{ "id": "norm-95119", "citation": "Resolución 0057", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Metodología tarifaria para generación con bagazo de caña", "title_en": "Tariff methodology for sugarcane bagasse generation", "summary_es": "La Intendencia de Energía de la ARESEP aplica de oficio la metodología tarifaria para plantas de generación eléctrica con bagazo de caña y fija la tarifa de venta al ICE en US$0,09086 por kWh, una reducción del 1,97% respecto a la tarifa vigente. La resolución actualiza los componentes de inversión y costos mediante índices de precios al productor y tipo de cambio, y determina una rentabilidad de 11,90% según el modelo CAPM. Se rechazan oposiciones del ICE y de ingenios azucareros: el ICE cuestionó el cambio de criterio para el cálculo de ingresos en el flujo de efectivo, pero la IE defiende la potestad metodológica de fijar variables y la razonabilidad financiera y tributaria del uso de la tarifa vigente; los ingenios pidieron usar la tasa de interés para el sector electricidad en lugar de industria, lo cual se rechaza por consistencia histórica y representatividad. La resolución ordena publicar y notificar.", "summary_en": "The Energy Intendancy of ARESEP applies the tariff methodology for sugarcane bagasse power plants and sets the sale price to ICE at US$0.09086 per kWh, a 1.97% decrease from the current tariff. The resolution updates investment and cost components using producer price indices and exchange rates, and determines a 11.90% return via the CAPM model. Objections from ICE and sugar mills are rejected: ICE argued against the change in criteria for revenue calculation in cash flows, but the Intendancy upholds its methodological authority to define variables and the financial/tax reasonableness of using the current tariff; the mills requested use of the electricity sector interest rate instead of the general industry rate, which is denied based on historical consistency and representativeness. The resolution orders publication and notification.", "court_or_agency": "", "date": "01/09/2021", "year": "2021", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "bagazo de caña", "generación eléctrica", "metodología tarifaria", "Intendencia de Energía", "ARESEP", "planta modelo", "CAPM", "indexación" ], "concept_anchors": [ { "article": "Arts. 245, 345, 346", "law": "Ley General de la Administración Pública" }, { "article": "N/A", "law": "Ley 7593" }, { "article": "N/A", "law": "Ley del Impuesto sobre la Renta" } ], "keywords_es": [ "bagazo de caña", "generación eléctrica", "metodología tarifaria", "ARESEP", "Intendencia de Energía", "tarifa", "costos típicos", "planta modelo", "indexación", "CAPM", "rentabilidad", "consulta pública", "impuesto sobre la renta" ], "keywords_en": [ "sugarcane bagasse", "electricity generation", "tariff methodology", "ARESEP", "Energy Intendancy", "tariff", "typical costs", "model plant", "indexation", "CAPM", "return", "public consultation", "income tax" ], "excerpt_es": "En ese contexto, considerando que históricamente más del 80% de las ventas anuales de energía generada a partir de bagazo se dan en el primer semestre del año, y que la tarifa vigente aplicada en esos meses corresponde a la fijada el año anterior, consecuentemente para el cálculo de los ingresos del período se considera la tarifa vigente, la cual fue fijada el año anterior mediante la resolución RE-0106-IE-2020.\n\nDe lo anterior se extrae que la metodología de cálculo tarifario le da la potestad a la Intendencia como órgano aplicador de dicho modelo, de definir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo tarifario, entre ellas la tasa de interés para el cálculo del gasto financiero.\n\nEl criterio de aplicar la tarifa aprobada por Aresep vigente en el periodo de cálculo de los ingresos estimados, para la determinación del impuesto sobre la renta, es un criterio de aplicación sostenible y consistente en el tiempo, el cual sigue la lógica del procedimiento de cálculo del impuesto sobre la renta, que es el gasto a determinar en este caso, al tener como componentes para la determinación de los ingresos la cantidad de energía multiplicada por el precio vigente aprobado por Aresep para esa energía en dicho periodo.", "excerpt_en": "In this context, considering that historically more than 80% of annual sales of energy generated from bagasse occur in the first half of the year, and that the tariff in effect applied in those months corresponds to the one set the previous year, consequently for the calculation of period revenues the effective tariff is used, which was set the previous year through resolution RE-0106-IE-2020.\n\nFrom the foregoing it follows that the tariff calculation methodology grants the Intendancy, as the body applying said model, the power to define the different numerical values of the different variables that make up the tariff model, including the interest rate for calculating financial expenses.\n\nThe criterion of applying the Aresep-approved tariff in effect during the period of estimated revenue calculation, for determining income tax, is a sustainable and consistent criterion over time, which follows the logic of the income tax calculation procedure, which is the expense to be determined in this case, having as components for revenue determination the amount of energy multiplied by the effective price approved by Aresep for that energy in that period.", "outcome": { "label_en": "Tariff set", "label_es": "Tarifa fijada", "summary_en": "Sets the tariff for sugarcane bagasse generation at US$0.09086 per kWh, a 1.97% reduction from the previous tariff.", "summary_es": "Se fija la tarifa para generación con bagazo de caña en US$0,09086 por kWh, una reducción del 1,97% respecto a la tarifa anterior." }, "pull_quotes": [ { "context": "Considerando I.III.1, citando el Por Tanto III de la resolución RJD-004-2010", "quote_en": "The application of this methodology shall correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of personnel, individual costs, interest rates and all other variables included in the respective electronic sheet); as well as defining the final price.", "quote_es": "Establecer que la aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios. Esta potestad incluye tanto la de definir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo tarifario (cantidad de personal, costos individuales, tasas de interés y todas las otras variables incluidas en la hoja electrónica respectiva); como la de definir el precio final." }, { "context": "Considerando II.2, Respuesta al ICE", "quote_en": "The criterion of applying the Aresep-approved tariff in effect during the period of estimated revenue calculation, for determining income tax, is a sustainable and consistent criterion over time, which follows the logic of the income tax calculation procedure.", "quote_es": "El criterio de aplicar la tarifa aprobada por Aresep vigente en el periodo de cálculo de los ingresos estimados, para la determinación del impuesto sobre la renta, es un criterio de aplicación sostenible y consistente en el tiempo, el cual sigue la lógica del procedimiento de cálculo del impuesto sobre la renta." }, { "context": "Considerando II.1, Respuesta a Ingenio Taboga y Azucarera El Viejo", "quote_en": "The objector is informed that the tariff methodology RJD-004-2010 in Therefore III establishes the Intendancy's power to define numerical values, therefore the selection and application of the interest rate for industry is considered to comply with the methodology.", "quote_es": "Se le indica a la opositora que la metodología tarifaria RJD-004-2010 en el Por Tanto III establece la potestad de la Intendencia para definir los valores numéricos, por lo que se considera que la selección y aplicación de la tasa de interés para industria cumple con la metodología." }, { "context": "Considerando I.V.1", "quote_en": "In accordance with the analysis carried out, the proposed tariff for electric power generation with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad is US$ 0.09086 per kWh, which would imply a decrease of -1.97% compared to the current tariff.", "quote_es": "De conformidad con el análisis realizado, la tarifa propuesta de generación de energía eléctrica con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad es de US$ 0,09086 por kWh, lo que implicaría una disminución de -1,97% con respecto a la tarifa vigente." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 N/A" } ], "external": [ { "ref_id": "norm-67930", "url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_norma.aspx?param1=NRM&nValor1=1&nValor2=67930&strTipM=FN", "kind": "concordant_norm", "label": "004", "norm_id": "67930" } ] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=95119&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": { "all": [ { "doc_id": "norm-67930", "label": "004", "article": "all" } ] }, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 0057\n\n Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta\nmodelo de generación de electricidad con Bagazo de Caña para la venta al Instituto Costarricense de\nElectricidad y su Fórmula de indexación\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0057-IE-2021 DEL 1 DE SETIEMBRE DE\n2021\n\nAPLICACIÓN DE OFICIO DE LA \"METODOLOGÍA\nTARIFARIA SEGÚN LA\n\nESTRUCTURA DE COSTOS TÍPICA DE UNA\nPLANTA MODELO DE\n\nGENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON BAGAZO DE\nCAÑA PARA LA\n\nVENTA AL INSTITUTO COSTARRICENSE DE\nELECTRICIDAD Y SU\n\nFÓRMULA DE INDEXACIÓN\"\n\nET-052-2021\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 26 de abril del 2010, mediante la\nresolución RJD-004-2010, la Junta Directiva de la Aresep\naprobó la \"Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una\nplanta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al\nInstituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de\nindexación\", la\ncual fue publicada en La Gaceta No. 98 del 21 de mayo del 2010. Posteriormente\nfue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, publicaba en el Alcance\nDigital No. 10 de La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014.\n\nII. Que el 4 de noviembre de 2015, mediante\nla resolución RIE-111-2015, publicada en el Alcance Digital No. 92 a La Gaceta\nNo. 217 del 9 de noviembre de 2015, se actualizaron los costos base de\ninversión y explotación de la estructura definida en la metodología tarifaria.\n\nIII. Que el 19 de febrero de 2018, mediante\nla resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección General de Tributación del Área de\nIngresos del Área de Ingresos del Ministerio de Hacienda, resolvió la\nobligatoriedad del uso del sistema de factura electrónica, de conformidad con\nlas especificaciones técnicas y normativas definidas mediante la resolución\nDGT-R-48-2016 emitida por esa misma dependencia, en donde cabe mencionar que el\nprecio unitario debe de estar compuesto por un número con 13 enteros y 5\ndecimales.