial de Costa Rica.\n\n22. Los costos externos a tomar en cuenta en la\nfórmula de indexación son los gastos financieros y la depreciación, costos que\nserán indexados al índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de\nAmérica.\n\n23. El \"modelo y estructura de costos típica\nde una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\" y\nsu fórmula extraordinaria de ajuste será revisada en los meses de mayo de cada\naño, con el fin de mantener el poder adquisitivo de la tarifa en el tiempo.\n\nV. En\nrespuesta a las principales posiciones y oposiciones formuladas dentro de los\nautos, se indica lo siguiente, en cuanto a cada una de ellas:\n\n1. Instituto Costarricense de Electricidad, folios\n113-119 del OT-212-2009 y 110-116 del ET-189-2009, los principales argumentos\nson:\n\na.  Considera que el modelo cumple con su\nobjetivo, no obstante presenta algunos aspectos que deben ser revisados, a\nsaber:\n\nb.  El supuesto de cargar la totalidad de la\ninversión a la generación eléctrica. Al respecto es necesario tomar en cuenta\nlo dispuesto en el artículo 32 de la Ley 7593 en cuento a los costos que no deben\nconsiderados en la tarifa.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.\n\nc.  La inclusión de la amortización del\nfinanciamiento dentro de la partida de gastos financieros considerados en las\nestructuras de costos. De hecho, debe revisarse el modelo de flujo de efectivos\npuesto que la amortización de los créditos debe excluirse de los gastos\nconsiderados para efectos del cálculo de impuestos sobre la renta.\n\nLos gastos financieros se componen de los intereses y\nlos gastos de formalización que cobra la entidad bancaria. Razón por la cual,\nse acepta la posición y se procederá a excluir el rubro de amortización de los\ngastos financieros contemplados en la estructura de costos típica de la planta\nmodelo.\n\nd.  Las condiciones de financiamiento, y en\nparticular el plazo de amortización, deberán ser revisadas y ajustadas con base\nen las condiciones usuales del mercado de capitales.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en\ncuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para\nel mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.\n\ne.  Si bien se considera pertinente que el modelo\ncontemple una fórmula de indexación, esta presenta ciertas deficiencias, por lo\nque debe ser corregida, ya que la fórmula incluida en la propuesta es contraria\nal cuadro incluido en el anexo No1, donde los costos fijos y variables\npresentan pesos relativos diferentes.\n\nf.   A pesar de que, efectivamente resulta\ncorrecto que la indexación por tipo de cambio aplique sobre los componentes de\ncosto de origen externo y la indexación por inflación local se aplique a los\ncomponentes de origen local, al sustituir los conceptos en la fórmula propuesta\npor la consultora se está desvirtuando la misma.\n\nDe acuerdo con la lógica que debe cumplir la\naplicación de una fórmula de ajuste automática, se considerará la observación\nsobre la formulación del costo total para un año específico, por lo cual, se\nconsidera definir la fórmula de ajuste extraordinario tomando como referencia\npara el costo en el tiempo 1, el costo en el tiempo t-1.\n\ng. Es necesario tomar en cuenta la moneda en la\ncual están definidos los costos. En caso que los costos en el mercado se\nestablezcan en dólares, al aplicar el ajuste por devaluación e inflación local\nse estaría reconociendo doblemente el ajuste. En caso que el modelo contemple\ncostos en moneda externa, únicamente se debe reconocer ajuste para los costes\nlocales y, en este caso, solamente por la inflación local neta, esto es\ndescontado la devaluación del índice de inflación.\n\nSe comparte lo relativo a la estructura de\ncostos típica incluido en el modelo para generar energía mediante bagazo de caña,\nasí como lo referente al tipo de moneda utilizada para definir la tarifa por\nkWh generado y vendido, ya que si se utilizan precios en dólares la\ndepreciación de la moneda está implícita, ya que será ajustada automáticamente\nde acuerdo con el comportamiento del mercado de divisas. En este caso, los\ncostos externos se les debe sólo de reconocer la inflación externa, según el\nÍndice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América, ya que\ndependen de factores exógenos a la economía local, mientras que en lo que\nrespecta a costos internos, sólo se le aplicará la inflación interna medida por\nel Índice de Precios al Productor Industrial, (IPPI), calculado por el Banco\nCentral de Costa Rica. Por lo cual, se procede a tomar en cuenta la posición.\n\nh.  El esquema de indexación contemplado en el\nflujo de efectivo incorporado en el modelo no hace distinción alguna en cuanto\nal origen de los costos y aplica sin distingo alguno el reconocimiento de la\ninflación y la devaluación a todos los costos y gastos. Por lo cual, se\nrecomienda revisar y armonizar la fórmula de indexación con el modelo de la\nestructura de costos de forma tal que se garantice el cometido de la misma.\n\nSe comparte lo señalado en la posición, lo conveniente\npara disponer de una fórmula de ajuste extraordinaria que permita compensar\nadecuadamente la pérdida de valor del dinero en el tiempo es clasificar los\ncostos fijos y variables presentados en el modelo en aquellos que son de\nnaturaleza endógena, o sea, que se ven afectados por variables económico-financieras\ninternas y cuáles son exógenos o son alterados por variables\neconómico-financieras externas.\n\nSegún con la estructura de costos típica de la\nplanta modelo presentada en el proceso de audiencia pública, costos como materia\nprima, combustibles, impuestos, mano de obra directa e indirecta, costos\nindirectos de fabricación (mantenimiento y administrativos) son afectados por\nvariables económicas internas, por lo cual se pueden clasificar como costos\ninternos y por ende indexarse a un indicador que le compense la pérdida de\nvalor en el tiempo.\n\nEn el caso de los gastos financieros y la\ndepreciación de los activos de capital, estos por su naturaleza y el tipo de\nmoneda en la cual están transados en el mercado financiero y de bienes\nrespectivamente, se entiende que son objeto de perturbaciones exógenas, por lo\ncual, se deberían de clasificar como costos externos y por ende ser indexados\ncon un indicador que le permita recuperar su valor en el tiempo.\n\ni.   En lo que respecta a la tarifa propuesta\nresponde a la estructura de costos correspondiente al año base para la planta\nmodelo, al introducirla en el modelo de proyección se obtiene como resultado\nque la tasa interna de retorno que se obtendría bajo la planta modelo sería de\n15,51% y 14,21% de acuerdo con cada configuración, con lo cual, se considera\nque la tarifa propuesta debe ser ajustada de tal manera que permita demostrar\nla razonabilidad de la rentabilidad que se estaría reconociendo en el modelo.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña.\n\nj.   Otro aspecto que debe ser aclarado es lo\nreferente a la aplicabilidad de los dos \"proyectos\" propuestos, a\nsaber proyecto 1 sin exceso de bagazo de caña y proyecto 2 con excesos de\nbagazo. Sobre el particular es importante llamar la atención en cuanto que en\nla propuesta no se menciona el procedimiento para seleccionar entre una u otra\nalternativa, aspectos que debe estar plenamente definido en la fijación\ntarifaria.\n\nEl modelo propuesto\npor la consultora, explica cual de las configuraciones analizadas es la más\nadecuada de acuerdo con las características del pseudo mercado de generación de\nelectricidad con bagazo de caña. La 2a configuración, se caracteriza por\ndisponer de una reserva de bagazo de caña del orden del 3%, mientras que la 1a\nconfiguración no, lo cual no es realista, dado que técnicamente los generadores\ndebe realizar durante el proceso de zafra activa paradas técnicas, con lo cual\ndeben de contar con cierta reserva de bagazo para los respectivos arranques.\nDicho porcentaje de reservas depende de la eficiencia del Ingenio y/o\ndestilería, pero también depende de la disponibilidad de la materia prima, por\nlo cual, durante el proceso de análisis y discusión del modelo con los\ndiferentes actores interesados se definió dicho porcentaje como adecuado dada\nla práctica en Costa Rica, razón por la cual es incluido así en el modelo.\n\nNo obstante, se le\nagradece la observación, esta se tomó en cuenta para definir la propuesta\nplanteada.\n\n2. Ingenio Taboga, S. A. (folios 119 al 163 en el\nexpediente ET-189-2009 y folios 122 al 166 en el expediente OT-212-2009),\nAsociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), (folios 164 al 207\nen el expediente ET-189-2009 y folios 167 al 210 en el expediente OT-212-2009)\ny Ingenio El Viejo, S. A. (folios 227 al 271 en el expediente ET-189-2009 y\nfolios 230 al 274 en el expediente OT-212-2009). Los principales argumentos\nson:\n\na.  El modelo de simulación presenta varios\nerrores e inconsistencias de fórmulas, que inciden en la determinación de los\ncostos y en el análisis de la rentabilidad de los mismos.\n\nb.  Error en la determinación de la\n\"distribución energía eléctrica en termoeléctrica\", ya que cuando se\ndetermina la cantidad de energía excedente para la venta al ICE y consumo\npropio, por error se suma la cantidad de kWh de demanda de la planta\nindustrial, cuando lo correcto sería eliminar ese efecto y a la vez produce un\najuste en los costos del proyecto.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo\nlos errores detectados.\n\nc.  Error en el cálculo del costo total unitario\npor kWh tanto para el proyecto 1 como para el proyecto 2, ya que se procede a\ndividir el costo monetario total de producción de energía para la venta al ICE\nentre el total de kWh que tiene capacidad instalada del Ingenio modelo, siendo\nlo correcto dividir el total de costos de venta al ICE entre la cantidad de kWh\ndisponibles para la venta, error que también se refleja en la determinación de\nlos costos fijos y variables por kWh, que componen el costo total unitario.\n\nSe le agradece la observación, se tomó en cuenta para\ndefinir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el mercado\nde la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo los\nerrores detectados.\n\nd.  Error en la determinación de la proyección de\ningresos (cantidad de energía vendida), el cual ocurre al momento de calcular\nlos ingresos, ya que se toma como referencia el total de kWh de capacidad instalada\nen el ingenio modelo y no la cantidad anual de energía para la venta al ICE.\nCorrección que va a provocar una modificación en los TIR y los VAN para ambos\nproyectos y por ende en sus rentabilidades.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo\nlos errores detectados.\n\ne.  Error en el cálculo de los ingresos totales\nmonetarios para el proyecto 1 como para el proyecto 2, ya que se invierten la\ncantidad de energía para la venta al ICE utilizada en el cálculo de los\ningresos en colones.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo\nlos errores detectados.\n\nf.   Error en el cálculo del impuesto por patente\nmunicipal, ya que se incluye igual para ambos proyectos, cuando lo correcto es\nsegún el modelo sometido a audiencia, sobre la base de los ingresos brutos\nobtenidos por la planta o ingenio modelo en cada uno de los proyectos.\nAdicionalmente, se invierten para cada uno de los proyectos el monto del gasto\ncorrespondiente al impuesto de patente municipal.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña, corrigiendo\nlos errores detectados.\n\ng.  El modelo de costos utiliza un costo\nfinanciero basado en una tasa de interés que no es razonable a las condiciones\nusuales del mercado:\n\nh.  En el informe se indica: \"la tasa de\ninterés en ingenios de referencia fluctúa entre 6 y 7,8% anual y los proyectos\nmodelos fueron evaluados a una tasa de 6% anual considerando que existen en el\nmercado financiero oportunidades preferenciales para la generación de energía\nlimpia de fuentes renovables\" al respecto se considera que en el modelo\npropuesto no se siguió ninguna metodología apropiada para determinar la tasa de\ninterés, ya que en el mismo se considera que existen varias tasas de interés en\nlos financiamientos que tenían los ingenios en el momento que presentaron sus\nestudios tarifarios, sin embargo, el modelo se limita a utilizar el piso de las\ntasas de interés que tenían en aquel momento los diferentes ingenios, sin dar\nmayor razonamiento sobre ese tratamiento. Consideramos que al tratarse de un\ntema tan sensible hubiera sido más apropiado utilizar el techo de las tasas de\nfinanciamiento o al menos un promedio de las mismas.\n\ni.   La tasa de interés para el cálculo del gasto\nfinanciero no es razonable ni responde a la realidad del mercado costarricense,\nya que la misma se está aplicando de manera constante durante el periodo de 20\naños de financiamiento y evaluación financiera del proyecto y adicionalmente,\nse debe considerar que los diferentes estudios tarifarios de los cuales se tomó\nesa información fueron presentados en una época marcada por la baja en los\nmercados financieros, además de que fluctúan y no son fijas.\n\nj.   Según cotizaciones en entidades financieras\ncostarricenses, la tasa de interés para este tipo de proyectos ronda en un\nmínimo de entre un 7,5% y el 8,5% anual en dólares, la cual no es efectiva, ya\nque se le debe sumar los costos de estructuración, aseguramiento y garantías\ndel préstamo. De acuerdo con lo anterior, se propone la utilización de un 8,00%\ncomo tasa de interés para determinar el costo financiero del proyecto evaluado.\n\nDe acuerdo con la oposición presentada, es\npreciso tener claro que en materia tarifaria, si bien aspectos como la\nvariabilidad de las tasas de interés se tienen presentes, dado su significancia\nen la determinación del gasto financiero de la iniciativa, la fijación\ntarifaria obedece a un momento \"x\", por lo cual, si las variables\neconómicas y financieras tienen a fluctuar en el tiempo. Ahora bien, en el caso\nque nos compete (planta modelo), la tasa de interés utilizada es un parámetro\nde costo del endeudamiento, el cual podría ser corregido año con año mediante\nla aplicación del modelo, tal y como se expuso en el proceso de audiencia\npública, ya que los gastos financieros representan parte de los costos según la\nestructura típica de costos de la planta modelo, con lo cual, al ajustar dicho\ncomponente para evitar la pérdida de valor en el tiempo implícitamente se le\nestará ajustando dicho costo.\n\nEs\nimportante tener claro que el comportamiento de las tasas de interés está\ncorrelacionado con la tasa de inflación de una economía, por lo cual si esta\núltima aumenta, la tasa de interés tenderá a aumentar y viceversa. Si, bien las\nvariables económicas se proyectan, existen muchos factores endógenos y exógenos\nque pueden provocar fluctuaciones que alteren los escenarios sobre los cuales\nestá construido el modelo, motivo por el cual, se incluyen en él una fórmula de\najuste extraordinaria, que permita corregir dichas variaciones y permita que la\ntarifa o precio fijado sea representativa a una realidad o coyuntura económica.\n\nNo\nobstante, es criterio de la ARESEP hacer fijaciones tarifarias que no atenten\ncontra el equilibrio financiero de las empresas proveedoras de un servicio\npúblico, por lo cual, el nivel de la tasa de interés para un proyecto de este\ntipo, debe de apegarse a las condiciones del mercado financiero, el nivel de\nriesgo, temporalidad y condiciones coyunturales, por lo cual se acepta la\nposición y a evaluar la tasa de interés adecuada según el mercado financiero\nactual.\n\nMotivo\npor el cual, se procedió a sondear el mercado financiero para determinar las\ndiferentes tasas de interés que pesan sobre este tipo de iniciativas\nproductivas, siendo la propuesta ofrecida por el Banco Centroamericano de\nIntegración Económica, BCIE, la más adecuada, con lo cual, se incorporó en los\ncálculos respectivas de la estructura de costos de una planta modelo de\ngeneración de electricidad mediante el bagazo.\n\nEn todo\ncaso, es importante señalar que este argumento no altera la definición del\nmodelo en sí, sino que afecta los resultados de su aplicación.