\n\nIV. Que el 11 de setiembre de 2020, mediante\nla resolución RE-0085-IE- 2020, se fijó la tarifa para generación eléctrica\nmediante la explotación del bagazo de caña para venta al ICE, la cual fue\npublicada en el Alcance Digital 230 a La Gaceta 243 del 16 de setiembre de 2020.\n\nV. Que el 2 de noviembre de 2020, mediante\nla resolución RE-0106-IE- 2020, se resuelve el recurso de revocatoria\ninterpuesto por el Instituto Costarricense de Electricidad contra la\nRE-0085-IE-2020, por medio del cual se acoge parcialmente el recurso en cuanto\nal error material detectado en el tipo de cambio y se fijó la tarifa para\ngeneración eléctrica mediante la explotación del bagazo de caña para venta al\nICE, la cual fue publicada en el Alcance Digital 294 a La Gaceta 266 del 05 de\nnoviembre de 2020.\n\nVI. Que el 18 de agosto de 2021, mediante el\noficio OF-0619-IE-2021 se solicitó la apertura del expediente y la convocatoria\nal proceso de consulta pública de la propuesta de fijación tarifaria para la\ngeneración eléctrica mediante la explotación del bagazo de caña para venta al\nICE, contenida en el informe IN-0094-IE-2021 (folios 1 al 22).\n\nVII. Que el 24 de agosto de 2021, se publicó\nla convocatoria a consulta pública en La Gaceta 162, así como en los diarios de\ncirculación nacional La República y La Teja, siendo la fecha máxima para\npresentar posiciones el 30 de agosto de 2021 hasta las 16:00 horas (folios\n31 al 37).\n\nVIII. Que el 31 de agosto de 2021, mediante el\ninforme IN-0689-DGAU- 2021, la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU)\nremitió a la IE el informe de oposiciones y coadyuvancias\n(folios 40 al 41).\n\nIX. Que el 1 de setiembre de 2021, mediante\nel informe técnico IN-0100-IE-2021, analizó la presente gestión de ajuste\ntarifario y en dicho estudio técnico recomendó, fijar la tarifa para la\nactividad de generación de energía eléctrica mediante la explotación del bagazo\nde la caña de azúcar para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe IN-0100-IE-2021, citado\ny que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nIII. ANÁLISIS DEL\nASUNTO\n\n1. Aplicación de la\nmetodología\n\nEn este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la \"Metodología tarifaria\nsegún la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo\nde caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación\" según\nla resolución RJD-004-2010 y su modificación aprobada con la resolución RJD- 027-2014.\n\nAl respecto, considerando\nque el modelo técnico (ingenieril), el financiero y demás apartados\nrelacionados con el cálculo que establece la metodología referida, no han\nsufrido cambios metodológicos, el presente informe técnico refiere\nespecíficamente a la actualización de los valores de cada uno de esos apartados\nde cálculo que corresponde según la metodología tarifaria, mediante el uso de\nindicadores representativos a la fecha más reciente posible (excepto para el\napartado de rentabilidad, considerando que la información de las variables para\nsu cálculo es anual), a partir de los datos consignados en la resolución\nRIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015.\n\nEn este contexto, a\ncontinuación, se presentan los valores de los apartados de cálculo que sirven\ncomo base para la indexación, los índices a utilizar para dicha indexación, así\ncomo los resultados de la aplicación de la metodología.\n\n2. Inversión total\n\nSegún la metodología\nRJD-004-2010 y su modificación RJD-027-2014, la inversión total está compuesta\npor la sumatoria de las erogaciones destinadas a la compra del terreno, edificio,\nequipos, herramientas y estudios necesarios para la puesta en marcha de la\nplanta modelo.\n\nEsta Inversión total se\nclasifica en Inversión Fija Tangible (Itan) e\nInversión Fija Intangible (Iint), además del capital\nde trabajo necesario.\n\nSegún la resolución\nRIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015, los valores de inversión que sirven\ncomo base para la presente indexación son:\n\nCuadro 1\n\nDetalle del Costo de las Inversiones 2015\n\n| INVERSIONES | MONTO | | --- | --- | | Equipos, montaje, ingeniería, puesta en marcha,\nentrenamiento, gerenciamiento del proyecto, oferta areva koblitz | $26.161.450,79 | | Terreno, 7,000\nmetros cuadrados | $25.178,85 | | Sondeo del terreno, levantamiento planialtimétrico | $3.000,00 | |\nObras civiles | $1.871.959,47 | | Planta de tratamiento de agua de efluentes | $802.268,35 | |\nMobiliario y equipo de oficina | $6.604,00 | | Radio comunicaciones | $1.285,60 | | Extintores de\nfuego | $2.055,17 | | Línea de transmisión (2 km) | $106.605,42 | | Bahía de conexión de la\nsubestación elevadora | $0,00 | | Estudios sistémicos de la red eléctrica | $0,00 | | Servicios de\ninterconexión en línea viva | $0,00 | | Sistema opgw (cable de fibra óptica) | $0,00 | |\nHerramientas especiales para mantenimiento | $54.223,07 | | Perforación de pozo | $16.438,15 | |\nBomba y mts. Pozo | $10.958,76 | | Concesión del pozo | $3.287,63 | | Bascula | $4.383,51 | | Camión\n| $23.500,00 | | Vehículo pick up Isuzu 2010 | $32.900,00 | | Cargador de bagazo con grapa |\n$290.407,25 | | Sub total | $29.416.506,02 | | Capital de trabajo | $1.057.207,68 | | Total\ninversiones | $30.473.713,70 |\n\nFuente: RIE-111-2015\n\n3. Costos variables y\nfijos\n\nSegún la metodología\nRJD-004-2010 y su modificación RJD-027-2014, el costo variable total (CVT) está\ndeterminado por la sumatoria del costo de la materia prima (Cmp),\nel costo del combustible (Ccb), el costo del\ntransporte (Ctr) y los impuestos (Cimp).\n\nLos costos fijos totales (CFT) están determinados por la sumatoria de los costos de la mano de obra\n(Cmo), el costo del seguro (Cse), los costos indirectos de fabricación (Cif), los gastos financieros\n(Gfin) y el gasto en depreciación (Gdep).\n\nSegún la resolución\nRIE-111-2015 del 4 de noviembre de 2015, los valores de los costos que sirven\ncomo base para la presente indexación son:\n\nCuadro 2\n\nDetalle\nde los Costos Variables y Fijos 2015\n\n| . | Monto | |\n| --- | --- | --- |\n| Costos de materia prima: | $1.499,11 | |\n| | Agua para arranque, imbibición y efluentes | |\n| | Químicos de tratamientos agua caldera y efluentes | $27.508,36 |\n| | Leña para arranque | $23.736,65 |\n| | Manejo de Bagazo | $3.294,36 |\n| Costo de Combustibles: | | |\n| | Combustible para transporte cenizas y bagazo | $3.396,23 |\n| Costos por | Impuestos: | |\n| | Gasto de Patente municipal | $7.172,13 |\n| | Impuesto de renta | $519.172,51 |\n| | TOTAL | $585.779,76 |\n| COSTOS FIJOS | Monto | |\n| Costos de mano de obra: | $224.153,19 | |\n| | Mano de Obra Directa | |\n| | Mano de Obra indirecta | $145.218,01 |\n| | Póliza de seguro | $122.682,29 |\n| Costos indire | ctos | |\n| de fabricac | ión: | |\n| | Gastos de Mantenimiento | $223.921,31 |\n| | Gastos Administrativos | $20.101,59 |\n| | Salud ocupacional | $3.303,85 |\n| | Gasto de electricidad para arrancar la planta | $23.200,77 |\n| Gastos Fina | ncieros: | $2.119.887,04 |\n| Depreciaciones: | $732.405,19 | |\n| | TOTAL | $3.614.873,25 |\n\nFuente: RIE-111-2015\n\n4. Actualización de\nvalores\n\nLa modificación a la\nmetodología (RJD-027-2014) aprobada por Junta Directiva y publicada en La Gaceta\nel día 02 de abril del 2014, establece para la actualización del monto de la\ninversión, lo siguiente:\n\n\"La actualización del monto de inversión en activos fijos\nque conforman la\nbase tarifaria, se realizará utilizando un índice de precios representativo, en\ncaso de que los datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La\nselección del índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una\nfuente de acceso público, especializada en la generación de información técnica\ny con la información más reciente. La actualización del monto de inversión en\nactivos fijos se realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el\nmismo índice. En el evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro\nmodificar el índice a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente\ndicha decisión con base en la ciencia, técnica y lógica tal y como\nlo establece la Ley General de la Administración Pública.\"\n\nEn función de lo\nanterior, el siguiente cuadro resume los índices a utilizar para cada rubro que\ncompone el monto de la inversión, así como la justificación de cada uno. Se\nutilizaron los valores de los índices más recientes disponibles al momento de\nla elaboración del presente informe, así como el tipo de cambio promedio del\núltimo mes completo disponible.\n\nAsimismo, cabe mencionar\nque existen dos montos (\"Obras Civiles y Planta de\ntratamiento de Agua de Efluentes\") del monto total de la inversión que no son indexados con\nningún índice porque, de lo contrario, se estaría duplicando o\ndoble-contabilizando su valor indexado dentro del total de rubros que componen\nla inversión, y con ello, la tarifa final. Lo anterior teniendo en\nconsideración que estos dos montos mencionados se han definido como un\nporcentaje del subtotal de la inversión, por lo que una vez indexado este\núltimo, estos montos automáticamente resultarán indexados. Por último, para el\nvalor del terreno, se utilizó el valor vigente asignado en los mapas de valores\nmás recientes según las zonas homogéneas definidas por el Ministerio de\nHacienda. (Anexo 6).\n\nPor otro lado, la mencionada\nmodificación a la metodología (RJD-027-2014) establece para la actualización de\nlos costos, lo siguiente:\n\n\"Los valores del costo se ajustarán anualmente, mediante\nun proceso extraordinario que debe iniciarse en agosto de cada año, de acuerdo\ncon los factores de variación de costos, como es la inflación, por medio de la\nsiguiente fórmula de indexación o automática que permite a la tarifa\ncontrarrestar la pérdida del poder adquisitivo en términos reales, tal y como\nse detalla a continuación:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi\n/ IPPIi-1)\n\nDonde:\n\nCE:\nCostos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos\nfinancieros y depreciación) de la planta de generación o cogeneración mediante\nbiomasa.\n\nIPPI:\nÍndice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado por el Banco Central\nde Costa Rica.\"\n\nCabe mencionar, con respecto a la mencionada actualización de\ncostos que, a partir de enero del 2015, el Banco Central de Costa Rica\nsuspendió el cálculo del Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y\npública un índice de precios al productor con una base más reciente, el\nIPP-MAN. Este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI. El IPP-MAN\nestá disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa\nfecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.\n\nPor lo tanto, el siguiente cuadro resume los índices a utilizar\npara cada rubro que componen los costos, así como la justificación de cada uno.\nSe utilizó el valor del índice más reciente disponible al momento de la\nelaboración del presente informe, así como el tipo de cambio promedio del\núltimo mes completo disponible (agosto,2021):\n\nEn cuanto a la \"Póliza\nde seguro\" y\nlos \"Gastos de mantenimiento\", al estar estos en función de la\ninversión, al indexar la inversión, automáticamente estos rubros son\nactualizados.\n\nCon respecto al rubro de \"Depreciaciones\", este no es indexado ya que la\nmetodología vigente establece en la sección 2.11 que no puede ser indexado.\n\nSin embargo, este\ncomponente si es actualizado automáticamente, ya que su cuantificación está en\nfunción del monto de la inversión, el cual debe indexarse. Similar sucede con\nlos \"Gastos financieros\", los cuales no deben indexarse, pero al\nestar en función de la tasa de interés, al actualizar la tasa de interés, el\nmonto de gastos financieros se actualiza automáticamente. En cuanto al cálculo\ndel impuesto sobre la renta, de conformidad con la Ley 7092, Ley del Impuesto\nsobre la Renta, este impuesto se calcula sobre la renta neta, que resulta de\ndeducir de los ingresos o renta bruta, los costos y gastos útiles necesarios y\npertinentes para producir la utilidad o beneficio. De acuerdo con lo\nestablecido en la metodología tarifaria la tasa impositiva corresponde al 30%\nsobre las utilidades del período.\n\nLas utilidades del\nperíodo sobre las que se calcula el impuesto sobre la renta resultan de la\ndiferencia de los costos estimados del período y los ingresos del mismo\nperíodo. Los costos fueron actualizados según lo explicado en los párrafos\nanteriores, considerando la fecha más actualizada a la fecha del informe, a\njulio 2021 para los índices y agosto 2021 para el tipo de cambio.\n\nDe manera consecuente con\nel periodo de actualización de los costos, los ingresos utilizados para el\ncálculo del impuesto de este período se derivan de la multiplicación de la\ncantidad de energía generada por la empresa modelo definida en la metodología y\nla tarifa, la cual debería ser la tarifa vigente en este período. Lo anterior\ndebido a que la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a\npartir del bagazo de la caña y donde la estructura de ingresos y gastos son\nexclusivamente del servicio regulado, por lo que los ingresos de la empresa se\ntraducen en la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio\npagado por esa energía, que corresponde a la tarifa vigente aprobada por Aresep.\n\nEn este contexto,\nconsiderando que históricamente más del 80% de las ventas anuales de energía\ngenerada a partir de bagazo se dan en el primer semestre del año1\n(Anexo 8), y que la tarifa vigente aplicada en esos meses corresponde a la\nfijada el año anterior, consecuentemente para el cálculo de los ingresos del\nperíodo se considera la tarifa vigente, la cual fue fijada el año anterior\nmediante la resolución RE-0106-IE-2020.\n\n1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi\nvo=3007&fecha_inic=ante\n\nEn relación con los\naspectos anteriores, cabe señalarse que la resolución RJD-004-2010 en el Por\ntanto III indica lo siguiente:\n\n\"III.\nEstablecer que la aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la\nJunta Directiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios.\nEsta potestad incluye tanto la de definir los diferentes valores numéricos de\nlas diferentes variables que componen el modelo tarifario (cantidad de\npersonal, costos individuales, tasas de interés y todas las otras variables\nincluidas en la hoja electrónica respectiva); como la de definir el precio\nfinal. La primera fijación se realizará inmediatamente después de aprobada esta\nmetodología y las siguientes en el plazo establecido en la misma.\"\n(el subrayado no es\ndel original). Adicionalmente, es pertinente mencionar que la hoja electrónica\nhace uso de una proyección de la inflación y del tipo de cambio a 20 años, esto\ncon el objetivo de estimar los flujos de efectivo sobre los cuales se calculan\nindicadores como el valor actual neto (VAN) y la tasa interna de retorno (TIR)\ndel proyecto. En esta ocasión, se asume que la inflación proyectada para todos\nlos años será igual a la meta de inflación definida por el BCCR en los últimos\naños y reafirmada en su última revisión del Programa Macroeconómico\n(2021-2022)2. En cuanto al tipo de cambio, partiendo del tipo de cambio\npromedio de julio de 2021, y considerando que a partir de febrero de 2015 el\nBCCR inició el régimen de flotación administrada eliminando las bandas\ncambiarias, se asumió que el tipo de cambio promedio anual variará en el\nporcentaje de variación anual promedio de 2015 a 2020.\n\n2 https://www.bccr.fi.cr/publicaciones/DocPolticaMonetariaInflacin/Programa_Macroeconomico_2021-\n2022.pdf\n\nEs importante aclarar\nque, aunque estas dos proyecciones se hayan actualizado, esto no incide en el\ncálculo tarifario, ya que de acuerdo con la metodología, la definición de la\ntarifa sólo considera los costos indexados o actualizados al momento actual del\ncálculo tarifario.\n\n5. Resultados de\nactualización de costos e inversión\n\nA continuación, se\npresentan los resultados de la actualización de variables y rubros de inversión\ny costos:\n\n \n\n6.\nRentabilidad\n\nEl nivel de\nrentabilidad está determinado por la aplicación del Modelo de Valoración de\nActivos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas\nen la resolución RJD-027-2014, siendo estas:\n\n. La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados\nUnidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula\nla prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal delos\nEstados Unidos, en la dirección de\ninternet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H1. Por lo tanto, el promedio de\nla tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,02% (ver Anexo 1).\n\n. Prima por\nriesgo (PR): se empleará la variable denominada \"Implied Premium (FCFE)\". Los valores de esta\nvariable se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección\nde internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. A partir de la información\npara los últimos 5 años disponibles a la fecha de la fijación, se tiene que el\npromedio aritmético es de 5,33% (ver Anexo 2).\n\n. Beta desapalancada (?d): El valor de la beta desapalancada se obtiene de la información publicada\npor el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección:\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. Para calcular el promedio de\nlos últimos cinco años para el beta desapalancado, se utiliza la siguiente dirección web\nhttp://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. Este valor debe ser apalancado\nsegún la metodología RJD-027-2014 (?a). El valor obtenido es de 0,2601, y el apalancado es de 0,9885\n(ver Anexo 3 y 5).\n\n. Riesgo país (RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica de los datos denominados Risk\nPremiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk Premium, los valores\nse obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet:\nhttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El valor del riesgo país utilizado es de 4,61%, que corresponde\nal promedio de los últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica (ver Anexo 4).\n\n. Apalancamiento (?): El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital\npropio. En la resolución RJD-004-2010 en el Por Tanto I \"Gasto de financiamiento\" se indica que el\nfinanciamiento es del 80% y 20% el capital propio.\n\n. Tasa de impuesto\nsobre la renta (t): se define con base en la legislación vigente. La tasa de\nimpuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la\nRenta, Ley No. 7092.\n\nPor lo tanto,\naplicando la fórmula descrita en la resolución RJD-027-2014, el nivel de\nrentabilidad es de 11,90% (ver Anexo 5). Este porcentaje de rentabilidad\nmultiplica al monto de inversión aportado por capital 3 y a la\nporción de energía para la venta al ICE4, lo cual da como resultado\nUS$ 637 596,38.\n\n3 Inversión total menos deuda, en donde esta última se\nasume en 80% de la inversión.\n\n4 Según el modelo\ntécnico ingenieril, la porción de energía para la venta al ICE es de 85,6%.\n\n \n\n7.\nResultado tarifario\n\nA partir de\nla actualización de la inversión y los costos, así como el nivel de\nrentabilidad, se procede a calcular la tarifa para la generación de energía\neléctrica a partir de bagazo de caña, de la siguiente manera:\n\n[.]\n\nV. CONCLUSIONES\n\n1. Realizada la actualización de las variables, de acuerdo con la metodología tarifaria vigente para\nplantas de generación de energía eléctrica con bagazo de caña de azúcar, se obtiene como resultado\nuna cantidad total de energía para la venta al ICE de 49 566 037,37 kWh, un monto total de costos\nfijos de US$ 3 113 885,83, un monto total de costo variable de US$ 751 919,32 y un monto de\nrentabilidad de US$ 637 596,38.\n\n2. De conformidad con el\nanálisis realizado, la tarifa propuesta de generación de energía eléctrica con\nbagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad es de\nUS$ 0,09086 por kWh, lo que implicaría una\ndisminución de -1,97% con respecto a la tarifa vigente.\n\n[.]\n\nII. Que, en cuanto a la consulta\npública, del oficio IN-0100-IE-2021 citado, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\n1. Oposición: Ingenio\nTaboga, Sociedad Anónima, cédula de persona jurídica\nnúmero 3-101-024153, representada por la señora Maria\nAndrea Arias Grillo, portadora de la cédula de identidad número 1-1010-0559, en\nsu condición de Apoderada Generalísima, sin límite de suma, y Azucarera El\nViejo Sociedad Anónima, cédula de persona jurídica número 3-101-007689,\nrepresentada por el señor Alfonso Jose Gómez Jenkins,\nportador de la cédula de identidad número 1-1119-0982, en su condición de\nApoderado Generalísimo, sin límite de suma.\n\nObservaciones: Presentan escrito (visible a\nfolio 39).\n\nNotificaciones: correo electrónico: alfonso@elviejocr.com y maarias@taboga.co.cr\n\nResumen:\n\nLa empresa manifiesta que en\nla propuesta de la Intendencia de Energía de este año, al igual que en años\nanteriores, se utiliza como fuente de información la Tasa activa negociada\n(TAN), de bancos privados para Industria, en dólares del Banco Central de Costa\nRica de enero a julio 2021, sin embargo, que en la misma tabla donde se toma\nesa información, una línea abajo se muestra la tasa de interés para el sector\nespecífico de la industria\n\"Electricidad\" que es justamente al cual se refiere la fijación tarifaria.\n\nSolicita la opositora que se\nutilice la tasa de interés correspondiente a Electricidad, en lugar de la\nIndustria en general, por estar disponible en la misma fuente de información\ndel Banco Central de Costa Rica y ser más precisa y actualizada para la tarifa\nque se está fijando.\n\nRespuesta:\n\nSe le indica\na la opositora que la metodología tarifaria RJD-004-2010 en el Por Tanto III\nestablece lo siguiente:\n\n\"III. Establecer que la aplicación de esta\nmetodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la\ncompetencia de fijar tarifas y precios. Esta potestad incluye tanto la de\ndefinir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que\ncomponen el modelo tarifario (cantidad de personal, costos individuales, tasas\nde interés y todas las otras variables incluidas en la hoja electrónica\nrespectiva); como la de definir el precio final. La primera fijación se\nrealizará inmediatamente después de aprobada esta metodología y las siguientes\nen el plazo establecido en la\nmisma.