\n\nk.  El modelo de costos incluye en el análisis\nfinanciero de los flujos esperados de efectivo, los cuales son descontados con\nuna tasa de rendimiento de referencia que no es razonable para las condiciones\ndel mercado.\n\nl.   El análisis del flujo de efectivo en el modelo\nse parte de una tasa de descuento del 10% en colones, en ese sentido el informe\ntécnico denominado \"análisis de costos de una planta modelo de generación\nde electricidad con bagazo de caña\" indica en su Pág. 19: \"la tasa de\nreferencia, para efectos de comparar si la rentabilidad de los proyectos bajo\nevaluación es aceptable o no, se ha determinado una tasa de rentabilidad de\nreferencia, resultante del promedio de las tasas de rentabilidad calculada para\nlos proyectos de generación (Ingenio Taboga, El Viejo y COTSA), teniendo como\nresultado una tasa de referencia del 10,00%.\n\nm. Por tanto, esta tasa se convierte en el\ncriterio de comparación que nos permite medir si el proyecto es viable o no, a\npartir de las condiciones técnicas y económicas anteriormente explicadas\"\nEs importante indicar que los antecedentes no son correctos, toda vez que el\npromedio de las tasas de interés de rentabilidad de los tres ingenios citados\nno es del 10%, sino que la misma es del 11,55%, por lo cual se considera\ncorrecto efectuar la evolución financiera de los flujos de efectivo\nconsiderando la rentabilidad promedio de los ingenios con tarifa aprobada al\nmomento, teniendo en ese caso una tasa de rendimiento de referencia del 11,55%\nen lugar del 10%. Tasa que hace que el VAN de ambos proyectos no sean viables,\nno generarían suficientes ingresos para cubrir la inversión inicial necesaria.\n\nn.  Debido a lo anterior se considera importante\nque como producto del análisis de la propuesta tarifaria realizada por ARESEP, al\nmenos se llegue a definir una tarifa que sea igual al costo ajustado\nconsiderando todos y cada uno de los puntos indicados anteriormente, incluyendo\nla rentabilidad correspondiente de tal forma que incentive la participación de\nnuevos proyectos de energía limpia, así como la permanencia y nuevas\ninversiones de los generadores privados.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\npara definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para el\nmercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña. La cual, será\nconsecuente con una estructura de costos y una determinada rentabilidad, no\nobstante, es importante indicar que las tasas de descuento utilizadas por la\nconsultora tenían como objetivo \"ilustrativo\" evaluar si una tarifa\nde ese orden cubre los costos y además le permite una ganancia adecuada a la\nactividad.\n\no.  El modelo determina costos de producción del\nkWh, los cuales posteriormente son utilizados como tarifa, sin incluirse una\nrentabilidad sobre los mismos.\n\np.  El modelo de costos propuesto se llega a la\ndeterminación de un costo de generación para cada uno de los proyectos\nanalizados, montos que corresponden únicamente a la determinación de los costos\nde producción por cada kWh, los cuales son presentados por la ARESEP como una\ntarifa, sin realizar una asignación de rentabilidad sobre los costos de\nproducción. Debido a lo anterior, se solicita a la ARESEP, que la tarifa que se\nfije según el modelo, incluya la suma de los costos de producción del kWh más\nla rentabilidad, de manera que incentive a los actuales y potenciales\nproductores para continuar en esa actividad.\n\nDe acuerdo con el artículo 6 de la Ley 7593,\nla Autoridad Reguladora está en obligación de regular y fiscalizar contable,\nfinanciera y técnicamente, a los prestatarios de servicios públicos, para\ncomprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del servicio,\nya sean las inversiones realizadas, el endeudamiento en que han incurrido, los\nniveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos\npercibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida. Por otra parte, el artículo 3\nde esta Ley establece que las tarifas que apruebe la Autoridad Reguladora deben\ncontemplar un rédito de desarrollo adecuado. Ante lo anterior, se considera\npertinente reconocer un nivel de rentabilidad adecuado con la actividad y el\nnivel de riesgo, por lo cual se acepta la oposición y se incluye incluida en la\npropuesta de la planta modelo.\n\nq.  La planta modelo maneja dos proyectos\ndiferentes (con y sin exceso de bagazo) y se indica que bajo el supuesto del\nproyecto 2 los ingenios retienen 6% del bagazo para reserva propia por posibles\nparadas técnicas durante la zafra que requerirían nuevos arranques.\n\nr.  Estudios preparados por consultores técnicos\nazucareros, en los cuales se realiza una comparación de indicadores productivos\nde diferentes ingenios en Centroamérica, donde se establece que las paradas\nprogramadas y no programadas del proceso productivo del azúcar representan en\npromedio un 8,3% del tiempo total disponible. Esto significa que la reserva de\nbagazo que deben realizar los ingenios es todavía mayor al 6% anotado por la\nconsultora de ARESEP y por tanto , el proyecto 2 refleja una mayor similitud a\nla realidad de los ingenios en Costa Rica. No obstante lo anterior, no se está\nefectuando una sensibilidad del factor del 6% de reserva en el modelo original.\n\nDe acuerdo con lo anterior, es importante\naclara que dicho porcentaje de reservas está determinado por la configuración\nque se adopte en el modelo propuesto por la consultora. Para la presente\npropuesta se definió que la configuración Nº 2 es la más adecuada de acuerdo\ncon las características del seudo-mercado de generación de electricidad con\nbagazo de caña. Esta se caracteriza por disponer de una reserva de bagazo de\ncaña del orden del 3%, mientras que la configuración 1 no, lo cual no es\nrealista, dado que técnicamente los generadores debe realizar durante el\nproceso de zafra activa paradas técnicas, con lo cual deben de contar con\ncierta reserva de bagazo para los respectivos arranques. Dicho porcentaje de\nreservas depende de la eficiencia del Ingenio y/o destilería, pero también\ndepende de la disponibilidad de la materia prima, por lo cual, durante el\nproceso de análisis y discusión del modelo con los diferentes actores\ninteresados se definió dicho porcentaje como adecuado dada la práctica en Costa\nRica, razón por la cual es incluido así en el modelo. Por lo cual se acepta la\nnecesidad de incorporar en el modelo una reserva de bagazo de caña, pero se\nrechaza el porcentaje sugerido, dado que en su momento se concluyó que existe\nuna limitación natural (cantidad de bagazo) y estructurales (infraestructura)\npara disponer de reservas mayores en Costa Rica.\n\ns.  Sobre las consideraciones ambientales\nincluidas en el informe del modelo y respecto a que \"hay que considerar\nque estos proyectos tienen la oportunidad de incluir la venta de bonos de\ncarbono en las evaluaciones económicas-financieras, a través de los mecanismos\nde desarrollo limpio, lo cual es una realidad en la región e incrementa la\nrentabilidad de este tipo de proyectos, como ya está demostrado\".\n\nt.   En realidad es difícil que los proyectos de\nelectricidad con bagazo de caña puedan incluir la venta de reducción de\nemisiones de carbono por varias razones: 1) la mayoría de los ingenios son\nexistentes, 2) Costa Rica dispone de una matriz energética muy limpia en el\nsector eléctrico, el factor de emisiones resultante es muy bajo, por lo cual el\nmonto por tonelada de carbono por proyecto es bajo y los costos de transacción\npara lograr su validación y registro es relativamente costoso y 3) la realidad\nde Costa Rica es diferente a otros países de la región, dada su alta\ndependencia a generación térmica, lo que permite obtener una mayor colocación\nde certificados de reducción de emisiones por unidad eléctrica producida, por\nlo cual las reducciones de emisiones de carbono contribuyen poco o nada a la\nrentabilidad de los proyectos de energía eléctrica con biomasa de bagazo.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en\ncuenta para definir la propuesta metodológica y tarifaria más conveniente para\nel mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de caña y no se\nafecta el modelo o precio final con estas consideraciones ambientales\n\nu.  El cálculo de la depreciación utilizado en el\nmodelo de costos parte de plazos mayores para las vidas útiles de los activos a\naquellos plazos establecidos por la propia ARESEP en este tipo de proyectos\n(turbogenerador, caldera, equipo de oficina, entre otras), lo cual afecta la\ndeterminación de los costos de producción de la energía.\n\nv.  Se considera importante que para determinar el\ngasto por depreciación, la ARESEP utilice los plazos de vida útil que contiene\nel Reglamento a la Ley del Impuesto sobre la Renta, las cuales son las de más\nreciente publicación en el país y de más conocida fuente y utilización\nfinanciera o en su efecto los plazos de vida útil que al respecto utiliza el\nICE, debido a su especialidad en la materia.\n\nEn lo que respecta a los plazos de vida útil y\nde las tablas de depreciación a aplicar a los activos de capital incluidos en\nel modelo, estos serán congruentes con las presentadas por la consultora y que\nobedecen a las establecidas por la casa fabricante de los equipos, siendo éstos\nla fuente más confiable y actualizada en dicha materia dada su especialidad.\n\nw. La fórmula de indexación propuesta tiene un\nerror en los porcentajes que utiliza, ya que lo que sugiere es multiplicar los\ncostos externos por un 80% y los costos internos por un 20% y luego indexarlos\npor el factor de actualización (devaluación e inflación interna). Cuando lo\ncorrecto es tomar los costos totales y multiplicarlos por su peso relativo en\nla estructura total de costos, para posteriormente proceder a actualizarlos,\nsegún el índice correspondiente. Por lo cual, la fórmula base que debe ser\nconocida y sometida a consulta por ARESEP debió ser:\n\nCosto\ntotal actualizado=(CE) (TC2010/TC2009)+(CI)(IPC2010/IPC2009)\n\nCosto\ntotal actualizado=(CT*0,8))(TC2010/TC2009)+(CT*0.2)(IPC2010/IPC2009)]\n\nSe le agradece la observación, esta se acoge\nen lo conducente para definir la propuesta metodológica y tarifaria más\nconveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de\ncaña.\n\nx.  El mecanismo de indexación propuesto por\nARESEP no es completo ya que únicamente se limita a introducir la fórmula que\nse pretende utilizar, sin embargo no incluye la descripción de cómo se aplicará\neste mecanismo, ni en qué tiempo o periodo tendría aplicación esa actualización\nde costos mediante la fórmula. Además, existe la duda de si la indexación la\nsolicita los ingenios interesados o la ARESEP podría hacerlo de oficio o bien a\nsolicitud de cualquier persona que así lo solicite. Además es importante que\ndentro de los aspectos finales de la fórmula de indexación, se incluya que la\nmisma será de aplicación anual y a petición del ingenio interesado en el mes de\nmayo de cada año, lo anterior para que la ARESEP tenga el tiempo suficiente\npara darle el trámite requerido a la actualización de los costos y de publicación\ndel acuerdo final.\n\nEn lo que respecta a la fórmula de ajuste\nextraordinario incluida en el modelo, esta será de aplicación anual,\nespecíficamente en el mes de mayo de cada año. Para activar la fórmula de ajuste\nextraordinaria estará determinada por medio de una solicitud por escrito de\nalguna de las empresas cobijadas con la presente propuesta metodológica y\ntarifaria, o en su efecto de oficio por parte de la ARESEP.\n\ny.  Igualmente, se debe establecer la posibilidad\nde que los ingenios interesados, puedan solicitar la aplicación de la fórmula\nde indexación, cuando los índices o factores de actualización alcancen en\npromedio un monto de al menos 3% con relación a los valores utilizados en la\nfijación tarifaria anterior.\n\nSe le agradece la observación, esta se tomó en cuenta\nen lo pertinente para definir la propuesta metodológica y tarifaria más\nconveniente para el mercado de la generación de energía eléctrica con bagazo de\ncaña. La propuesta final aclara la forma en que se aplicará la metodología.\n\nz.  Respecto a los aspectos de fondo en la\naplicación de la fórmula: 1) se considera importante realizar una modificación\nen la misma para que realmente sea representativa de las variaciones de los\nfactores económicos en la estructura de costos de la planta modelo analizada\npor la ARESEP. Se considera que la actualización de los costos externos de\nproducción (depreciación y financiamiento) no debe quedar indexada al tipo de\ncambio, porque esos costos ya se encuentran protegidos ante la devaluación\ndebido a que la tarifa se encuentra fijada en dólares. 2) considerar que los\ncostos correspondientes a la depreciación de los activos requeridos en la\ngeneración finalmente corresponderían a un costo hundido para los ingenios, ya\nque siempre deberán de correr con el gasto por depreciación una vez realizada\nla inversión inicial, la cual no se vería afectada por devaluación del colón\nrespecto al dólar. Por lo cual se considera que lo más razonable sería indexar\nla actualización de los costos externos con la inflación externa. Así como\nindexar los costos internos con la inflación local tal y como lo indica la\nsiguiente fórmula:\n\nCT n=(CE\nn-1))x(CPIn/CPI n-1)+(CI n-1)x(IPC n/IPC\nn-1)]\n\nEn lo que respecta a la fórmula de indexación,\nla ARESEP considera de importancia clasificar los diferentes costos en internos\ny externos, de acuerdo con las variables que los afectan, la cual debería de\nestar ligada a un indicador de precios, en este caso siendo el más conveniente\nes el Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI calculado por el Banco\nCentral de Costa Rica para los costos internos y el Índice de Precios al\nProductor de los Estados Unidos para los costos externos.\n\n3. Cogeneración del Tempisque, S. A., folios 208\nal 226 en el expediente ET-189-2009 y folios 211 al 229 en el expediente\nOT-212-2009. Los principales argumentos son:\n\na.  De acuerdo con la definición de ingenio por la\nReal Academia Española y sobre todo la calificación jurídica que sobre el tema\nen cuestión ha determinado nuestro ordenamiento jurídico, reiteramos nuestra\noposición absoluta de ser calificados, tildados o etiquetados como un ingenio,\npues como ya señalamos anteriormente, somos una empresa que tiene como\nactividad principal la producción de alcohol.\n\nb.  Hemos sostenido y asegurado ante su\nrepresentada, que COTSA no es una ampliación del actual ingenio Central\nAzucarera Tempisque, CATSA, como erróneamente se nos ha calificado o\ntipificado.\n\nc.  Bajo esa tesitura, es inapropiado e indebido\nque la ARESEP pretenda encasillarnos en algunos de los dos proyectos que al\nefecto se propone en el OT-212-2009 y ET-189-2009. COTSA es una empresa que se\ndedica a la producción de alcohol. Aunado a lo ya indicado, nuestro estudio\ntarifario se encuentra en apelación ante la Junta Directiva de la ARESEP,\nproducto de la no aceptación a la tarifa que en su momento el Regulador nos\nestableció, razón suficiente para no haber sido utilizado en la referida\nconsultoría.\n\nd.  No obstante lo señalado producto del estudio\nconcienzudo del informe técnico financiero realizado por la citada consultora\nGonzález Trabanino denominado \"Análisis de costos de una planta modelo de\ngeneración de electricidad con bagazo de caña\", se puede arribar a la\n\"nefasta\" conclusión que se nos pretende incorporar a COTSA en alguno\nde los dos escenarios que el modelo propone.\n\ne.  COTSA es del criterio que ARESEP debe\nconstruir un modelo de generación eléctrica, la cual tiene como fuente la\nbiomasa, indistintamente, si esta es obtenida del bagazo o de otro material de\ndesecho orgánico como es la yuca, piña, naranja, banano, entre otros productos.\n\nf.  Que en razón a lo anterior y por el giro de la\nactividad comercial, reiteramos nuestra petición para que el modelo propuesto\nen esta audiencia pública, y en el supuesto caso de ser aprobado por la ARESEP,\nno sea de aplicación a nuestro estudio tarifario, ya sea el que en este momento\nse encuentra en estudio por parte de la Junta Directiva producto de la\napelación que en su momento se interpuso por la asignación del Regulador al monto\nde la tarifa solicitada. Dicha petición debe cubrir, cualquiera otra petición\ntarifaria que en el futuro pudiese ser presentado por COTSA ante este órgano\nestatal para la venta de electricidad.\n\ng. Dicha petición tiene asidero, en cuanto a que\ncomo no somos un ingenio, sino una empresa dedicada a la producción de alcohol.\nQue en razón de lo anterior, omitimos verter pronunciamiento respeto al modelo\npropuesto objeto de esta Audiencia Pública.\n\nUn punto de partida\npara el desarrollo de proyectos de generación y cogeneración de energía\neléctrica en ingenios y/o destilerías, para venta a la red pública, es contar\ncomo base con plantas industriales aledañas que cuenten con un proceso\neficiente en la producción de azúcar y etanol a fin de optimizar los excedentes\nde bagazo y electricidad a la red, basado en el ahorro y uso eficiente de la\nenergía, y no en lo contrario, lo cual se estaría reflejando en el costo de la\nenergía eléctrica que finalmente pagan los usuarios finales.\n\nEl modelo\nno simula condiciones de propiedad de las empresas, o de su constitución legal,\nsino condiciones operativas estratégicas muy comunes en la región y en Costa\nRica y que reflejen eficiencia operativa sin distinguir por formas de\npropiedad, por lo que el modelo propuesto se ajusta a las necesidades de\nCOTSA-destilería, el cual cuenta en las proximidades con el ingenio CATSA.\n\nEs\nimportante recalcar que el modelo propuesto no interioriza vía costos o tarifa\nel hecho de que el bagazo de la caña sea utilizado para producir azúcar o\nmelaza para generar alcohol, lo importante a resaltar es que requiere el uso de\nla biomasa de la caña y a partir de ahí se procede a generar energía eléctrica\npara consumo propio y para la venta al ICE, por lo que para efecto del modelo\nno importan las particularidades de una empresa, lo que está respaldado por lo\nestablecido en el artículo 30 de la Ley 7593.\n\nVI. Que\nde conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo\ncon el mérito de los autos, lo procedente es dictar el procedimiento\nmetodológico correspondiente al \"Modelo y estructura de costos de una\nplanta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña\" para venta\nal Instituto Costarricense de Electricidad, como se dispone. Por tanto:\n\nCon fundamento en las facultades conferidas en\nlos artículos 5° inciso d), 6°, Inciso a), 36, inciso d) y, 45 de la Ley 7593,\n6°, inciso 2, subincisos c y d) del Reglamento interno de organización y\nfunciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos\ndesconcentrados, la Ley 6588 y su reglamento.\n\nLA JUNTA\nDIRECTIVA\n\nACUERDA:\n\nI. Dictar el\nsiguiente procedimiento metodológico correspondiente al \"Modelo y\nestructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad\ncon bagazo de caña\" para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad.\n\n1. Aspectos\nGenerales\n\nEl presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la\ndefinición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica\nentre el ICE y los generadores privados al amparo de la Ley 7200, cuya fuente sea el bagazo de caña\ny tengan una concesión válida para este tipo de actividad, y para aquellas compraventas de energía\neléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con bagazo de caña con condiciones\nsimilares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que\ndeban ser reguladas por ARESEP.\n\n(Así reformado el párrafo anterior mediante resolución\nN° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)\n\nEl modelo tarifario\ngeneral se basa en la definición de una planta modelo, a la cual se le han\ndefinido sus costos de inversión, operación y mantenimiento; y agregado un\nrédito acorde con el tipo de actividad.\n\nEn la metodología\nplanteada se establecen los procedimientos y fórmulas de cálculo de la\nrespectiva tarifa, así como los requerimientos para implementar el respectivo\nprocedimiento.\n\nEl modelo tarifario\nse desarrolla en una hoja electrónica en donde constan todos los detalles para\nrealizar los cálculos tarifarios respectivos. Esta hoja electrónica estará\npermanentemente a disposición de todos los interesados. En las siguientes\nsecciones se desarrollan estos procedimientos y fórmulas.\n\n2. Procedimiento y Fórmulas\n\n2.1. Inversión Total\n\nLa Inversión total\nestá compuesta por la sumatoria de las erogaciones destinadas a la compra del\nterreno, edificio, equipos, herramientas y estudios necesarios para la puesta\nen marcha de la planta modelo.\n\nEsta Inversión total\nse clasifica en Inversión Fija Tangible (Itan) e Inversión Fija Intangible\n(Iint), además del capital de trabajo necesario. A continuación se presenta un\ndetalle de rubros que definen la inversión fija tangible e intangible:\n\n \n\n(*) Actualización del monto de inversión en activos fijos \n\n        La actualización del monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se\nrealizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos utilizados\nmuestren una antigüedad superior al año. La selección del índice considerará los siguientes\naspectos: que provenga de una fuente de acceso público, especializada en la generación de\ninformación técnica y con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el\nevento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice a utilizar, se\njustificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica\ntal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.\n\n(*)(Así adicionado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014\ndel 20 de marzo del 2014)\n\n2.2. Costo Total\n\nEl costo total (CT)\nde la producción de energía eléctrica está definido por la sumatoria del costo\nvariable (CVT) y el costo fijo (CFT).\n\n \n\nCT = ∑\nCVT + CFT\n\n2.3. Costo Variable Total\n\nEl costo variable\ntotal (CVT) está determinado por la sumatoria del costo de la materia prima\n(Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr) y los\nimpuestos (Cimp), tal y como se muestra en el cuadro adjunto.\n\nCVT = ∑\nCmp + Ccb + Ctr + Cimp\n\nA continuación se muestra detalle de cada uno de los\nrubros que determinan el costo variable total.\n\n \n\n \n\n2.4. Costos Fijos Totales\n\nLos costos Fijos\nTotales (CFT) están determinados por la sumatoria de los costos de la mano de\nobra (Cmo), el costo del seguro (Cse), los costos indirectos de fabricación\n(Cif), los gastos financieros (Gfin) y el gasto en depreciación (Gdep).\n\n \n\nCFT = ∑\nCmo + Cse + Cif + Gfin + Gdep\n\n \n\nA continuación se muestra detalle de cada uno\nde los rubros que determinan el costo fijo total.\n\n \n\n \n\n2.5. Costo total de la energía para la\nVenta\n\nEl costo total de la\nenergía para la venta se obtiene del producto entre el costo total de la\nproducción de energía eléctrica (CT) y el porcentaje de distribución (%Dist).\n\nCtev =\nCT * %Dist\n\n \n\n2.6. Porcentaje de distribución\n\nEl porcentaje de\ndistribución se obtiene del cociente entre la producción de energía eléctrica\ngenerada para la venta al ICE (Ev) y la energía total producida (Et).\n\n%Dist =\n(Ev / Et)\n\n \n\n2.7. Costo Total por kWh:\n\nEl costo total por\nkWh se obtiene del cociente entre el costo total de la energía producida para\nla venta (Ctev) y la cantidad de energía producida para la venta al ICE (Ev).\n\nCTkWh\n= Ctev / Ev\n\n \n\n2.8. Tarifa o precio por kWh\n\nLa tarifa o precio\núnico por kWh se obtiene de la sumatoria entre el CTkWh y el monto de\nrentabilidad (Kp).\n\nTfkWh\n= CTkWh + Kp\n\n \n\n2.9. Nivel de rentabilidad\n\nLa rentabilidad está\ndefinida por producto entre el Costo de capital del inversionista (Ke) según el\nModelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM) y el aporte de capital del\ninversionista (Kinv).\n\nKp = Ke\n* Kinv\n\n \n\n2.10 El capital del inversionista\n\nEl capital del\ninversionista es la diferencia entre la inversión total (InT) menos el capital\nfinanciado por un intermediario financiero (KFin).\n\nKinv =\nInT - Kfin\n\n (*) 2.11.  Indexación de costos totales\n\n \n\nLa actualización de los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con\nexcepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden a variar en el\ntiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un componente local, debido a que\ngeneralmente son costos pagados en colones.\n\n \n\nLos costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima\n(Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los\ncostos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación\n(Cif). Los costos de explotación serán indexados con el Índice de Precios al Productor Industrial,\nIPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\nLos valores del costo se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe iniciarse\nen agosto de cada año, de acuerdo con los factores de variación de costos, como es la inflación, por\nmedio de la siguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la\npérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:\n\n \n\nDonde:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nCE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y\ndepreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante biomasa\n\nIPPI: Índice de Precios al Productor\nIndustrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa Rica.\n\n(Así reformado el punto 2.11) anterior mediante resolución N°\nRJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)\n\n \n\n2.12. Costo interno\n\nEl costo interno está\ndeterminado por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo\ndel combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los\ncostos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos\nindirectos de fabricación (Cif). Estos costos serán indexados al Índice de\nPrecios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central de Costa\nRica.\n\nCI n\n= (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)]\n\n2.13 Costo externo\n\nEl costo externo está\ndefinido por la sumatoria de los gastos financieros (Gf) y el gasto en\ndepreciación (Gdep). Con lo cual estos costos serán indexados al Índice de\nPrecios al Productor (IPP) de los Estados Unidos de América, calculado por el\nBureau of Labor Statistics.\n\nCE n = (CE n-1))\nx (IPPIn / IPPIn-1)\n\n2.14 Mano de obra\n\nLa Mano de Obra\nnecesaria para operar la planta modelo de generación de electricidad, esta se\nclasifica en Mano de Obra Directa (Mod) y Mano de Obra Indirecta (Moi), dada\nque cierta mano de obra es requerida durante todo el año (zafra activa e inactiva)\ny otra parte del recurso humano es sólo por un periodo en el año.\n\nMO = ∑\nMod + Moi\n\n \n\n \n\n2.15 Cálculo del Canon\n\nEl canon se calculará\nmediante la siguiente metodología:\n\n \n\n \n\n2.16 Gasto de financiamiento\n\nEl gasto de\nfinanciamiento está determinado por el capital a financiar, el cual sale de la\ndiferencia entre el valor total de la inversión y el aporte de los\ncapitalistas. Dicho monto estará afectado por el plazo en años a financiar, así\ncomo a la tasa de interés y el periodo de gracia, tal y como se indica a\ncontinuación:\n\n \n\n \n\n2.17 Depreciación\n\nEl gasto en\ndepreciación de los activos necesarios para poner en marcha la planta modelo\nserá determinado por el método de depreciación en línea recta, durante el plazo\nde la vida útil del activo. En la siguiente tabla se presenta cada uno de los\nactivos y su respectiva vida útil, según las especificaciones técnicas del\nfabricante.\n\n \n\n (*) 2.18. Rentabilidad (Ke)\n\n \n\nEl cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método\ndenominado Modelo de Valoración 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 que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados\ncon el riesgo asociado a 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 inversiones específicas\n(riesgo específico).\n\n \n\n \n\nEl CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la siguiente\nfórmula:\n\n \n\nKe = KL + βa\n* PR + RP\n\n \n\nDonde:\n\nKe  =  Rentabilidad sobre los aportes de capital propio.\n\nKL = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo\npara el inversionista.\n\nPR  =   Prima por riesgo.  Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de\nrendimiento del mercado.\n\nRP =  Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y\ncomunes de un cierto país.\n\nβa = Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un activo determinado\ny la rentabilidad del mercado. Se denomina \"apalancada\" cuando parte de la inversión se financia con\ndeuda.\n\n \n\nEl beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:\n\nβa = βd\n* (1 + (1-t)* D/Kp) Donde:\n\nβa  =   Beta apalancada.\n\nβd  =   Beta desapalancada.\n\nD/Kp = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)\nt           =          Tasa de impuesto sobre la renta.\n\nLos parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son\nlos siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada, relación\nentre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es\nla siguiente:\n\n \n\nTasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos\nde América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima\npor riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados\nUnidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nPrima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Riesgo país (RP)\nse considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the\nother markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium ). Los valores de esta\nvariable y el Beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath\nDamodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o, alternativamente, del\n\"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". Si alguna de estas fuentes dejara de estar disponible, se\nrecurrirá a otra que sea pública y confiable.\n\n \n\nLa fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2, será utilizada de\nmanera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las\nobservaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del\npromedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes\npara los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables\ncitadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5\nobservaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas\nlas variables.\n\n \n\nRelación entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y), donde Y es el\napalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la sección\n\n2.16. El dato de apalancamiento podrá ser actualizado con base estudios técnicos avalados por la\nAutoridad Reguladora.\n\nTasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con fines de lucro,\ncorrespondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayor-, establecida y\nactualizada vía decreto por el Ministerio de Hacienda.\n\n(*) (Así reformado el punto 2.18) anterior mediante resolución N°\nRJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)\n\n2.19. Datos de entrada del modelo\n\nLos datos de entrada\ndel modelo son aquellas variables técnicas necesarias para la aplicación de la\nplanta modelo, de acuerdo con el tipo de inversión y la capacidad de producción\ny disponibilidad de bagazo de caña, en el cuadro adjunto están los datos y las\nunidades respectivas para cada rubro:\n\n \n\n \n\n2.20.\nAbreviaciones\n\n \n\n \n\n2.21. Moneda en que se expresará la\ntarifa\n\nLas tarifas\nresultantes de la metodología detallada serán expresadas en dólares de los\nEstados Unidos de América (US$ ó $).\n\nLos respectivos pagos\nque genera la compra venta de energía amparada a los contratos respectivos\npodrán liquidarse en dólares o en colones a criterio del comprador. Si el pago\nse realizará en colones, se utilizará el tipo de cambio de referencia para la\nventa establecido por el Banco Central de Costa Rica (referencia:\nhttp://www.bccr.fi.cr).\n\n2.22. Aspectos finales\n\nEn los demás aspectos\ndel modelo, sus variables, fórmulas y procedimientos de cálculo, unidades de\nmedida, procedimientos de ajuste y todos los temas propios del modelo y la\nmetodología descritos, se aplicará lo indicado en la hoja electrónica y el\ninforme final de la consultoría que recomendó el modelo y la metodología\naprobados.