\" (el subrayado no es del original).\n\nDe lo\nanterior se extrae que la metodología de cálculo tarifario le da la potestad a\nla Intendencia como órgano aplicador de dicho modelo, de definir los diferentes\nvalores numéricos de las diferentes variables que componen el modelo tarifario,\nentre ellas la tasa de interés para el cálculo del gasto financiero.\n\nEn ese\ncontexto, para actualizar la tasa de interés que determina el monto de los\ngastos financieros, se utiliza el promedio aritmético de los meses completos\ndel año hasta la más reciente a la fecha del informe llevado a consulta\npública, publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector\nindustrial en dólares, de los bancos privados.\n\nAl respecto, sobre lo indicado por la opositora de que corresponde utilizar la tasa de interés para\n\"Electricidad\" en lugar de la tasa de interés para \"Industria\", es necesario aclarar que la tasa de\ninterés para el sector industria, contiene a la industria de servicios de electricidad como parte de\nlas actividades económicas a las que se aplica, por lo que refleja las condiciones económicas\nactuales y es una tasa representativa para la actividad de generación eléctrica.\n\nEn ese\nsentido, la tasa de interés para el sector industrial se actualiza cada mes y\npuede ser recolectada en cualquier momento por medio de internet, por lo que se\nconsidera que es una fuente pública especializada de información técnica y con\nla información más reciente.\n\nContrario a\nlo anterior, sobre la tasa de interés para\n\"Electricidad\", previamente a que el Banco Central de Costa Rica (BCCR) modificara\nla metodología de cálculo de las tasas de interés que publica en su página web,\npasando de tasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de\nabril de 2019, dicha tasa no estaba disponible en la serie anterior a esa fecha\npublicada por el BCCR.\n\nAdicionalmente,\nal utilizar una vez más la tasa de interés de bancos privados para el sector\nindustrial en esta fijación tarifaria, se está actuando de manera consistente\ncon lo aplicado en fijaciones anteriores, ya que esta misma tasa de interés se\nutilizó en las aplicaciones tarifarias de bagazo previas desde el año 2015, por\nlo que de modificarse dicha tasa de interés impactaría la consistencia y\ncomparabilidad de los datos respecto a las fijaciones anteriores.\n\nPor estas\nrazones, es criterio de la IE que la selección y la aplicación de dicha tasa de\ninterés en el cálculo del gasto financiero, cumple con la metodología referida.\nPor lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.\n\n2. Oposición:\nInstituto Costarricense de Electricidad, cédula de persona jurídica número\n4-000-042139. Representado por el señor Kenneth Lobo Méndez, portador de la\ncédula de identidad número 2-0555-0804, en su condición de Apoderado Especial\nAdministrativo.\n\nObservaciones: Presenta escrito. (visible a\nfolio 38).\n\nNotificaciones: correo electrónico: gcuberob@ice.go.cr a nombre de Gricelio Cubero Badilla,\nfcordero@ice.go.cr a nombre de Francisco Cordero Hidalgo y ehernandezp@ice.go.cr a nombre de Eugenio\nHernández Palma.\n\nResumen:\n\nEl ICE argumenta que en el informe técnico citado (páginas N.° 11 y N.° 12) la IE indica que para el\ncálculo de los ingresos se \"utilizará la tarifa vigente en este período\", sobre lo cual señala que\nsi bien la metodología RJD-004- 2010, no especifica explícitamente la tarifa que debe de utilizarse\npara el cálculo de los ingresos y su consecuente impacto en otras variables del modelo, la\nIntendencia de Energía, a raíz de una oposición presentada por Azucarera El Viejo S.A., contenida en\nla resolución RE-0063-IE-2019 del 12 de setiembre de 2019, expediente ET-065-2019, justificó la\nutilización de una tarifa tal que iguale la tasa interna de retorno (TIR) del flujo de efectivo con\nla rentabilidad derivada del CAPM.\n\nAl respecto,\nmanifiesta el opositor que este procedimiento señalado por la IE y justificado\nen dicha resolución RE-0063-IE-2019, fue modificado y dejó de aplicarse por\nparte de ésta, sin motivación que lograra justificar con criterio técnico el\ncambio para el cálculo de la fijación tarifaria aprobada en las resoluciones\nRE-0085-IE-2020 y en la RE-0106-IE-2020, generando con ello, que la misma\nIntendencia utilizara para el cálculo de los ingresos la tarifa vigente con un\ntratamiento regulatorio contradictorio e inconsistente entre fijaciones\ntarifarias, sin motivar dicha modificación, con lo cual se generó la\ndeclaración de nulidad absoluta en forma parcial de la resolución RE-0085-\nIE-2020 por parte de la Junta Directiva (JD) de la ARESEP.\n\nAdemás indica\nque el cambio de criterio sin justificación por parte de la IE da como\nresultado una tasa interna de retorno (TIR) constante y nominal muy superiores\na la rentabilidad obtenida mediante el CAPM y un flujo de efectivo con un\ncrecimiento de los ingresos que, a su vez, conlleva a un pago mayor del\nimpuesto de la renta y del canon de regulación, provocando finalmente un\naumento en la tarifa pagada al generador privado.\n\nA su vez el ICE indica que a la fecha de la convocatoria del Proceso de Consulta Pública para la\nPropuesta aplicación anual de la metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una\nplanta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto\nCostarricense de Electricidad y su fórmula de ajuste\", la Intendencia de Energía ha incumplido con\nla orden de la Junta Directiva según la RE-0088-JD-2021 y no ha emitido el acto final mediante el\ncual desarrolle la fundamentación que motiva, conforme el artículo 16 de la Ley General de la\nAdministración Pública, el cambio de criterio aplicado en la RE-0063-IE- 2019, lo cual le genera\nindefensión.\n\nEn adición a lo anterior manifiesta que a la fecha no existe un acto administrativo firme y eficaz\nque motive la utilización de emplear la tarifa vigente para el cálculo de los ingresos en la\n\"Propuesta de Aplicación\" e indica que el cálculo del flujo de efectivo parte de una inversión\ninicial con una proyección de ingresos y costos a 20 años, con el objetivo de obtener el porcentaje\nde rentabilidad determinado mediante el CAPM.\n\nPor lo que\nindica que en atención al procedimiento aplicado y justificado por la misma IE\nen la resolución RE-0063-IE-2019, para obtener el nivel de ingresos se\nmultiplica la energía estimada para la venta al ICE por una tarifa teórica\nmediante la cual la TIR del flujo de efectivo se iguale a la tasa de\nrentabilidad obtenida mediante la aplicación del modelo CAPM en una proyección\nque parte del año 1 y que en ese contexto no corresponde la utilización de una\ntarifa vigente aprobada, indicando que el cambio de criterio da como resultado\nuna TIR constante de 20,97% y nominal de 24,6% ambas muy superiores a la\nrentabilidad obtenida mediante el CAPM de 11,9%. El opositor solicita que se\nordene la suspensión del proceso de consulta pública, hasta tanto\nno exista un acto final firme y eficaz que se dicte en cumplimiento de lo\nordenado por la Junta Directiva de la ARESEP mediante resolución\nRE-0088-JD-2021 y en caso de no acogerse la solicitud de nulidad absoluta\nseñalada se solicita utilizar para el cálculo de la proyección de los ingresos\nuna tarifa que iguale el valor de la tasa interna de retorno del flujo de\nefectivo con la rentabilidad calculada mediante el CAPM, según lo establece la\nIntendencia de Energía en la RE-0063-IE-2019.\n\nRespuesta:\n\nSobre el\nargumento del ICE relacionado con el procedimiento de cálculo del precio de la\nenergía para la determinación del flujo de efectivo en el cálculo del impuesto\nsobre la renta utilizado por la IE, se considera necesario remitirse a lo indicado\nen la metodología RJD-004-2010 respecto a la actualización de los costos y\ngastos:\n\n\"Por Tanto I.1.4. (.) La actualización de los\ncostos se hará indexando los costos fijos y costos variables con excepción de los\ngastos financieros y depreciación.\"\n\nAsimismo, la\nmetodología estableció con respecto a la determinación de los costos variables,\nlo siguiente:\n\n\"Por Tanto I.2.3. (.) El costo variable total (CVT) está determinado por la sumatoria del costo de\nla materia prima (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\nDel párrafo anterior, es pertinente resaltar específicamente la siguiente referencia: \"(.) tal y\ncomo se muestra en el cuadro adjunto.\", considerando que lo anterior implica que la hoja electrónica\nen Excel en donde se muestran todas las fórmulas y valores de entrada forma parte integral de la\nmetodología, por lo que en este instrumento regulatorio se señala, de manera expresa, lo siguiente:\n\n\"Por Tanto I.1. (.) El modelo tarifario se desarrolla en una hoja electrónica en donde constan todos\nlos detalles para realizar los cálculos tarifarios respectivos.\"\n\nAdemás tal y\ncomo se mencionó en el informe IN-0094-IE-2021, la metodología también\nestablece las potestades regulatorias para realizar la revisión y ajuste de\ntodas las variables que componen el modelo, en los siguientes términos:\n\n\"Por Tanto III. Establecer que la aplicación\nde esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la\ncompetencia de fijar tarifas y precios. Esta potestad incluye tanto la de\ndefinir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que\ncomponen el modelo tarifario (cantidad de personal, costos individuales, tasas\nde interés y todas las otras variables incluidas en la hoja electrónica\nrespectiva); como la de definir el precio final. La primera fijación se\nrealizará inmediatamente después de aprobada esta metodología y las siguientes\nen el plazo establecido en la misma.\" (el subrayado\nno es parte del original).\n\nLo anterior\nimplica que la metodología referida no solamente otorga a la Intendencia de\nEnergía la potestad de fijar las tarifas, sino también la competencia de\ndefinir todos los valores numéricos de las variables y parámetros que los componen,\nincluyendo la variable en cuestión, que corresponde al parámetro precio de la\nenergía. Al respecto se resalta lo indicado en el Informe IN-0094-IE-2021:\n\nLas\nutilidades del período sobre las que se calcula el impuesto sobre la renta\nresultan de la diferencia de los costos estimados del período y los ingresos\ndel mismo período. Los costos fueron actualizados según lo explicado en los\npárrafos anteriores, considerando la fecha más actualizada a la fecha del\ninforme, a julio 2021 para los índices y el tipo de cambio.\n\nDe manera\nconsecuente con el periodo de actualización de los costos, los ingresos\nutilizados para el cálculo del impuesto de este período se derivan de la\nmultiplicación de la cantidad de energía generada por la empresa modelo\ndefinida en la metodología y la tarifa, la cual debería ser la tarifa vigente\nen este período.