\n\n(Eliminado el por tanto II original mediante\nresolución N° RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)\n\nII. Establecer\nque la aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta\nDirectiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios. Esta\npotestad incluye tanto la de definir los diferentes valores numéricos de las\ndiferentes variables que componen el modelo tarifario (cantidad de personal,\ncostos individuales, tasas de interés y todas las otras variables incluidas en\nla hoja electrónica respectiva); como la de definir el precio final. La primera\nfijación se realizará inmediatamente después de aprobada esta metodología y las\nsiguientes en el plazo establecido en la misma.\n\n(Así corrida su numeración mediante resolución N°\nRJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto\nIII al Por tanto II, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)\n\nIII. La\naplicación anual de esta metodología se realizará mediante el procedimiento de\nfijación tarifaria extraordinaria prevista en la Ley 7593 y en su respectivo\nReglamento. Esto incluye la publicación previa de, al menos, los parámetros y\nvariables que cambian y la tarifa propuesta.\n\n(Así corrida su numeración mediante resolución N°\nRJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto IV\nal Por tanto III, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)\n\nIV.           Establecer que los generadores\nprivados a los que se les aplique el modelo a que se refiere el inciso I de la\nparte dispositiva de esta resolución, tendrán la obligación de 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, tal que permita al Ente Regulador disponer de la mayor y\nmejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones\noperativas reales. Mientras no se disponga de la información que se detalla en\nel párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad\nReguladora calculará el modelo con la información que se disponga.\n\n(Así corrida su numeración mediante resolución N°\nRJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014, que lo traspasó del antiguo por tanto VI\nal Por tanto IV, toda vez que ordenó derogar el por tanto II original.)\n\nEn cumplimiento de lo que ordena el artículo\n245 de la Ley General de la Administración Pública, se indica que contra la\nanterior resolución caben el recurso ordinario de reposición y el recurso\nextraordinario de revisión; que podrán interponerse ante la Junta Directiva, a\nla que corresponde resolverlos.\n\nEl\nrecurso de reposición deberá interponerse en el plazo de tres días contados a\npartir del día siguiente a la notificación; el extraordinario de revisión,\ndentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley.\n\nNotifíquese y publíquese.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\nFull Text of Standard 004\n\n Methodological procedure corresponding to the “Typical cost model and structure\nof a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the\nInstituto Costarricense de Electricidad\n\nFull Text of record: 16F5A3\n\n(Note from Sinalevi: By resolution N° RE-0148-JD-2024\n\nof October 23, 2024, it is\nordered to maintain the effectiveness of this standard)\n\nRes\nRJD-004.-San José, at nine hours and forty minutes on April 26, two thousand\nten. (Expediente ET-189-2009 / OT-212-2009).\n\n(This\nstandard was repealed by point IV of the Ordinary Methodology for setting\nrates for cogeneration of electric energy with different biomass\nsources, approved by resolution N° RE-0038-JD-2024 of May 28,\n2024)\n\nRATE METHODOLOGY ACCORDING TO\nTHE TYPICAL COST STRUCTURE\n\nOF A MODEL PLANT FOR GENERATING\n\nELECTRICITY WITH SUGARCANE\nBAGASSE FOR\n\nSALE TO THE INSTITUTO\nCOSTARRICENSE\n\nDE ELECTRICIDAD AND ITS INDEXATION\n\nFORMULA\n\nWhereas:\n\nI. That Law 7593, the law of the Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos, establishes the following: \". Article\n3.- Definitions: \"b) Service at cost: Principle that determines the manner\nof setting rates and prices for public services, such that only the costs\nnecessary to provide the service are considered, allowing for a competitive\nreturn and guaranteeing the adequate development of the activity, in accordance\nwith the provisions of article 31.\"\n\n1. Article 4º-Objectives: \".e) To cooperate with\nState entities competent in environmental protection, when it concerns the\nprovision of regulated services or the granting of\nconcessions.\"\n\n2. Article 31, corresponding to price, rate, or fee settings, states: \"to set rates and prices for\npublic services, the Autoridad Reguladora will take into account model productive\nstructures for each public service, according to the development of\nknowledge, technology, service possibilities, the activity in question, and the size of the\nprovider companies.\" Furthermore, \". apply annual rate adjustment\nmodels, based on the modification of variables external to the administration of the service\nproviders.\"\n\n3. The criteria of social equity, environmental\nsustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the Plan\nNacional de Desarrollo, shall be central elements for setting prices,\nrates, and fees for public services\"\n\n II. That the Plan Nacional de Desarrollo[1][1]\n2006-2010, concerning sectoral policies and goals, establishes in\nChapter 4, titled \"Eje de Política Ambiental, Energética y de\nTelecomunicaciones that:\n\n(1) http//www.mideplan.go.cr/content/view/69/371/\n\n1. In the chapter on \"Los Grandes\nDesafíos\", it is proposed to reduce dependence on imported fuels,\nbetter utilize the country's sources of renewable energy, and achieve production of\n100% of the country's electricity from renewable energy sources.\n\n2. Regarding energy supply and hydrocarbon use, it is proposed to \"technologically improve and restore\nthe levels of reliability, quality, and security in the energy supply,\nreducing the use of hydrocarbons in electric energy production, and\nlaying the groundwork to be, by the year 2021, the first country in the world to\nproduce 100% of the electricity it consumes from renewable\nenergy sources\".\n\nIII. That\nthe Plan Nacional de Energía establishes the following objectives:\n\n1. To ensure the harnessing of energy, with\nthe aim of strengthening the national economy and promoting the greater welfare of the\nCosta Rican people.\n\n2. To continue the development of generation based\non renewable resources.\n\n3. To carry out environmental and social management of\nrecognized excellence that allows for sustainable development.\n\nIV. That\naccording to the energy policy of the Plan Nacional de Energía, in which\nthe use of renewable energy sources is established, the following policies are indicated:\n\n1. To define a rate model that promotes and\nincentivizes effectiveness, efficiency, and competitiveness in the provision of the\nelectric energy supply service by market\nactors and that also fosters the effective introduction of renewable\nenergy sources.\n\n2. To design a rate system that considers,\nat a minimum, the relationships of generating companies that sell electricity\nto distributing companies, generating companies that sell electricity\namong themselves, and distributing companies with electric generation activity.\n\n3. To design new mechanisms that incentivize the\ndevelopment and diversification of renewable energy sources and of sector\nactors for the electric generation activity.\n\n4. It is the responsibility of the Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos to set rates for the public service of electricity\nsupply at the generation stage.\n\nV. That the Board of Directors of the Autoridad\nReguladora approved, through agreement 004-064-2007, a set of regulatory\nprinciples, among which the following can be cited:\n\n1. \"Service at cost: The Autoridad\nReguladora shall set the rates and prices of public services,\nsuch that only the costs necessary to provide the service are\nconsidered, allowing for a competitive return and guaranteeing the adequate\ndevelopment of the activity in accordance with the provisions of article 31\".\n\n2. That rates must respect the regulatory\nprinciples that have been accepted, and to do so, they must be efficient, give\nadequate short- and long-term signals, be additive, ensure the\nrecovery of the total recognized costs of the activities, be\nsimple, and be transparent.\n\nVI. That\non May 28, 2009, it was recommended to award the contracting of the professional\nservices of the consultant Chemical Engineer Ana María González Trabanino,\nto carry out a proposal for the “Typical cost model and structure of a\nmodel plant for generating electricity with sugarcane bagasse”.\n\nVII. That\non June 10, 2009, through purchase order 4199-2009 dated June 10,\n2009 and corresponding to Direct Contracting 2009CD-000199-ARESEP,\nthe Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos proceeded to contract the\nprofessional services of Consultant Ana María González Trabanino,\na professional in Chemical Engineering and of Salvadoran nationality, to carry\nout a “Typical cost model and structure of a model plant for generating\nelectricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE according to\nthe terms of reference and a proposal of criteria for updating\nthe costs established according to Law 7200 and that allows determining the\nrates for this service.\n\nVIII.\nThat on October 1, 2009, and in coordination with the Dirección de Servicios de\nEnergía, Ms. González Trabanino presented the analysis report of the\ncontracted model plant.\n\nIX. That\nhaving preliminarily analyzed the information presented by Consultant González\nTrabanino on October 1, 2009, the Dirección de Servicios de Energía\nrequested clarification or provision of greater detail on the model to proceed with the\nrespective process, (folios 4-6 of ET-189-2009 and of OT-212-2009). Consultant\nGonzález addressed the request, providing the final report on October 29,\n2009, via email.\n\nX. That\nthrough official communication 760-DEN-2009 of October 30, 2009, the Dirección de\nServicios de Energía requested the Board of Directors of the Autoridad Reguladora\nto grant formal admissibility to the proposal for the “Typical cost model and structure\nof a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the\nICE and to authorize the start of the public hearing process.\n(Folios 4-6 of OT-212-2009 and of ET-189-2009).\n\nXI. That\nthrough official communication 312-RG-2009 of October 30, 2009, the Regulador General\npresented to the Board of Directors for its consideration, official communication 760-DEN-2009 with the\ntechnical report on the “Typical cost model and structure of a\nmodel plant for generating electricity with sugarcane bagasse”, so that it\nmay be analyzed and authorized to continue with the public hearing process as\nmandated by Law 7593. (Folio 3 of OT-212-2009 and of ET-189-2009)\n\nXII. That\naccording to official communication 553-SJD-2009 of November 12, 2009, the Board of Directors\ntook agreement 006-074-2009, in extraordinary session 074-2009 held\non November 5, 2009, in which the Central Archive department is requested to\nproceed to form the respective case files, and the Dirección\nGeneral de Participación del Usuario is requested to convene and process the\nrespective public hearing for the “Typical cost model and structure of a\nmodel plant for generating electricity with sugarcane bagasse” and\nits respective extraordinary adjustment formula. (Folio 1 of OT-212-2009 and of\nET-189-2009)\n\nXIII. That on November 19, 2009, the call for a public hearing was published in\nthe newspapers La Nación and La Prensa Libre (folios 89-90 of ET-189-2009 and of OT-212-2009), as well\nas inviting, through official communications 3080-DGPU-2009, 3081-DGPU-2009, 3083-DGPU-2009,\n3084-DGPU-2009, 3085-DGPU-2009, 3086-DGPU-2009, and 3087-DGPU-2009, the different interested actors\nto participate in the Public Hearing process to learn about the model proposal by\nARESEP (folios 94 to 107). On November 25, 2009, the call was published in the Diario\nOficial La Gaceta 229, (folio 96 of ET-189-2009 and of OT-212-2009).\n\nXIV. That\nthe public hearing was held on December 17, 2009, through the\nvideoconference system and in accordance with article 36 of Law\n7593, at the following locations: Auditorium of the Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos and at the Tribunales de Justicia of: central Limón, central Heredia,\nCiudad Quesada, central Liberia, central Puntarenas, Pérez Zeledón, and\ncentral Cartago. As well as, in person at the parish hall of Bri Brí,\nlocated in front of the Escuela Líder de Bri Brí, Limón.\n\nXV. That through official communication 3192-DGPU-2009, the instruction report is attached (folios 275 to 277\nof ET-189-2009 and OT-212-2009), which indicates that for the present proposal for the model and\ntypical cost structure of a model plant for generating electricity with sugarcane bagasse,\nfive (5) positions were presented, namely: the Instituto Costarricense de Electricidad represented\nby Engineer Gravin Mayorga Jiménez, Assistant Manager, (folios 110 to 116 in case file ET-189-2009\nand folios 113 to 119 in case file OT-212-2009), Ingenio Taboga represented by Manuel\nAvendaño Herrera, general attorney-in-fact, identity card 4-094-691, (folios 119 to 163 in the\ncase file ET-189-2009 and folios 122 to 166 in case file OT-212-2009), the Asociación\nCostarricense de Productores de Energía, represented by Mario Alvarado Mora, general attorney-in-fact,\nidentity card 4-129-640, (folios 164 to 207 in case file ET-189-2009 and\nfolios 167 to 210 in case file OT-212-2009), the company Cogeneración del Tempisque S. A. (COTSA)\nrepresented by Edgar Alejandro Ponciano, legal representative, (folios 208 to 226 in case file\nET-189-2009 and folios 211 to 229 in case file OT-212-2009), and Azucarera El Viejo S. A.,\nrepresented by Mario Jiménez Núñez, special attorney-in-fact, identity card 1-441-651, (folios 227\nto 271 in case file ET-189-2009 and folios 230 to 274 in case file OT-212-2009).\n\nXVI. That\naccording to Record 151-2009, the presentation made by the\nAsociación Costarricense de Productores de Energía, represented by Mario\nAlvarado Mora, and the Dirección de Servicios de Energía on the day of the Public\nHearing is transcribed therein, (Folios 280-285 of ET-189-2009 and OT-212-2009).\n\nXVII.\nThat through official communication 03-DEN-2010 of January 5, 2010, the Dirección de\nServicios de Energía requested from the Dirección General de Asesoría Jurídica the\nlegal opinion regarding the arguments expressed in the positions\npresented on the “Typical cost model and structure of a model plant\nfor generating electricity with sugarcane bagasse”, (folio 286). The\nDirección General de Asesoría Jurídica of the Autoridad Reguladora addressed\nthe request and issued official communication 021-DGJR-2010 of January 12, 2010, (folios\n287-288)\n\nXVIII That through official communication 071-DEN-2010 of February 10, 2010, the\nDirección de Servicios de Energía requested the Director\nAdministrativo-Financiera to extend the Direct Contracting\n2009CD-000199-ARESEP. As a result of the contract extension,\nmeetings were held with the private generators, the ICE, and ACOPE with the consultant\nto define certain sensitive variables in the model structure, as well as the\noppositions made during the public hearing process.\n\nXIX. That\non March 24, 2010, the Consultant delivered the second Report on the\n“Typical cost model and structure of a model plant for generating\nelectricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE, where\nthe positions or oppositions of the interested parties are included, modifying,\nas appropriate, the original model.\n\nConsidering:\n\nI. That\nthe proposal submitted to the public hearing and contained in report\n209-DEN-2010 of April 16, 2010, consists of a “Typical cost model and\nstructure of a model plant for generating electricity with sugarcane\nbagasse for sale to the ICE and its respective indexation\nformula”. From this report, it is concluded:\n\n1. The energy market is going through a period in\nwhich thermal generation is increasing, not only in its contribution,\nbut also in what it means in costs for the SEN, which impacts the\nprices that users must pay for the electricity\nsupply service. On the other hand, it is important to note that the country has\ngreat energy potential with renewable sources to supply national\ndemand, which should be promoted for the benefit of the system's\nusers.\n\n2. It is necessary to provide clear and stable market signals in the\nshort and medium term, which help private generators that use sugarcane bagasse as raw material[2][2] to\nkeep their plants in operation to supply electricity to the SEN and, in\nthe best of cases, attract new investment initiatives, with\nenergy generation through biomass (sugarcane bagasse) being a good\nalternative for substituting the use of fossil fuels to generate\nelectric energy, especially if it is clear that the active harvest (zafra) period\ncoincides with the dry season, when water resources are scarce, forcing the\nICE to produce with its thermal plants to meet growing demand and,\nconsequently, at a high price and with greater environmental contamination.\n\n(2) Those that were\ncovered under Law 7200\n\n3. It is important to note that the Sistema Eléctrico\nNacional is predominantly dependent on hydrological behavior, hence\nthe need to diversify the national energy matrix and take advantage of\nvarious renewable energy sources, such as sugarcane bagasse, since it\nmeans for the ICE (as buyer) and the electric service users\n(as consumers) having energy at a lower cost and at a time of year\nthat coincides with reduced water levels in hydroelectric plants.\n\n4. Likewise, it represents an opportunity for many\nmills (ingenios) and/or distilleries in the country, which currently generate energy\nto self-supply their productive processes and have not found the necessary\nincentives to increase their energy contribution and sell their surpluses. In addition\nto allowing them to increase their process efficiency and convert a waste product\n(sugarcane bagasse) into a raw material that can generate additional\nincome.\n\n5. The Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos is committed to promoting comprehensive review processes of the\ncurrent regulation models, to adapt them to new trends and\ncurrents of intervention in public service matters.\n\n6. Therefore, the Regulatory body presented a new\n“Typical cost model and structure of a model plant for generating\nelectricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE and the\nrespective extraordinary adjustment formula.\n\n7. The proposal consists of defining a model plant\nthat:\n\na.  Allows the installed capacity of\nprivate generators that use sugarcane bagasse as raw material to be utilized,\navoiding an increase in thermal generation, with the consequent increase in\nfinal electricity prices.\n\nb.  Allows incentivizing investment in generation\nwith renewable sources, specifically those that use sugarcane\nbagasse, by harnessing the maximum potential of their plants or\nconcessions, up to 20 MW, wherever feasible.\n\nc.  Considers a model productive structure,\nfor the activity of electricity generation with sugarcane bagasse, based on\na benchmarking of investment and operating costs.\n\nd.  Is simple and transparent.\n\nII. That\nin summary, the model proposal submitted to the public hearing established the\nfollowing:\n\n1. For purposes of evaluating costs in a\n20 MW model plant under conditions typical of or similar to plants of this\ntype in Costa Rica, 4 configurations\ncorresponding to different high-pressure cogeneration and electric\ngeneration alternatives were technically evaluated, and one configuration (high-pressure\nthermoelectric annexed to the mill (ingenio)) was selected to develop a simulation model of\nelectric energy generation at high pressure.\n\n2. The model is based on the following characteristics:\ngeneration and cogeneration plant incorporated into the operation of sugar\nmills (ingenios) (without or with an annexed alcohol plant). This is the most common and typical\nsetup in the region. The kWh costs for sale to the grid are prorated\n(distributed) between the production costs of sugar and electric energy, and\ntherefore the kWh costs are reduced and the thermodynamic\ncycles involved are more efficient.\n\n3. The model plant evaluated was\nseparated into two configurations: project 1: without bagasse surpluses, where\nall the surplus bagasse from the mill (ingenio), once its own\nrequirements are met, is destined for the annexed thermoelectric plant, therefore this\nalternative allows for obtaining greater production of surplus energy for sale\nto the ICE. And project 2: with bagasse surpluses, where 6% of the\nbagasse is retained for the mill's (ingenio's) own reserve for possible technical\nstoppages during the harvest (zafra) that will require new startups. The value of 6% is recommended by the\ngeneral literature and is based on the practical experience of the mills (ingenios).\n\n4. The results obtained are as follows: the\nplant factor obtained in the application of the model under the conditions\nmentioned above was 0.86 without bagasse surpluses (Project 1) and 0.71 with\nsurpluses (project 2).\n\n5. Regarding depreciation, the straight-line depreciation method for machinery\nand equipment was used. The model projects consider different years for the useful life of the equipment, ranging\nfrom 5 to 20 years, depending on the type of asset.\n\n6. Regarding financial expenses, the\nfinancial expense parameters used by the reference mills (ingenios) and the model projects are\npresented. The interest rate for the evaluated\nmodels was 6% per year, considering that there are preferential\nopportunities in the financial market for generating clean energy from renewable\nsources. The term for financing the model projects was\nconsidered to be 20 years.\n\n7. The investment amount, without working\ncapital, is the same for both project simulations developed,\nproject 1 (without bagasse surplus) and 2 (with surplus), on the\norder of US$ 30,199,137.78.\n\n8. The cost structure of the typical model plant\nis separated into variable costs and fixed costs, according to\na cost distribution for self-consumption and generation for sale to the\nICE.\n\n9. To keep the cost structure of the\nmodel plant updated (indexation), it is advisable to establish an indexation\nformula, in which the Índice de Precios al\nConsumidor for variable (local) costs and the exchange rate can be related to the\nfixed costs associated with the importation of raw materials that will be affected\nby the valuation.\n\nIII. The\nmodel proposed by the Consultant and submitted to the public hearing\nconsisted of an electronic spreadsheet, of the \"Excel\" type, which included\nboth the initial variables or inputs, as well as the calculation algorithms and the\nfinal results. This electronic spreadsheet was made available to all\ninterested parties for their analysis and possible oppositions.\n\n         IV. That from official communication 209-DEN-2010/42420\nof April 16, 2010, which supports this resolution, it is appropriate\nto extract the following conclusions:\n\n1. Through Direct Contracting\n2009CD-000199-ARESEP, the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos proceeded\nto contract the professional services of Consultant Ana María González\nTrabanino, a professional in Chemical Engineering, to carry out a “Typical cost model and\nstructure of a model plant for generating\nelectricity with sugarcane bagasse” for sale to the ICE according to the terms\nof reference and a proposal of criteria for updating the costs\nestablished according to Law 7200, allowing the determination of rates for\nsale to the ICE.\n\n2. The sole objective of the proposed model is\nto provide a methodology allowing for a rate setting for the\nsubsector of private generators that use sugarcane bagasse biomass\nto generate electric energy for sale to the ICE, which ultimately\neliminates the possibility of individual rate settings and incentivizes attracting\nnew investment initiatives in generation with renewable sources, in this\ncase through bagasse.\n\n3. On December 17, ARESEP presented in\npublic hearing the model proposal characterized as a\ngeneration and cogeneration plant incorporated into the operation of sugar\nmills (ingenios) (without or with an annexed alcohol plant). This is the most common and typical setup in the\nregion. The kWh costs for sale to the network are prorated (distributed)\nbetween the production costs of sugar and electric energy, and therefore\nthe kWh costs are reduced and the thermodynamic\ncycles involved are more efficient.\n\n4. Said proposal was characterized by being\nseparated into two configurations: the 1st: without bagasse surpluses, where all the\nsurplus bagasse from the mill (ingenio), once its own\nrequirements are met, is destined for the annexed thermoelectric plant, therefore this\nalternative allows for obtaining greater production of surplus energy for sale\nto the ICE. And the 2nd: with bagasse surpluses, where 6% of the\nbagasse is retained for the mill's (ingenio's) own reserve for possible technical\nstoppages during the harvest (zafra) that will require new startups.\nThe investment being the same for both configurations, financed\n80% over 20 years and an interest rate of 6% per year.\n\n5. Said cost structure provided for the\nmodel plant for generation with sugarcane bagasse presents total variable costs\nof 1.03% and fixed costs of 98.97%, for each of the\nconfigurations analyzed.\n\n6. To keep the cost structure of the\nmodel plant updated (indexation), it is advisable to establish an indexation\nformula, in which the Índice de Precios al\nConsumidor for variable (local) costs and the exchange rate can be related to the\nfixed costs associated with the importation of raw materials that will be affected\nby the valuation.\n\n7. From the public hearing process, 5 oppositions were\npresented (according to the Instruction Report, official communication\n3192-DGPU-2009) by: Instituto Costarricense de Electricidad, Azucarera\nEl Viejo, S. A., Asociación Costarricense de Productores de Energía, Ingenio\nTaboga, S. A., and Cogeneración del Tempisque, S. A.\n\n8. In response to the different criteria from\nthe interested economic agents, the contract of\nconsultant González was extended, in order to incorporate the oppositions\nand carry out a consultation process between the parties to define the proposal that\nbest adapted to the characteristics of the market for generating\nelectricity with sugarcane bagasse.\n\n9. As a result of the meeting and exchange of\ncriteria with the private generators and ICE officials, on March 24,\n2010, the second Report with the “Typical cost model and structure of a\nmodel plant for generating electricity with sugarcane bagasse” for sale to the\nICE was delivered, where the positions and\noppositions of the interested parties are internalized.\n\n10.      In the analysis carried out by Ms.\nGonzález Trabanino, the “Typical cost model and structure of a\nmodel plant for generating electricity with sugarcane bagasse” is presented to the Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos for an electric energy cogeneration plant for\nsale to the ICE, which is characterized\nas an efficient model plant, with 422 kg of steam/ton of cane, a capacity\nof 20 MW, an active harvest (zafra) period of 120 calendar days, 6000 tons cane/day,\nfinanced at an interest rate of 8% over a 20-year term without a grace period,\nwhose results are highly attractive regarding financial indicators\nsuch as the nominal and constant IRR and NPV, as well as in the cost\naccording to the availability of bagasse.\n\n11. The kWh costs are extremely sensitive to\nvarious variables associated with the operation of the mills (ingenios), mainly to\nthe process steam demands of the sugar mills (ingenios), energy\nefficiency, and the percentage of sugarcane bagasse. For this reason, the simulation\nmodel is developed simultaneously for two operating situations: with and\nwithout bagasse reserve surpluses for the harvest (zafra) of the mills (ingenios), which\naffects the availability of bagasse for the thermoelectric unit. Furthermore,\ndifferent results can be obtained if the process steam demand is varied. The demand considered in this study corresponds to\nefficiency conditions.\n\n12. It is not advisable to consider that a\nthermoelectric plant will be supplied with surplus bagasse from several mills (ingenios), as\navailability cannot be guaranteed, and costs increase due to the\ntransportation of bagasse. It is advisable to consider the location of the\nhigh-pressure thermoelectric plant annexed or close to a mill (ingenio) and/or an\nethanol plant, given the energy exchanges that are associated to achieve\nenergy self-sufficiency with surpluses to the grid, and to optimize the use of\ncogeneration exhaust steam. This does not mean that the mill (ingenio), the\ndistillery, and the thermoelectric plant are a single company, as they are generally\ndifferent companies with their own administrative, organizational, and\naccounting autonomy.\n\n13. A starting point for the development of\nelectric energy generation and cogeneration projects in mills (ingenios), for\nsale to the public grid, is to have as a base nearby industrial plants\nthat have an efficient sugar and ethanol production process, in order\nto optimize the surpluses of bagasse and electricity to the grid, based on\nenergy saving and efficient use, and not the opposite, which would be\nreflected in the cost of the electric energy that\nend users ultimately pay.\n\n14. When a generation and\ncogeneration project is carried out, it should be based on the use of appropriate and not\nobsolete or inefficient technology, especially when working with high pressures, and in\ncogeneration systems, which will be reflected in the kWh costs.\n\n15. It must be considered that these projects have\nthe opportunity to include the sale of carbon credits in the\neconomic-financial evaluations, through the Clean Development Mechanisms, which\nis already a reality in the region and increases the profitability of this type\nof project, which has been demonstrated in those projects that do not contemplate\nan increase in biomass use for electric cogeneration but rather an increase in\nenergy efficiency in their processes. It is recommended that this type of\ngeneration and cogeneration project carry out the necessary evaluations prior to\ndecision-making. Cogeneration projects may be more\nattractive to qualify.\n\n16. The considered investments, although\nhigh, are within the range for this type of high-pressure\nproject; in this case, with the distribution of the cost of the steam\ngeneration system between the two products: electric and thermal energy, this investment is\nreduced.\n\n17. The IRR provides information on the maximum\nrate of return that the project has, given the flow of income and expenses.\nTherefore, for all the project conditions evaluated, a positive IRR\nresults, indicating that they are profitable.\n\n18. This model also fits\nCOTSA-distillery, which has the CATSA mill (ingenio) nearby. The\nmodel does not simulate conditions of company ownership, or their legal constitution,\nbut rather strategic operating conditions very common in the region and in\nCosta Rica.\n\n19. Undoubtedly, the cogeneration and\ngeneration condition is more efficient, as two commercially valuable products are obtained:\nelectric and thermal energy, whereby the costs of both are reduced\nsignificantly compared to obtaining them separately.\n\n20. Regarding the purchasing power over time (indexation) of the fixed and variable costs defined by the typical cost structure of a model sugarcane bagasse electricity generation plant, it is important to classify which of these are endogenous and which are exogenous, in order to define the most suitable indexation formula.