\n\nLo anterior\ndebido a que la metodología aborda una empresa típica que genera electricidad a\npartir del bagazo de la caña y donde la estructura de ingresos y gastos son\nexclusivamente del servicio regulado, por lo que los ingresos de la empresa se\ntraducen en la cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio\npagado por esa energía, que corresponde a la tarifa vigente aprobada por Aresep.\n\nComo se\nobserva del extracto anterior, el dato de entrada para el cálculo de los\ningresos netos anuales relacionados con el flujo de efectivo propuesto se\nutiliza para estimar el egreso asociado a los pagos impositivos por el impuesto\nsobre la renta, tal y como se hizo en esta ocasión. Lo anterior, debido a que\ncomo se indicó en el IN-0094-IE-2021, la metodología aborda una empresa típica\nque genera electricidad a partir del bagazo de la caña, en la que la estructura\nde ingresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, por lo que los\ningresos de la empresa se traducen en la cantidad de energía que logró vender\nmultiplicada por el precio pagado por esa energía, que corresponde a la tarifa\nvigente aprobada por Aresep.\n\nEn relación con la solicitud del ICE declarar la nulidad absoluta del proceso de consulta pública de\nla presente fijación tarifaria, cabe señalar que de conformidad con la Ley 7593 y lo establecido en\nla resolución RRG-7205- 2007 de las 10:20 horas de 07 de setiembre de 2007 \"Lineamiento respecto del\nprocedimiento a seguir en fijaciones extraordinarias de tarifas de servicios públicos\", el presente\nestudio tarifario tramitado en el ET-052-2021, fue llevado al proceso de consulta pública, por medio\nde la cual se invitó a los interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias a la propuesta\ntarifaria.\n\nEn este\ncontexto, mediante el oficio OF-0619-IE-2021 de 18 de agosto de 2021, dirigido\nal Departamento de Gestión Documental y a la Dirección General de Atención al Usuario,\nla IE procedió a solicitar la apertura de expediente y la convocatoria a la\nconsulta pública según el procedimiento de fijación tarifaria extraordinaria\nprevista en la Ley 7593 y en la mencionada resolución RRG-7205-2007 (folio 1 y\n2 del expediente administrativo).\n\nEl 24 de\nagosto de 2021, se publicó la invitación a los interesados a presentar sus\noposiciones o coadyuvancias a la presente consulta\npública, en La Gaceta 162 y en los diarios de circulación nacional la Teja y La\nRepública (visible a folios 32 al 37). En la convocatoria a consulta pública se\nindicó que la presentación de posiciones se debía realizar a más tardar el 30\nde agosto de 2021, en las oficinas de la Aresep o\nbien al correo consejero@aresep.go.cr.\n\nMediante el\ninforme IN-0689-DGAU-2021, de 31 de agosto de 2021, la DGAU comunicó a la IE el\nInforme de Posiciones y Coadyuvancias indicando las\nposiciones presentadas a la propuesta. Estas posiciones fueron analizadas y\nvaloradas por la Intendencia de Energía para de esta manera, incorporar lo que\ncorresponda en la fijación tarifaria, por lo que en el presente informe se dan\npor atendidas y contestadas dichas posiciones.\n\nAl respecto,\nno lleva razón el opositor al solicitar nulidad absoluta de la consulta\npública, ya que la misma ha seguido el debido proceso que la normativa\nestablece por lo que no existe ningún vicio de nulidad. En esa misma línea, se\nle indica al opositor que por medio de la resolución RE-0056- IE-2021, la IE en\nacatamiento a lo dispuesto por la Junta Directiva de Aresep\nen la resolución RE-0088-JD-2021, desarrolla la fundamentación del cambio de\ncriterio, con respecto a la tarifa inicial a utilizar en el flujo de ingresos\npara el cálculo del impuesto sobre la renta de la resolución RE-0085-IE-2020\nrespecto a la fijación anterior establecida mediante la resolución RE-0063-\nIE-2019.\n\nEn ese\nsentido, es importante aclarar que la Junta Directiva de la Aresep\nen la RE-0088-JD-2021, que resuelve el recurso de apelación contra la\nresolución RE-0085-IE-2020, no dispone que el criterio utilizado por parte de\nla IE fuera incorrecto. Más bien instruye a la Intendencia a motivar la\njustificación de la modificación de criterio sobre la tarifa inicial del flujo\nde ingresos a utilizar en el cálculo del impuesto sobre la renta, con respecto\na la fijación previa de la metodología de bagazo establecida en la resolución\nRE-0063-IE-2019, por lo que como se mencionó en el párrafo anterior, la IE\nprocedió a acatar lo dispuesto por la Junta Directiva en los términos de emitir\nel criterio técnico para la justificación del cambio para el cálculo del precio\nde venta de la energía en la fijación tarifaria aprobada en las resoluciones\nRE-0085-IE-2020 y en la RE-0106-IE-2020.\n\nPor su parte,\nen relación con la oposición del ICE acerca de la ausencia de justificación en\nel cambio de criterio para el cálculo del precio de la energía, se aclara que\nen este proceso de fijación tarifaria no se presenta un cambio de criterio\nrespecto a la fijación anterior establecida por medio de la resolución\nRE-0085-IE-2020, no obstante, con el fin de atender la solicitud del ICE se\nprocede a extraer lo siguiente de lo indicado en la RE-0056-IE-2021, resolución\nen la que se atiende lo solicitado por la Junta Directiva respecto a la\njustificación en la modificación de criterio:\n\nEn este\ncontexto y en acatamiento de lo dispuesto por medio de la RE- 0088-JD-2021,\nesta Intendencia procede a justificar la modificación de criterio sobre la\ntarifa inicial del flujo de ingresos a utilizar en el cálculo del impuesto\nsobre la renta, con respecto a la fijación previa de la metodología de bagazo\nestablecida en la resolución RE-0063-IE-2019.\n\nAl respecto,\nsobre lo actuado en la RE-0063-IE-2019, se indica que en dicha resolución,\nhaciendo uso de la potestad que la metodología tarifaria confiere a la IE en la\ndefinición de los valores numéricos de las variables del modelo, se adoptó un\ncriterio para el cálculo del valor de entrada del precio de la energía, basado\nen las métricas de valoración de proyectos, teniendo como dato para el precio\nde la energía en el año 1, el valor que diera como resultado que la tasa de\nrentabilidad sobre el capital (CAPM) y que la Tasa Interna de Retorno (TIR) se\nigualaran entre sí, en 12,63%.\n\nEl criterio\nanterior, que corresponde con el adoptado por la IE en la resolución\nRE-0063-IE-2019, tiene razonabilidad técnica en función de los métodos de\nvaloración de proyectos, considerando que los resultados obtenidos de la\nigualdad entre la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el costo de capital en el\nflujo de efectivo, muestran la viabilidad del proyecto al obtener un Valor\nActual Neto (VAN) positivo, al respecto dicha resolución menciona lo siguiente:\n\n\".La consultora Trabanino,\nen el folio 26 del expediente OT-212- 2009 en donde se formuló, discutió y aprobó la metodología\nreferida para los cogeneradores de energía eléctrica a partir de bagazo de caña\nde azúcar, menciona como parte de la base del análisis económico y financiero\nque:\n\n\"Se realizaron cálculos de ingresos para la\nplanta modelo, considerando dos tipos de tarifa o precio de venta al ICE: $0,071\npor kWh y $0,047 por kWh.\"\n\nLo anterior\nfue formulado y calculado por la consultora para estimar la proyección de\ningresos, y con esto, resultan otras variables y parámetros, entre los que\nsobresale el atender obligaciones impositivas.\n\nPosteriormente\na este apartado, la consultora Trabanino procedió con\nla evaluación financiera, en donde explica que adoptó dos métricas para\ndeterminar la viabilidad de los proyectos: Valor Actual Neto (VAN) y Tasa\ninterna de Retorno (TIR).\n\nPara el caso del VAN, la consultora explica que siempre y cuando el valor del VAN sea positivo, \"el\nproyecto es viable\"; y para el caso de la TIR, explica que debe de compararse con la tasa de\nrendimiento de 10%.\n\nAsí las\ncosas, el criterio adoptado por la IE, en aprobar un valor para el precio de la\nenergía de US$0,0758 por kWh (redondeado por Excel)\nque funge como insumo para el cálculo de las proyecciones de los ingresos y, a\nsu vez, de los impuestos de la renta, es razonable en cuanto da como resultado\nun valor del VAN (constante) positivo (?231 852 293\nredondeado por Excel), así como también un valor de la TIR mayor a la\ntasa de rendimiento de referencia (12,63%).\"\n\nDe lo\nanteriormente citado se desprende que el criterio utilizado en dicha ocasión\npor la IE para la determinación del precio de energía y por consiguiente para\nla proyección de ingresos, cumple con los fundamentos de evaluación financiera\nmencionados por la Consultora Trabanino, que\nparticipó en la formulación y el diseño de las variables que componen el modelo\nde cálculo vigente, toda vez que con los valores de ingresos y gastos estimados\npara esa fijación tarifaria y el costo de capital calculado en ese momento, el\nflujo de efectivo del proyecto dio como resultado un valor del VAN positivo,\nasí como un valor de la TIR mayor a la tasa de rendimiento de referencia.\n\nNo obstante,\nen lo que respecta al criterio utilizado para el cálculo del valor del precio\nde la energía en la RE-0085-IE-2020, se indica que se procedió de igual manera,\nhaciendo uso de la potestad otorgada por la metodología tarifaria a la IE en la\ndefinición de los valores numéricos de las variables del modelo, para precisar\nel valor de entrada del precio de la energía, el cual estuvo basado en la\ntarifa aprobada por Aresep que estuviera vigente\ndurante el periodo analizado.\n\nLo anterior,\ncon la respectiva justificación técnica de que la variable del precio de la\nenergía se utiliza para la determinación de los ingresos en el flujo de\nefectivo el cual a su vez, es empleado para obtener el monto del gasto de\nimpuesto sobre la renta, tributo que se calcula como un porcentaje de las\nutilidades o ganancias, las cuales se obtienen de la diferencia entre los\ningresos y gastos correspondientes. Por lo que los ingresos del periodo analizado\nse obtienen de la cantidad de energía que la empresa logró vender multiplicada\npor el precio pagado por esa energía, tal y como se detalla en la resolución\nRE-0106-IE-2020 que resuelve el recurso de revocatoria contra la\nRE-0085-IE-2020:\n\nDe esta forma se explica claramente que, desde el punto de vista tributario, legal, contable y\nmetodológico, el impuesto de renta a pagar por una empresa se calcula como un porcentaje de sus\nutilidades o ganancias. En el mismo sentido queda claro que la utilidad es la diferencia entre los\ningresos del período y los gastos respectivos. En nuestro caso, donde la metodología aborda una\nempresa típica que genera electricidad a partir del bagazo de la caña y donde la estructura de\ningresos y gastos son exclusivamente del servicio regulado, los ingresos de la empresa se reducen a\nla cantidad de energía que logró vender multiplicada por el precio pagado por esa energía. Y ¿cuál\nes el precio pagado por esa energía?, pues la tarifa que estuviera vigente en ese momento y que fue\naprobada por la Aresep, no otra, de modo que esa es la tarifa que la IE considera debe emplearse en\nel cálculo, y no la derivada de otro criterio como lo propuesto por el ICE.