\n\n21. According to the cost structure presented in the model, the internal costs are: the cost of raw material, the cost of fuel, the cost of transportation, taxes, labor costs, the cost of insurance, and indirect manufacturing costs, which will be linked to the Industrial Producer Price Index of Costa Rica.\n\n22. The external costs to be taken into account in the indexation formula are financial expenses and depreciation, costs that will be indexed to the Producer Price Index of the United States of America.\n\n23. The \"model and typical cost structure of a model sugarcane bagasse electricity generation plant\" and its extraordinary adjustment formula will be reviewed in the month of May of each year, in order to maintain the purchasing power of the rate over time.\n\nV. In response to the main positions and oppositions filed within the proceedings, the following is indicated with respect to each of them:\n\n1. Instituto Costarricense de Electricidad, folios 113-119 of OT-212-2009 and 110-116 of ET-189-2009, the main arguments are:\n\na. It considers that the model meets its objective; however, it presents some aspects that must be reviewed, namely:\n\nb. The assumption of charging the entire investment to electric generation. In this regard, it is necessary to take into account the provisions of Article 32 of Ley 7593 regarding the costs that should not be considered in the rate.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.\n\nc. The inclusion of the amortization of financing within the financial expenses line item considered in the cost structures. In fact, the cash flow model should be reviewed because the amortization of credits must be excluded from the expenses considered for income tax calculation purposes.\n\nFinancial expenses consist of the interest and formalization fees charged by the banking entity. For this reason, the position is accepted, and the amortization item will be excluded from the financial expenses contemplated in the typical cost structure of the model plant.\n\nd. The financing conditions, and in particular the amortization period, should be reviewed and adjusted based on the usual conditions of the capital market.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.\n\ne. Although it is considered pertinent that the model includes an indexation formula, it has certain deficiencies and must therefore be corrected, since the formula included in the proposal is contrary to the table included in Anexo No1, where the fixed and variable costs have different relative weights.\n\nf. Despite the fact that it is indeed correct that exchange rate indexation applies to cost components of external origin and local inflation indexation applies to components of local origin, substituting the concepts in the formula proposed by the consultant distorts it.\n\nIn accordance with the logic that the application of an automatic adjustment formula must follow, the observation on the formulation of the total cost for a specific year will be considered; therefore, it is decided to define the extraordinary adjustment formula taking the cost at time t-1 as the reference for the cost at time 1.\n\ng. It is necessary to take into account the currency in which the costs are defined. If costs in the market are established in dollars, applying the adjustment for devaluation and local inflation would result in double recognition of the adjustment. If the model includes costs in foreign currency, an adjustment should only be recognized for local costs, and in this case, only for net local inflation, that is, discounting the devaluation from the inflation index.\n\nThe observation regarding the typical cost structure included in the model for generating energy using sugarcane bagasse is shared, as is the point regarding the type of currency used to define the rate per kWh generated and sold, since if prices in dollars are used, the depreciation of the currency is implicit, as it will be automatically adjusted according to the behavior of the foreign exchange market. In this case, only external inflation should be recognized for external costs, according to the Producer Price Index of the United States of America, as they depend on factors exogenous to the local economy, while with respect to internal costs, only internal inflation measured by the Industrial Producer Price Index (IPPI), calculated by the Banco Central de Costa Rica, will be applied. Therefore, the position is accepted.\n\nh. The indexation scheme contemplated in the cash flow incorporated in the model makes no distinction whatsoever regarding the origin of the costs and applies the recognition of inflation and devaluation without any distinction to all costs and expenses. Therefore, it is recommended to review and harmonize the indexation formula with the model of the cost structure to ensure its purpose.\n\nThe position is shared; the advisable approach for having an extraordinary adjustment formula that adequately compensates for the loss of money's value over time is to classify the fixed and variable costs presented in the model into those that are of an endogenous nature, i.e., affected by internal economic-financial variables, and which are exogenous or altered by external economic-financial variables.\n\nAccording to the typical cost structure of the model plant presented in the public hearing process, costs such as raw material, fuels, taxes, direct and indirect labor, and indirect manufacturing costs (maintenance and administrative) are affected by internal economic variables, so they can be classified as internal costs and therefore indexed to an indicator that compensates them for the loss of value over time.\n\nIn the case of financial expenses and depreciation of capital assets, due to their nature and the type of currency in which they are traded in the financial and goods markets, respectively, it is understood that they are subject to exogenous disturbances; therefore, they should be classified as external costs and thus indexed with an indicator that allows them to recover their value over time.\n\ni. Regarding the proposed rate, it responds to the cost structure corresponding to the base year for the model plant; when introduced into the projection model, the result is that the internal rate of return obtained under the model plant would be 15.51% and 14.21% according to each configuration, which suggests that the proposed rate must be adjusted to demonstrate the reasonableness of the profitability being recognized in the model.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.\n\nj. Another aspect that must be clarified is the applicability of the two proposed \"projects,\" namely project 1 without excess sugarcane bagasse and project 2 with excess bagasse. On this matter, it is important to draw attention to the fact that the proposal does not mention the procedure for selecting between one alternative or the other, aspects that must be fully defined in the rate setting.\n\nThe model proposed by the consultant explains which of the analyzed configurations is the most suitable in accordance with the characteristics of the pseudo-market for electricity generation with sugarcane bagasse. The 2nd configuration is characterized by having a sugarcane bagasse reserve of around 3%, while the 1st configuration does not, which is not realistic, given that technically generators must perform technical stops during the active harvest (zafra) process, requiring them to have a certain bagasse reserve for the respective startups. This reserve percentage depends on the efficiency of the Ingenio and/or distillery, but it also depends on the availability of the raw material; therefore, during the analysis and discussion process of the model with the various interested actors, this percentage was defined as adequate given the practice in Costa Rica, which is why it is included as such in the model.\n\nNevertheless, the observation is appreciated; it was taken into account to define the proposed approach.\n\n2. Ingenio Taboga, S. A. (folios 119 to 163 in file ET-189-2009 and folios 122 to 166 in file OT-212-2009), Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), (folios 164 to 207 in file ET-189-2009 and folios 167 to 210 in file OT-212-2009) and Ingenio El Viejo, S. A. (folios 227 to 271 in file ET-189-2009 and folios 230 to 274 in file OT-212-2009). The main arguments are:\n\na. The simulation model presents several errors and formula inconsistencies that affect the determination of costs and the analysis of their profitability.\n\nb. Error in the determination of the \"thermoelectric electric energy distribution,\" because when the amount of surplus energy for sale to ICE and own consumption is determined, the kWh amount of the industrial plant's demand is erroneously added, when the correct approach would be to eliminate that effect, which also produces an adjustment in the project costs.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.\n\nc. Error in the calculation of the total unit cost per kWh for both project 1 and project 2, because the total monetary cost of energy production for sale to ICE is divided by the total kWh of installed capacity of the model Ingenio, when the correct approach is to divide the total costs for sale to ICE by the quantity of kWh available for sale, an error that is also reflected in the determination of the fixed and variable costs per kWh that make up the total unit cost.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.\n\nd. Error in the determination of the revenue projection (quantity of energy sold), which occurs when calculating revenues, because the total kWh of installed capacity in the model Ingenio is taken as a reference instead of the annual quantity of energy for sale to ICE. This correction will cause a modification in the IRR and NPV for both projects and therefore in their profitability.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.\n\ne. Error in the calculation of total monetary revenues for both project 1 and project 2, because the quantity of energy for sale to ICE used in the revenue calculation in colones is inverted.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.\n\nf. Error in the calculation of the municipal patent tax (impuesto por patente municipal), as it is included equally for both projects, when the correct approach, according to the model submitted for hearing, is based on the gross revenues obtained by the model plant or Ingenio in each of the projects. Additionally, the amount of the expense corresponding to the municipal patent tax is inverted for each of the projects.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, correcting the detected errors.\n\ng. The cost model uses a financial cost based on an interest rate that is not reasonable under usual market conditions:\n\nh. The report states: \"the interest rate in reference Ingenios fluctuates between 6 and 7.8% per annum and the model projects were evaluated at a rate of 6% per annum considering that preferential opportunities exist in the financial market for the generation of clean energy from renewable sources.\" In this regard, it is considered that the proposed model did not follow any appropriate methodology to determine the interest rate, as it acknowledges that various Ingenios had several interest rates in their financing at the time they submitted their rate studies; however, the model simply uses the floor of the interest rates available to the different Ingenios at that time, without providing further reasoning for this treatment. We consider that, given such a sensitive issue, it would have been more appropriate to use the ceiling of the financing rates or at least an average thereof.\n\ni. The interest rate for calculating the financial expense is not reasonable nor does it reflect the reality of the Costa Rican market, as it is being applied constantly during the 20-year financing and financial evaluation period of the project. Furthermore, it must be considered that the different rate studies from which this information was taken were presented at a time marked by a downturn in the financial markets, and additionally, these rates fluctuate and are not fixed.\n\nj. According to quotes from Costa Rican financial entities, the interest rate for this type of project is around a minimum of between 7.5% and 8.5% per annum in dollars, which is not effective, as the costs of structuring, underwriting, and loan guarantees must be added. In accordance with the above, the use of 8.00% is proposed as the interest rate to determine the financial cost of the evaluated project.\n\nAccording to the opposition presented, it is necessary to be clear that in rate matters, although aspects such as the variability of interest rates are kept in mind given their significance in determining the financial expense of the initiative, rate setting corresponds to a specific moment \"x\"; therefore, economic and financial variables are bound to fluctuate over time. Now, in the case at hand (model plant), the interest rate used is a cost-of-indebtedness parameter, which could be corrected year after year through the application of the model, as was explained in the public hearing process, since financial expenses represent part of the costs according to the typical cost structure of the model plant; thus, by adjusting said component to avoid the loss of value over time, said cost will implicitly be adjusted.\n\nIt is important to be clear that the behavior of interest rates is correlated with the inflation rate of an economy, so if the latter increases, the interest rate will tend to increase and vice versa. Although economic variables are projected, there are many endogenous and exogenous factors that can cause fluctuations that alter the scenarios upon which the model is built, which is why an extraordinary adjustment formula is included in it, to correct such variations and allow the set rate or price to be representative of an economic reality or situation.\n\nHowever, it is ARESEP's criterion to make rate settings that do not threaten the financial equilibrium of the companies providing a public service; therefore, the level of the interest rate for a project of this type must adhere to the conditions of the financial market, the risk level, temporality, and conjunctural conditions, for which reason the position is accepted and the appropriate interest rate according to the current financial market will be evaluated.\n\nFor this reason, the financial market was surveyed to determine the different interest rates that weigh on this type of productive initiative, with the proposal offered by the Banco Centroamericano de Integración Económica, BCIE, being the most suitable; consequently, it was incorporated into the respective calculations of the cost structure of a model electricity generation plant using bagasse.\n\nIn any case, it is important to note that this argument does not alter the definition of the model itself, but rather affects the results of its application.\n\nk. The cost model includes in the financial analysis the expected cash flows, which are discounted at a reference rate of return that is not reasonable for market conditions.\n\nl. The cash flow analysis in the model starts from a discount rate of 10% in colones. In this sense, the technical report called \"cost analysis of a model sugarcane bagasse electricity generation plant\" indicates on its Page 19: \"the reference rate, for purposes of comparing whether the profitability of the projects under evaluation is acceptable or not, a reference profitability rate has been determined, resulting from the average of the profitability rates calculated for the generation projects (Ingenio Taboga, El Viejo and COTSA), resulting in a reference rate of 10.00%.\n\nm. Therefore, this rate becomes the comparison criterion that allows us to measure whether the project is viable or not, based on the technical and economic conditions previously explained.