\n\nEn lo que\nrespecta a la argumentación del ICE, relacionada con la ausencia de justificación\nen el cambio de criterio para el cálculo del precio de la energía en la\nfijación tarifaria para el periodo 2020 (RE-0085- IE-2020) respecto a la del\nperiodo 2019 (RE-0063-IE-2019), es necesario resaltar, en primer lugar, tal y\ncomo se ha mencionado anteriormente, que la metodología vigente faculta a la\nIntendencia para definir los valores numéricos de las diferentes variables que\ncomponen el modelo, incluyendo la variable en cuestión.\n\n En segundo lugar, debido a que el monto del\nimpuesto sobre la renta se obtiene de la proyección del flujo de efectivo del\nproyecto a 20 años, el criterio para el cálculo del valor del precio de energía\npara los ingresos estimados debe cumplir con fundamentos financieros\nmencionados por la empresa Consultora Trabanino en la\nelaboración del modelo, de tal manera que las métricas aplicadas para evaluar\nel proyecto deben dar un resultado financiero razonable que indique que el\nproyecto es viable. En ese contexto, en la fijación tarifaria de la\nRE-0085-IE-2020, al actualizar los valores de los costos y gastos estimados actualizados para el\nperiodo 2020 con los ingresos estimados utilizando la tarifa en el año que\nigualara la TIR del proyecto con el costo de capital calculado para dicho\nperiodo, en el flujo de efectivo proyectado contenido en el modelo de cálculo,\nse obtuvo un VAN constante del proyecto negativo, el cual es una de los dos\nmétricas financieras empleadas en el modelo para determinar la viabilidad del\nproyecto.\n\nEn ese sentido, si bien\nen el periodo 2019 fue financieramente factible utilizar dicho método\nfinanciero para el cálculo de la variable precio de la energía, el cual fue\njustificado en dicha ocasión de ser utilizado precisamente por dar un resultado\nfinanciero razonable al tener un VAN positivo y una TIR mayor al rendimiento de\nreferencia, en el 2020 con los datos actualizados de los componentes del flujo\nde efectivo, el resultado no fue razonable dado que no se cumplió con uno de\nlos fundamentos financieros principales para que un proyecto se considere viable,\nno se obtuvo un VAN positivo.\n\nTeniendo en consideración\nlo expuesto anteriormente, por esta razón en el periodo 2020 no se empleó este\ncriterio, considerando que no era financieramente factible y no se cumplía con\nlos postulados establecidos en las bases de elaboración del modelo de cálculo.\nPor ello, se tomó la decisión de aplicar un criterio que estuviera de acuerdo\ncon la lógica, ciencia y técnica establecidos en Ley General de Administración\nPública, además que fuera razonable desde los puntos de vista financiero,\n\ncontable, legal y tributario.\n\nEl criterio de aplicar la\ntarifa aprobada por Aresep vigente en el periodo de\ncálculo de los ingresos estimados, para la determinación del impuesto sobre la\nrenta, es un criterio de aplicación sostenible y consistente en el tiempo, el\ncual sigue la lógica del procedimiento de cálculo del impuesto sobre la renta,\nque es el gasto a determinar en este caso, al tener como componentes para la\ndeterminación de los ingresos la cantidad de energía multiplicada por el precio\nvigente aprobado por Aresep para esa energía en dicho\nperiodo. De modo que está debidamente sustentado el proceder de la IE en la\nfijación tarifaria del 2020, para considerar esa tarifa en el cálculo del\nimpuesto sobre la renta y no el criterio sugerido por el ICE, el cual como se\ndetalló anteriormente puede no resultar financieramente viable, según los\nvalores de costos, ingresos y costo de capital que corresponda ser utilizados,\ny por lo tanto ser contrario a lo establecido en la metodología de cálculo.\n\nFinalmente, en lo que\nrespecta al argumento del opositor sobre el porcentaje de rentabilidad anual,\nse indica que el nivel de rentabilidad que debe reconocerse tarifariamente está\ndebidamente normado en el apartado 2.18 de la metodología tarifaria vigente.\nEste procedimiento se aplicó correctamente en el presente estudio tarifario,\ntal y como se indicó en la sección 6 del informe IN-0094-IE-2021, obteniendo\nuna tasa de 11,90%.\n\nComo puede observarse en\nel anexo 5 del presente informe, al aplicar ese porcentaje a la inversión no\nfinanciada con deuda, se obtiene el monto de rentabilidad anual a reconocer\ntarifariamente ($ 637 596,38), la cual sumada a los costos totales se dividen\nentre la energía generada anual estimada y se obtiene la tarifa final.\n\nEn adición a lo anterior,\nse destaca que la TIR es un indicador promedio de los rendimientos futuros\nesperados en un proyecto de inversión; también se conoce como la tasa de\ndescuento que hace que el Valor Actual Neto (VAN) de una inversión sea cero. La\nTIR representa un indicador de rentabilidad del proyecto a lo largo de su vida\nútil, no una rentabilidad anual como la que se deriva del CAPM. Como se indicó\nen el informe IN-0094-IE-2021, el flujo de efectivo de períodos futuros y la\nTIR es un indicador de evaluación de rentabilidad estimada para toda la vida\nútil del proyecto para la empresa modelo diseñada en la metodología, el valor\nde este indicador se obtiene a partir de ciertos supuestos, que si bien es una\nmétrica importante ya que determina la viabilidad del proyecto, no incide en el\nresultado tarifario. Se reitera que la rentabilidad anual reconocida\ntarifariamente corresponde a 11,90%, obtenida según lo dispuesto en la\nmetodología tarifaria vigente.\n\nPor lo anteriormente\nmencionado, se recomienda no acoger este argumento    .\n\n[.]\n\nIII. Que de conformidad con lo señalado en\nlos resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo\nprocedente es fijar la tarifa para la actividad de generación de energía\neléctrica mediante la explotación del bagazo de la caña de azúcar para la venta\nal Instituto Costarricense de Electricidad, tal y como se dispone;\n\nPOR TANTO\n\nEL INTENDENTE DE ENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la tarifa para la actividad de\ngeneración de energía eléctrica mediante la explotación del bagazo de la caña\nde azúcar para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad en US$\n0,09086 por kWh.\n\nII. Tener como respuesta a las oposiciones\nlo externado en el Considerando II de esta resolución.\n\nIII. Establecer que los precios rigen a\npartir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.\n\nEn cumplimiento de lo que\nordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública\n(LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos\nordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. Los\nrecursos ordinarios podrán interponerse ante la Intendencia de Energía, de\nconformidad con los artículos 346 y 349 de la LGAP.\n\nDe conformidad con el\nartículo 346 de la LGPA., los recursos de revocatoria y de apelación deberán\ninterponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil\nsiguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los\nplazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.\n\nPUBLÍQUESE\nY NOTIFÍQUESE", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 0057\n\n Tariff methodology according to the typical cost structure of a model\nelectricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de\nElectricidad and its Indexation Formula\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE ENERGÍA\n\nRE-0057-IE-2021 OF SEPTEMBER 1,\n2021\n\nOFFICIAL APPLICATION OF THE \"TARIFF\nMETHODOLOGY ACCORDING TO THE\n\nTYPICAL COST STRUCTURE OF A MODEL\nPLANT FOR\n\nELECTRICITY GENERATION WITH SUGARCANE BAGASSE FOR\n\nSALE TO THE INSTITUTO COSTARRICENSE DE\nELECTRICIDAD AND ITS\n\nINDEXATION FORMULA\"\n\nET-052-2021\n\nWHEREAS:\n\nI. That on April 26, 2010, through resolution RJD-004-2010, the Board of Directors of Aresep approved the \"Tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula,\" which was published in La Gaceta No. 98 of May 21, 2010. It was subsequently modified through resolution RJD-027-2014, published in Alcance Digital No. 10 of La Gaceta No. 65 of April 2, 2014.\n\nII. That on November 4, 2015, through resolution RIE-111-2015, published in Alcance Digital No. 92 of La Gaceta No. 217 of November 9, 2015, the base investment and operating costs of the structure defined in the tariff methodology were updated.\n\nIII. That on February 19, 2018, through resolution DGT-R-012-2018 of the Dirección General de Tributación of the Área de Ingresos of the Ministerio de Hacienda, it resolved the mandatory use of the electronic invoice system, in accordance with the technical and regulatory specifications defined by resolution DGT-R-48-2016 issued by that same office, where it is worth mentioning that the unit price must be composed of a number with 13 integers and 5 decimals.\n\nIV. That on September 11, 2020, through resolution RE-0085-IE-2020, the tariff for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE was set, which was published in Alcance Digital 230 of La Gaceta 243 of September 16, 2020.\n\nV. That on November 2, 2020, through resolution RE-0106-IE-2020, the appeal for revocation filed by the Instituto Costarricense de Electricidad against RE-0085-IE-2020 was resolved, through which the appeal is partially accepted regarding the material error detected in the exchange rate, and the tariff for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE was set, which was published in Alcance Digital 294 of La Gaceta 266 of November 5, 2020.\n\nVI. That on August 18, 2021, through official letter OF-0619-IE-2021, the opening of the file and the convening of the public consultation process for the tariff-setting proposal for electricity generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to ICE, contained in report IN-0094-IE-2021 (folios 1 to 22), were requested.\n\nVII. That on August 24, 2021, the public consultation notice was published in La Gaceta 162, as well as in the nationally circulated newspapers La República and La Teja, with the deadline for submitting positions being August 30, 2021, until 4:00 p.m. (folios 31 to 37).\n\nVIII. That on August 31, 2021, through report IN-0689-DGAU-2021, the Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) sent the IE the report of oppositions and supporting arguments (folios 40 to 41).\n\nIX. That on September 1, 2021, through technical report IN-0100-IE-2021, the present tariff adjustment process was analyzed, and said technical study recommended setting the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad.\n\nWHEREAS:\n\nI. That from report IN-0100-IE-2021, cited and which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\nIII. ANALYSIS OF THE MATTER\n\n1. Application of the methodology\n\nThis section presents the details of the official application of the \"Tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its indexation formula\" according to resolution RJD-004-2010 and its modification approved by resolution RJD-027-2014.\n\nIn this regard, considering that the technical (engineering) model, the financial model, and other sections related to the calculation established by the referred methodology have not undergone methodological changes, this technical report refers specifically to the update of the values for each of those calculation sections corresponding according to the tariff methodology, through the use of representative indicators at the most recent possible date (except for the profitability section, considering that the information for the variables for its calculation is annual), based on the data recorded in resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015.\n\nIn this context, the values of the calculation sections that serve as the basis for indexation, the indices to be used for said indexation, as well as the results of the application of the methodology, are presented below.\n\n2. Total investment\n\nAccording to methodology RJD-004-2010 and its modification RJD-027-2014, the total investment is composed of the sum of the expenditures intended for the purchase of land, building, equipment, tools, and studies necessary for the start-up of the model plant.\n\nThis total investment is classified into Tangible Fixed Investment (Inversión Fija Tangible, Itan) and Intangible Fixed Investment (Inversión Fija Intangible, Iint), in addition to the necessary working capital.\n\nAccording to resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015, the investment values that serve as the basis for this indexation are:\n\nTable 1\n\nDetail of Investment Costs 2015\n\n| INVESTMENTS | AMOUNT | | --- | --- | | Equipment, assembly, engineering, start-up, training, project management, areva koblitz offer | $26,161,450.79 | | Land, 7,000 square meters | $25,178.85 | | Land survey, planialtimetric survey | $3,000.00 | | Civil works | $1,871,959.47 | | Effluent water treatment plant | $802,268.35 | | Office furniture and equipment | $6,604.00 | | Radio communications | $1,285.60 | | Fire extinguishers | $2,055.17 | | Transmission line (2 km) | $106,605.42 | | Connection bay of the step-up substation | $0.00 | | Systemic studies of the electrical network | $0.00 | | Hot line interconnection services | $0.00 | | OPGW system (fiber optic cable) | $0.00 | | Special tools for maintenance | $54,223.07 | | Well drilling | $16,438.15 | | Pump and well meters | $10,958.76 | | Well concession | $3,287.63 | | Scale | $4,383.51 | | Truck | $23,500.00 | | Pick-up vehicle Isuzu 2010 | $32,900.00 | | Bagasse loader with grapple | $290,407.25 | | Sub total | $29,416,506.02 | | Working capital | $1,057,207.68 | | Total investments | $30,473,713.70 |\n\nSource: RIE-111-2015\n\n3. Variable and fixed costs\n\nAccording to methodology RJD-004-2010 and its modification RJD-027-2014, the total variable cost (costo variable total, CVT) is determined by the sum of the raw material cost (costo de la materia prima, Cmp), the fuel cost (costo del combustible, Ccb), the transportation cost (costo del transporte, Ctr), and taxes (impuestos, Cimp).\n\nTotal fixed costs (costos fijos totales, CFT) are determined by the sum of labor costs (costo de la mano de obra, Cmo), insurance cost (costo del seguro, Cse), indirect manufacturing costs (costos indirectos de fabricación, Cif), financial expenses (gastos financieros, Gfin), and depreciation expense (gasto en depreciación, Gdep).\n\nAccording to resolution RIE-111-2015 of November 4, 2015, the cost values that serve as the basis for this indexation are:\n\nTable 2\n\nDetail of Variable and Fixed Costs 2015\n\n| . | Amount | |\n| --- | --- | --- |\n| Raw material costs: | $1,499.11 | |\n| | Water for start-up, imbibition, and effluents | |\n| | Boiler and effluent water treatment chemicals | $27,508.36 |\n| | Firewood for start-up | $23,736.65 |\n| | Bagasse handling | $3,294.36 |\n| Fuel Cost: | | |\n| | Fuel for ash and bagasse transport | $3,396.23 |\n| Tax Costs: | | |\n| | Municipal patent expense | $7,172.13 |\n| | Income tax | $519,172.51 |\n| | TOTAL | $585,779.76 |\n| FIXED COSTS | Amount | |\n| Labor costs: | $224,153.19 | |\n| | Direct Labor | |\n| | Indirect Labor | $145,218.01 |\n| | Insurance policy | $122,682.29 |\n| Indirect | costs | |\n| of manufact | uring: | |\n| | Maintenance Expenses | $223,921.31 |\n| | Administrative Expenses | $20,101.59 |\n| | Occupational health | $3,303.85 |\n| | Electricity expense to start the plant | $23,200.77 |\n| Financial Ex | penses: | $2,119,887.04 |\n| Depreciation: | $732,405.19 | |\n| | TOTAL | $3,614,873.25 |\n\nSource: RIE-111-2015\n\n4. Update of values\n\nThe modification to the methodology (RJD-027-2014) approved by the Board of Directors and published in La Gaceta on April 2, 2014, establishes the following for updating the investment amount:\n\n\"The update of the amount of investment in fixed assets that make up the tariff base will be carried out using a representative price index, in case the data used show an age of more than one year. The selection of the index will consider the following aspects: that it comes from a publicly accessible source, specialized in the generation of technical information, and with the most recent information. The update of the investment amount in fixed assets will be carried out annually, and the same index will be applied consistently. In the event that it becomes necessary in the future to modify the index to be used, the technical reason supporting said decision will be justified based on science, technique, and logic, as established by the Ley General de la Administración Pública.\"\n\nBased on the above, the following table summarizes the indices to be used for each item that makes up the investment amount, as well as the justification for each. The most recent index values available at the time of preparing this report were used, as well as the average exchange rate for the last full month available.\n\nLikewise, it is worth mentioning that there are two amounts (\"Civil Works and Effluent Water Treatment Plant\") of the total investment amount that are not indexed with any index because, otherwise, their indexed value would be double-counted or doubly accounted for within the total items composing the investment, and thereby, the final tariff. The foregoing takes into consideration that these two mentioned amounts have been defined as a percentage of the investment subtotal, so once the latter is indexed, these amounts will automatically be indexed. Lastly, for the land value, the current value assigned in the most recent value maps was used, according to the homogeneous zones defined by the Ministerio de Hacienda. (Anexo 6).\n\nOn the other hand, the mentioned modification to the methodology (RJD-027-2014) establishes the following for updating costs:\n\n\"The cost values will be adjusted annually, through an extraordinary process that must begin in August of each year, in accordance with the cost variation factors, such as inflation, by means of the following indexation or automatic formula that allows the tariff to counteract the loss of purchasing power in real terms, as detailed below:\n\nCEi = CE i-1 * (IPPIi / IPPIi-1)\n\nWhere:\n\nCE: Exploitation costs (fixed and variable costs with the exception of financial expenses and depreciation) of the generation or cogeneration plant using biomass.\n\nIPPI: Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculated by the Banco Central de Costa Rica.\"\n\nIt is worth mentioning, regarding the aforementioned cost update, that as of January 2015, the Banco Central de Costa Rica suspended the calculation of the Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) and publishes a producer price index with a more recent base, the IPP-MAN. This new indicator provides continuity to the IPPI series. The IPP-MAN is available from January 2012, and levels for the months prior to that date are calculated through a link with the IPPI variations.\n\nTherefore, the following table summarizes the indices to be used for each item that makes up the costs, as well as the justification for each. The most recent index value available at the time of preparing this report was used, as well as the average exchange rate for the last full month available (August, 2021):\n\nRegarding the \"Insurance policy\" and \"Maintenance expenses,\" as these are a function of the investment, upon indexing the investment, these items are automatically updated.\n\nRegarding the \"Depreciation\" item, this is not indexed since the current methodology establishes in section 2.11 that it cannot be indexed.\n\nHowever, this component is automatically updated, since its quantification is a function of the investment amount, which must be indexed. Similarly, this occurs with \"Financial expenses,\" which should not be indexed, but being a function of the interest rate, upon updating the interest rate, the amount of financial expenses is automatically updated. Regarding the calculation of income tax, in accordance with Ley 7092, Ley del Impuesto sobre la Renta, this tax is calculated on net income, which results from deducting the necessary and pertinent useful costs and expenses to produce the utility or benefit from gross income or revenue. In accordance with what is established in the tariff methodology, the tax rate corresponds to 30% on the profits for the period.\n\nThe period profits on which the income tax is calculated result from the difference between the estimated costs for the period and the revenues for the same period. The costs were updated as explained in the preceding paragraphs, considering the most up-to-date date at the time of the report, July 2021 for the indices and August 2021 for the exchange rate.\n\nConsistent with the cost update period, the revenues used for the calculation of the tax for this period are derived from multiplying the amount of energy generated by the model company defined in the methodology and the tariff, which should be the tariff in force in this period. The foregoing is because the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse, where the revenue and expense structure is exclusively from the regulated service, so the company's revenues translate into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.\n\nIn this context, considering that historically more than 80% of the annual sales of energy generated from bagasse occur in the first half of the year1 (Anexo 8), and that the current tariff applied in those months corresponds to the one set the previous year, consequently, for the calculation of the period's revenues, the current tariff is considered, which was set the previous year through resolution RE-0106-IE-2020.