\" It is important to indicate that the background is not correct, since the average of the profitability interest rates of the three cited Ingenios is not 10%, but rather 11.55%, for which reason it is considered correct to perform the financial evaluation of the cash flows considering the average profitability of the Ingenios with an approved rate at the time, thus having a reference rate of return of 11.55% instead of 10%. A rate that makes the NPV of both projects non-viable, as they would not generate sufficient income to cover the necessary initial investment.\n\nn. Due to the above, it is considered important that as a result of the analysis of the rate proposal carried out by ARESEP, a rate is at least defined that is equal to the adjusted cost considering each and every one of the points indicated above, including the corresponding profitability, in such a way as to incentivize the participation of new clean energy projects, as well as the permanence and new investments by private generators.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse. This proposal will be consistent with a cost structure and a determined profitability; however, it is important to indicate that the discount rates used by the consultant had the \"illustrative\" objective of evaluating whether a rate of that order covers the costs and also allows an adequate profit for the activity.\n\no. The model determines production costs per kWh, which are subsequently used as a rate, without including a profitability margin on them.\n\np. The proposed cost model arrives at the determination of a generation cost for each of the projects analyzed, amounts that correspond only to the determination of the production costs per kWh, which are presented by ARESEP as a rate, without assigning a profitability over the production costs. Due to the above, ARESEP is asked to ensure that the rate set according to the model includes the sum of the kWh production costs plus the profitability, so as to incentivize current and potential producers to continue in that activity.\n\nAccording to Article 6 of Ley 7593, the Regulatory Authority is obliged to regulate and supervise, in accounting, financial, and technical terms, the providers of public services, to verify the correct management of the factors that affect the cost of the service, whether they are the investments made, the indebtedness incurred, the levels of income received, the costs and expenses incurred, or the income received and the profitability or profit obtained. On the other hand, Article 3 of this Law establishes that the rates approved by the Regulatory Authority must include an adequate return for development. Given the above, it is considered pertinent to recognize a level of profitability appropriate to the activity and the level of risk; therefore, the opposition is accepted and is included in the model plant's proposal.\n\nq. The model plant handles two different projects (with and without excess bagasse), and it is indicated that under the assumption of project 2, the Ingenios retain 6% of the bagasse for their own reserve for possible technical stops during the harvest (zafra) that would require new startups.\n\nr. Studies prepared by sugar industry technical consultants, which perform a comparison of productive indicators of different Ingenios in Central America, establish that the programmed and unprogrammed stops of the sugar production process represent an average of 8.3% of the total available time. This means that the bagasse reserve that the Ingenios must make is even greater than the 6% noted by ARESEP's consultant, and therefore, project 2 reflects a greater similarity to the reality of the Ingenios in Costa Rica. Notwithstanding the above, a sensitivity analysis of the 6% reserve factor is not being performed in the original model.\n\nAccording to the above, it is important to clarify that this reserve percentage is determined by the configuration adopted in the model proposed by the consultant. For this proposal, it was defined that configuration No. 2 is the most suitable in accordance with the characteristics of the pseudo-market for electricity generation with sugarcane bagasse. This one is characterized by having a sugarcane bagasse reserve of around 3%, while configuration 1 does not, which is not realistic, given that technically the generators must perform technical stops during the active harvest (zafra) process, requiring them to have a certain bagasse reserve for the respective startups. This reserve percentage depends on the efficiency of the Ingenio and/or distillery, but it also depends on the availability of the raw material; therefore, during the process of analysis and discussion of the model with the various interested actors, this percentage was defined as adequate given the practice in Costa Rica, which is why it is included as such in the model. Therefore, the need to incorporate a sugarcane bagasse reserve into the model is accepted, but the suggested percentage is rejected, given that at the time it was concluded that there is a natural limitation (quantity of bagasse) and structural limitations (infrastructure) to having larger reserves in Costa Rica.\n\ns. Regarding the environmental considerations included in the model's report and concerning the statement that \"it must be considered that these projects have the opportunity to include the sale of carbon credits in the economic-financial evaluations, through clean development mechanisms, which is a reality in the region and increases the profitability of these types of projects, as has already been demonstrated.\"\n\nt. In reality, it is difficult for sugarcane bagasse electricity projects to include the sale of carbon emission reductions for several reasons: 1) most of the Ingenios are existing facilities, 2) Costa Rica has a very clean energy matrix in the electricity sector, and the resulting emission factor is very low, so the amount per ton of carbon per project is low and the transaction costs to achieve its validation and registration are relatively expensive, and 3) the reality of Costa Rica is different from other countries in the region, given their high dependence on thermal generation, which allows for greater placement of emission reduction certificates per electrical unit produced; therefore, carbon emission reductions contribute little or nothing to the profitability of electric energy projects using bagasse biomass.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse, and the model or final price is not affected by these environmental considerations.\n\nu. The depreciation calculation used in the cost model starts from longer useful life periods for the assets compared to those periods established by ARESEP itself for this type of project (turbogenerator, boiler, office equipment, among others), which affects the determination of the energy production costs.\n\nv. It is considered important that to determine the depreciation expense, ARESEP use the useful life periods contained in the Reglamento a la Ley del Impuesto sobre la Renta, which are the most recently published in the country and from the most well-known source and financial use, or, alternatively, the useful life periods that ICE uses in this regard, due to its specialty in the matter.\n\nWith respect to the useful life periods and the depreciation tables to be applied to the capital assets included in the model, these will be consistent with those presented by the consultant, which correspond to those established by the equipment manufacturer, this being the most reliable and updated source on this matter given its specialization.\n\nw. The proposed indexation formula has an error in the percentages it uses, because it suggests multiplying the external costs by 80% and the internal costs by 20% and then indexing them by the update factor (devaluation and internal inflation). The correct approach is to take the total costs and multiply them by their relative weight in the total cost structure, and then proceed to update them according to the corresponding index. Therefore, the base formula that must be made known and submitted for consultation by ARESEP should have been:\n\nUpdated total cost = (CE) (TC2010/TC2009) + (CI)(CPI2010/CPI2009)\n\nUpdated total cost = (CT*0.8)(TC2010/TC2009) + (CT*0.2)(CPI2010/CPI2009)]\n\nThe observation is appreciated; it is accepted as appropriate to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse.\n\nx. The indexation mechanism proposed by ARESEP is not complete as it is limited solely to introducing the formula that is intended to be used; however, it does not include a description of how this mechanism will be applied, nor at what time or period this cost update via the formula would apply. Furthermore, there is doubt as to whether the indexation is requested by the interested Ingenios or if ARESEP could do it ex officio, or at the request of any person who so requests. It is also important that among the final aspects of the indexation formula, it be included that it will be applied annually and at the request of the interested Ingenio in the month of May of each year, in order for ARESEP to have sufficient time to process the cost update and publish the final agreement.\n\nRegarding the extraordinary adjustment formula included in the model, it will be applied annually, specifically in the month of May of each year. Activation of the extraordinary adjustment formula will be determined by means of a written request from one of the companies covered by this methodological and rate proposal, or, alternatively, ex officio by ARESEP.\n\ny. Likewise, the possibility should be established for interested Ingenios to request the application of the indexation formula when the indices or update factors reach an average of at least 3% in relation to the values used in the previous rate setting.\n\nThe observation is appreciated; it was taken into account as pertinent to define the most suitable methodological and rate proposal for the market of electric energy generation with sugarcane bagasse. The final proposal clarifies how the methodology will be applied.\n\nz. Regarding the substantive aspects in the application of the formula: 1) it is considered important to modify it so that it is truly representative of the variations in economic factors within the cost structure of the model plant analyzed by ARESEP. It is considered that the updating of external production costs (depreciation and financing) should not be indexed to the exchange rate, because those costs are already protected against devaluation since the rate is set in dollars. 2) consider that the costs corresponding to the depreciation of assets required for generation would ultimately correspond to a sunk cost for the mills (ingenios), since they will always have to bear the depreciation expense once the initial investment is made, which would not be affected by the devaluation of the colón against the dollar. Therefore, it is considered that the most reasonable approach would be to index the updating of external costs with external inflation, and to index internal costs with local inflation, as indicated by the following formula:\n\nCT n=(CE\nn-1))x(CPIn/CPI n-1)+(CI n-1)x(IPC n/IPC\nn-1)]\n\nRegarding the indexation formula, ARESEP considers it important to classify the different costs into internal and external, according to the variables that affect them, which should be linked to a price indicator, in this case the most suitable being the Industrial Producer Price Index, IPPI calculated by the Banco Central de Costa Rica for internal costs and the United States Producer Price Index for external costs.\n\n3. Cogeneración del Tempisque, S. A., folios 208 through 226 in file ET-189-2009 and folios 211 through 229 in file OT-212-2009. Its main arguments are:\n\na. According to the definition of a sugar mill (ingenio) by the Real Academia Española and, above all, the legal classification that our legal system has determined on the matter in question, we reiterate our absolute opposition to being qualified, branded, or labeled as a sugar mill (ingenio), because, as we have previously stated, we are a company whose main activity is the production of alcohol.\n\nb. We have maintained and assured before your represented entity that COTSA is not an expansion of the current Central Azucarera Tempisque, CATSA sugar mill (ingenio), as we have been erroneously qualified or typified.\n\nc. Under this line of argument, it is inappropriate and improper for ARESEP to attempt to pigeonhole us into one of the two projects proposed to that effect in OT-212-2009 and ET-189-2009. COTSA is a company dedicated to the production of alcohol. In addition to the foregoing, our rate study is under appeal before the ARESEP Board of Directors, as a result of the non-acceptance of the rate that the Regulator established for us at the time, which is sufficient reason for it not to have been used in the referenced consultancy.\n\nd. Notwithstanding what has been indicated, as a result of the thorough study of the technical-financial report prepared by the aforementioned consultancy González Trabanino called \"Cost analysis of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse\" (Análisis de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña), one can reach the \"dismal\" conclusion that there is an intention to incorporate COTSA into one of the two scenarios that the model proposes.\n\ne. COTSA is of the opinion that ARESEP must construct an electricity generation model whose source is biomass, regardless of whether this is obtained from bagasse or from another organic waste material such as yuca, pineapple, orange, banana, among other products.\n\nf. That by reason of the foregoing and due to the nature of the commercial activity, we reiterate our request that the model proposed in this public hearing, and in the event of being approved by ARESEP, not be applied to our rate study, whether it is the one currently under study by the Board of Directors as a result of the appeal that was filed at the time against the Regulator's assignment of the requested rate amount. Said request must cover any other rate request that COTSA might submit in the future before this state body for the sale of electricity.\n\ng. This request has a basis, in that we are not a sugar mill (ingenio), but rather a company dedicated to the production of alcohol. By reason of the foregoing, we refrain from issuing a pronouncement regarding the proposed model that is the subject of this Public Hearing.\n\nA starting point for the development of electricity generation and cogeneration projects in sugar mills (ingenios) and/or distilleries, for sale to the public grid, is to have as a base nearby industrial plants that have an efficient sugar and ethanol production process in order to optimize surplus bagasse and electricity to the grid, based on energy saving and efficient use, and not the opposite, which would be reflected in the cost of electric energy ultimately paid by end users.\n\nThe model does not simulate conditions of company ownership, or of their legal constitution, but rather strategic operational conditions very common in the region and in Costa Rica that reflect operational efficiency without distinguishing by forms of ownership; therefore, the proposed model adjusts to the needs of COTSA-distillery, which has the CATSA sugar mill (ingenio) in its proximity.\n\nIt is important to emphasize that the proposed model does not internalize via costs or rate the fact that the sugarcane bagasse is used to produce sugar or molasses to generate alcohol; what is important to highlight is that it requires the use of sugarcane biomass and from there electricity is generated for self-consumption and for sale to ICE; therefore, for the purpose of the model, the particularities of a company do not matter, which is supported by what is established in Article 30 of Ley 7593.\n\nVI. That in accordance with the preceding resultandos and considerandos and based on the merit of the case file, the appropriate action is to issue the methodological procedure corresponding to the \"Model and cost structure of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse\" (Modelo y estructura de costos de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña) for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, as ordered. Por tanto:\n\nBased on the powers conferred in articles 5, subsection d), 6, subsection a), 36, subsection d), and 45 of Ley 7593, 6, subsection 2, sub-subsections c and d) of the Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, Ley 6588 and its regulation.\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS\n\nAGREES:\n\nI. To issue the following methodological procedure corresponding to the \"Typical cost model and structure of a model plant for electricity generation with sugarcane bagasse\" (Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña) for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad.\n\n1. General Aspects\n\nThe purpose of this procedure is to define the methodology and other characteristics for the definition and approval of the rate applicable to the electric energy purchase-sale contracts between ICE and private generators under Ley 7200, whose source is sugarcane bagasse and that have a valid concession for this type of activity, and for those electric energy purchase-sales from electricity generating plants using sugarcane bagasse with conditions similar to those established in Chapter 1 of Ley 7200, which are legally feasible and must be regulated by ARESEP.\n\n(Thus reformed the previous paragraph through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)\n\nThe general rate model is based on the definition of a model plant, for which its investment, operation, and maintenance costs have been defined; and a return according to the type of activity has been added.\n\nThe proposed methodology establishes the procedures and calculation formulas for the respective rate, as well as the requirements to implement the respective procedure.\n\nThe rate model is developed in a spreadsheet where all the details for performing the respective rate calculations are recorded. This spreadsheet will be permanently available to all interested parties. In the following sections, these procedures and formulas are developed.\n\n2. Procedure and Formulas\n\n2.1. Total Investment\n\nThe total Investment is composed of the sum of the expenditures destined for the purchase of land, building, equipment, tools, and studies necessary for the start-up of the model plant.\n\nThis total Investment is classified into Tangible Fixed Investment (Itan) and Intangible Fixed Investment (Iint), in addition to the necessary working capital. Below is a detail of the items that define the tangible and intangible fixed investment:\n\n \n\n(*) Update of the fixed asset investment amount\n\nThe update of the fixed asset investment amount that forms the rate base shall be carried out using a representative price index, in the event that the data used shows an age greater than one year. The selection of the index shall consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the fixed asset investment amount shall be carried out annually, and the same index shall be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to consider modifying the index to be used, the technical reason supporting said decision shall be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\n\n(*)(Thus added the previous paragraph through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)\n\n2.2. Total Cost\n\nThe total cost (CT) of electric energy production is defined by the sum of the variable cost (CVT) and the fixed cost (CFT).\n\n \n\nCT = ∑\nCVT + CFT\n\n2.3. Total Variable Cost\n\nThe total variable cost (CVT) is determined by the sum of the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), and taxes (Cimp), as shown in the attached chart.\n\nCVT = ∑\nCmp + Ccb + Ctr + Cimp\n\nBelow is a detail of each of the items that determine the total variable cost.\n\n \n\n \n\n2.4. Total Fixed Costs\n\nTotal Fixed Costs (CFT) are determined by the sum of labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), indirect manufacturing costs (Cif), financial expenses (Gfin), and depreciation expense (Gdep).\n\n \n\nCFT = ∑\nCmo + Cse + Cif + Gfin + Gdep\n\n \n\nBelow is a detail of each of the items that determine the total fixed cost.\n\n \n\n \n\n2.5. Total Cost of Energy for Sale\n\nThe total cost of energy for sale is obtained from the product of the total cost of electric energy production (CT) and the distribution percentage (%Dist).\n\nCtev =\nCT * %Dist\n\n \n\n2.6. Distribution Percentage\n\nThe distribution percentage is obtained from the quotient between the electric energy production generated for sale to ICE (Ev) and the total energy produced (Et).\n\n%Dist =\n(Ev / Et)\n\n \n\n2.7. Total Cost per kWh:\n\nThe total cost per kWh is obtained from the quotient between the total cost of the energy produced for sale (Ctev) and the amount of energy produced for sale to ICE (Ev).\n\nCTkWh\n= Ctev / Ev\n\n \n\n2.8. Rate or Price per kWh\n\nThe single rate or price per kWh is obtained from the sum of CTkWh and the profitability amount (Kp).\n\nTfkWh\n= CTkWh + Kp\n\n \n\n2.9. Level of Profitability\n\nProfitability is defined by the product of the investor's Cost of Capital (Ke) according to the Capital Asset Pricing Model (CAPM) and the investor's capital contribution (Kinv).\n\nKp = Ke\n* Kinv\n\n \n\n2.10. Investor's Capital\n\nThe investor's capital is the difference between the total investment (InT) and the capital financed by a financial intermediary (KFin).\n\nKinv =\nInT - Kfin\n\n (*) 2.11. Indexation of Total Costs\n\n \n\nCosts shall be updated by indexing fixed costs and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation. The variables to be indexed tend to vary over time (salaries, spare parts prices, and others) through a local component, because they are generally costs paid in colones.\n\n \n\nOperating costs are determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). Operating costs shall be indexed with the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\n \n\nThe cost values shall be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, in accordance with the cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the rate to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:\n\n \n\nWhere:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nCE: Operating costs (fixed and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation) of the generation or cogeneration plant using biomass\n\nIPPI: Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\n(Thus reformed the previous point 2.11) through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)\n\n \n\n2.12. Internal Cost\n\nThe internal cost is determined by the sum of: the raw material cost (Cmp), the fuel cost (Ccb), the transportation cost (Ctr), taxes (Cimp), labor costs (Cmo), insurance cost (Cse), and indirect manufacturing costs (Cif). These costs shall be indexed to the Industrial Producer Price Index, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\n\nCI n\n= (CI n-1)x(IPPI n / IPPI n-1)]\n\n2.13. External Cost\n\nThe external cost is defined by the sum of financial expenses (Gf) and depreciation expense (Gdep). With which these costs shall be indexed to the Producer Price Index (PPI) of the United States of America, calculated by the Bureau of Labor Statistics.\n\nCE n = (CE n-1))\nx (IPPIn / IPPIn-1)\n\n2.14. Labor\n\nThe Labor necessary to operate the model electricity generation plant is classified into Direct Labor (Mod) and Indirect Labor (Moi), given that some labor is required throughout the year (active and inactive harvest (zafra)) and another part of the human resource is only for a period in the year.\n\nMO = ∑\nMod + Moi\n\n \n\n \n\n2.15. Calculation of the Fee (Canon)\n\nThe fee (canon) shall be calculated using the following methodology:\n\n \n\n \n\n2.16. Financing Expense\n\nThe financing expense is determined by the capital to be financed, which comes from the difference between the total value of the investment and the contribution of the capitalists. Said amount shall be affected by the term in years to be financed, as well as the interest rate and the grace period, as indicated below:\n\n \n\n \n\n2.17. Depreciation\n\nThe depreciation expense of the assets necessary to start up the model plant shall be determined by the straight-line depreciation method, over the useful life term of the asset. The following table presents each of the assets and their respective useful life, according to the manufacturer's technical specifications.\n\n \n\n (*) 2.18. Profitability (Ke)\n\n \n\nThe calculation of profitability on capital contributions is determined using the method called the Capital Asset Pricing Model, commonly known as CAPM.\n\n \n\nThe CAPM method is based on considering that changes in the return of an asset are related to the risk associated with it and can be separated into two major components: the risk related to the market as a whole (systemic risk) and that derived from specific investments (specific risk).\n\n \n\n \n\nThe CAPM determines the cost of average equity capital for each industry, according to the following formula:\n\n \n\nKe = KL + βa\n* PR + RP\n\n \n\nWhere:\n\nKe = Profitability on equity capital contributions.\n\nKL = Risk-free rate, which corresponds to an investment alternative that has no risk for the investor.\n\nPR = Risk premium. It is defined as the difference between the risk-free rate and the market return rate.\n\nRP = Country risk. It is the risk of an economic investment due only to specific and common factors of a certain country.\n\nβa = Levered beta of the investment. It is the covariance of the profitability of a determined asset and the market profitability. It is called \"levered\" when part of the investment is financed with debt.\n\n \n\nThe levered beta is obtained from the following formula:\n\nβa = βd\n* (1 + (1-t)* D/Kp) Where:\n\nβa = Levered beta.\n\nβd = Unlevered beta.\n\nD/Kp = Ratio of debt to equity (estimated through financial leverage)\nt = Income tax rate.\n\nThe parameters required to be calculated to estimate the profitability on capital contributions are the following: risk-free rate, risk premium, country risk, unlevered beta, ratio of debt to equity, and income tax rate. The source for each of them is the following:\n\n \n\nRisk-free rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturation period for which the risk premium is calculated shall be used, which is available on the internet page of the United States Federal Reserve, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.\n\n \n\nRisk premium (PR): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" shall be used. Country risk (RP): the value published for Costa Rica is considered, from the data denominated Risk Premiums for other markets and where country risk is denominated Country Risk premium). The values for this variable and the unlevered beta shall be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address http://www.stern.nyu.edu/~adamodar or, alternatively, from the \"Ibbotson® Cost of Capital Yearbook\". If any of these sources were to become unavailable, recourse shall be made to another that is public and reliable.\n\n \n\nThe source of information chosen for the variables described in points 1 and 2 shall be used consistently, in terms of the historical series length (5 years), the frequency of observations (one observation per year, corresponding to the published average), and the calculation of the average (arithmetic average of the 5 observations corresponding to the most recent 5 years for which information is available). In the event that, for some of the cited variables, it is not possible for ARESEP to have a recent historical series that completes 5 annual observations, the historical series of less than 5 years but that is equal for all variables shall be used.\n\n \n\nRatio of debt to equity (D/Kp): It is estimated with the formula D/Kp = Y/(1-Y), where Y is the financial leverage. For this calculation, the data included in section 2.16 shall be used. The leverage data may be updated based on technical studies endorsed by the Regulatory Authority.\n\nIncome tax rate: It is the tax rate for for-profit legal entities, corresponding to the last income tax bracket -the highest marginal rate-, established and updated via decree by the Ministerio de Hacienda.\n\n(*) (Thus reformed the previous point 2.18) through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)\n\n2.19. Model Input Data\n\nThe model input data are those technical variables necessary for the application of the model plant, according to the type of investment, the production capacity, and the availability of sugarcane bagasse. The attached chart contains the data and the respective units for each item:\n\n \n\n \n\n2.20.\nAbbreviations\n\n \n\n \n\n2.21. Currency in Which the Rate Shall Be Expressed\n\nThe rates resulting from the detailed methodology shall be expressed in United States of America dollars (US$ or $).\n\nThe respective payments generated by the purchase and sale of energy covered by the respective contracts may be settled in dollars or in colones at the purchaser's discretion. If the payment is to be made in colones, the reference exchange rate for the sale established by the Banco Central de Costa Rica shall be used (reference: http://www.bccr.fi.cr).\n\n2.22. Final Aspects\n\nIn all other aspects of the model, its variables, formulas and calculation procedures, units of measurement, adjustment procedures, and all topics specific to the described model and methodology, what is indicated in the spreadsheet and the final report of the consultancy that recommended the approved model and methodology shall be applied.\n\n(Eliminated the original por tanto II through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014)\n\nII. To establish that the application of this methodology shall correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set rates and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the rate model (number of personnel, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective spreadsheet); and defining the final price. The first setting shall be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein.\n\n(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto III to por tanto II, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)\n\nIII. The annual application of this methodology shall be carried out through the extraordinary rate-setting procedure provided for in Ley 7593 and in its respective Reglamento. This includes the prior publication of, at least, the parameters and variables that change and the proposed rate.\n\n(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto IV to por tanto III, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)\n\nIV. To establish that the private generators to which the model referred to in section I of the operative part of this resolution is applied shall have the obligation to annually submit to ARESEP audited financial information (operating and maintenance expenses, administrative expenses, and individual investment expenses) as well as their due justification, such that it allows the Regulatory Entity to have the greatest and best amount of information necessary for adjusting the model to real operating conditions. As long as the information detailed in the previous paragraph is not available, or in a manner complementary to this situation, the Regulatory Authority shall calculate the model with the information available.\n\n(Thus run its numbering through resolution N° RJD-027-2014 of March 20, 2014, which transferred it from the old por tanto VI to por tanto IV, since it ordered the repeal of the original por tanto II.)\n\nIn compliance with what Article 245 of the Ley General de la Administración Pública orders, it is indicated that against the above resolution, the ordinary appeal for reconsideration (recurso de reposición) and the extraordinary appeal for review (recurso de revisión) are available; these may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.\n\nThe appeal for reconsideration (recurso de reposición) must be filed within a period of three days counted from the day following notification; the extraordinary review appeal (recurso extraordinario de revisión), within the deadlines indicated in Article 354 of the cited law.\n\nNotifíquese y publíquese." }