\n\n1 https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchi\nvo=3007&fecha_inic=ante\n\nIn relation to the above aspects, it should be noted that resolution RJD-004-2010 in Por tanto III indicates the following:\n\n\"III. Establish that the application of this methodology will correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of staff, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic sheet); and defining the final price. The first setting will be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein.\"\n(the underlining is not from the original). Additionally, it is pertinent to mention that the electronic sheet makes use of a 20-year projection of inflation and the exchange rate, with the objective of estimating the cash flows on which indicators such as net present value (VAN) and internal rate of return (TIR) of the project are calculated. On this occasion, it is assumed that the projected inflation for all years will be equal to the inflation target defined by the BCCR in recent years and reaffirmed in its latest review of the Programa Macroeconómico (2021-2022)2. Regarding the exchange rate, starting from the average exchange rate of July 2021, and considering that as of February 2015, the BCCR initiated the managed float regime, eliminating the exchange rate bands, it was assumed that the average annual exchange rate will vary by the average annual variation percentage from 2015 to 2020.\n\n2 https://www.bccr.fi.cr/publicaciones/DocPolticaMonetariaInflacin/Programa_Macroeconomico_2021-\n2022.pdf\n\nIt is important to clarify that, although these two projections have been updated, this does not affect the tariff calculation, since according to the methodology, the tariff definition only considers the indexed or updated costs at the current time of the tariff calculation.\n\n5. Results of cost and investment update\n\nBelow are the results of the update of variables and investment and cost items:\n\n6. Profitability\n\nThe level of profitability is determined by the application of the Capital Asset Pricing Model (CAPM), in accordance with the information sources indicated in resolution RJD-027-2014, these being:\n\n. The Risk-Free Rate (KL): It is the nominal rate (TCMNOM) of the United States of America (USA) Treasury Bonds. The rate with the same maturity period as that used to calculate the risk premium will be used, which is available on the Federal Reserve of the United States website, at the internet address: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H1. Therefore, the average risk-free rate for the last 5 years is 2.02% (see Anexo 1).\n\n. Risk Premium (RP): the variable called \"Implied Premium (FCFE)\" will be used. The values of this variable will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. From the information for the last 5 years available as of the tariff-setting date, the arithmetic mean is 5.33% (see Anexo 2).\n\n. Unlevered Beta (?d): The value of the unlevered beta is obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the address: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html. To calculate the average of the last five years for the unlevered beta, the following web address is used http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html. This value must be levered according to methodology RJD-027-2014 (?a). The value obtained is 0.2601, and the levered value is 0.9885 (see Anexo 3 and 5).\n\n. Country Risk (CR): The value published for Costa Rica is considered from the data called Risk Premiums for the other markets, where the country risk is called Country Risk Premium. The values will be obtained from the information published by Dr. Aswath Damodaran, at the internet address: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. The country risk value used is 4.61%, which corresponds to the average of the last 5 years of the specific risk for Costa Rica (see Anexo 4).\n\n. Leverage (?): Leverage is used to estimate the relationship between debt and equity. In resolution RJD-004-2010 in Por Tanto I \"Financing expense,\" it is indicated that financing is 80% and equity is 20%.\n\n. Income tax rate (t): it is defined based on current legislation. The current income tax rate is 30% according to the Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.\n\nTherefore, applying the formula described in resolution RJD-027-2014, the profitability level is 11.90% (see Anexo 5). This profitability percentage multiplies the investment amount contributed by equity 3 and the portion of energy for sale to ICE4, which results in US$ 637,596.38.\n\n3 Total investment minus debt, where the latter is assumed at 80% of the investment.\n\n4 According to the technical engineering model, the portion of energy for sale to ICE is 85.6%.\n\n7. Tariff result\n\nBased on the update of the investment and costs, as well as the profitability level, the tariff for electricity generation from sugarcane bagasse is calculated as follows:\n\n[.]\n\nV. CONCLUSIONS\n\n1. Having updated the variables, in accordance with the current tariff methodology for electric power generation plants using sugarcane bagasse, the result is a total quantity of energy for sale to ICE of 49,566,037.37 kWh, a total amount of fixed costs of US$ 3,113,885.83, a total amount of variable cost of US$ 751,919.32, and a profitability amount of US$ 637,596.38.\n\n2. In accordance with the analysis performed, the proposed tariff for electric power generation with sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad is US$ 0.09086 per kWh, which would imply a decrease of -1.97% with respect to the current tariff.\n\n[.]\n\nII. That, regarding the public consultation, from the cited official letter IN-0100-IE-2021, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\n1. Opposition: Ingenio Taboga, Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-024153, represented by Mrs. Maria Andrea Arias Grillo, bearer of identity card number 1-1010-0559, in her capacity as Apoderada Generalísima, without limit of sum, and Azucarera El Viejo Sociedad Anónima, legal identification number 3-101-007689, represented by Mr. Alfonso Jose Gómez Jenkins, bearer of identity card number 1-1119-0982, in his capacity as Apoderado Generalísimo, without limit of sum.\n\nObservations: They submit a written statement (visible on folio 39).\n\nNotifications: email: alfonso@elviejocr.com and maarias@taboga.co.cr\n\nSummary:\n\nThe company states that in this year's Intendencia de Energía proposal, as in previous years, the Negotiated Active Rate (Tasa activa negociada, TAN) of private banks for Industry, in dollars, from the Banco Central de Costa Rica from January to July 2021, is used as a source of information; however, that in the same table where that information is taken, one line below, the interest rate for the specific \"Electricity\" industry sector is shown, which is precisely the one to which the tariff setting refers.\n\nThe opponent requests that the interest rate corresponding to Electricity be used, instead of Industry in general, as it is available in the same information source of the Banco Central de Costa Rica and is more precise and updated for the tariff being set.\n\nResponse:\n\nThe opponent is informed that tariff methodology RJD-004-2010 in Por Tanto III establishes the following:\n\n\"III. Establish that the application of this methodology will correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both defining the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of staff, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic sheet); and defining the final price. The first setting will be carried out immediately after this methodology is approved, and the subsequent ones within the period established therein.\"\n(the underlining is not from the original).\n\nFrom the foregoing, it is extracted that the tariff calculation methodology gives the Intendencia, as the applying body of said model, the power to define the different numerical values of the different variables that make up the tariff model, among them the interest rate for calculating the financial expense.\n\nIn that context, to update the interest rate that determines the amount of financial expenses, the arithmetic mean of the complete months of the year up to the most recent one at the date of the report submitted to public consultation is used, published by the Banco Central de Costa Rica for loans to the industrial sector in dollars, from private banks.\n\nIn this regard, concerning the opponent's indication that the interest rate for \"Electricity\" should be used instead of the interest rate for \"Industry,\" it is necessary to clarify that the interest rate for the industrial sector contains the electricity services industry as part of the economic activities to which it applies, thus reflecting current economic conditions and being a representative rate for the electricity generation activity.\n\nIn that sense, the interest rate for the industrial sector is updated monthly and can be collected at any time via the internet, so it is considered a specialized public source of technical information with the most recent information.\n\nContrary to the above, regarding the interest rate for \"Electricity,\" prior to the Banco Central de Costa Rica (BCCR) modifying the calculation methodology of the interest rates it publishes on its website, switching from over-the-counter rates to effectively negotiated rates, as of April 2019, said rate was not available in the series prior to that date published by the BCCR.\n\nAdditionally, by once again using the interest rate from private banks for the industrial sector in this tariff setting, the IE is acting consistently with what was applied in previous settings, as this same interest rate was used in previous bagasse tariff applications since 2015. Therefore, modifying said interest rate would impact the consistency and comparability of data with respect to previous settings.\n\nFor these reasons, it is the IE's criterion that the selection and application of said interest rate in the calculation of the financial expense complies with the referred methodology. Therefore, it is recommended not to accept this argument.\n\n2. Opposition: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139. Represented by Mr. Kenneth Lobo Méndez, bearer of identity card number 2-0555-0804, in his capacity as Apoderado Especial Administrativo.\n\nObservations: Submits a written statement. (visible on folio 38).\n\nNotifications: email: gcuberob@ice.go.cr in the name of Gricelio Cubero Badilla, fcordero@ice.go.cr in the name of Francisco Cordero Hidalgo, and ehernandezp@ice.go.cr in the name of Eugenio Hernández Palma.\n\nSummary:\n\nICE argues that in the cited technical report (pages No. 11 and No. 12), the IE indicates that for the revenue calculation, the \"current tariff in this period\" will be used, on which it points out that although methodology RJD-004-2010 does not explicitly specify the tariff to be used for the revenue calculation and its consequent impact on other model variables, the Intendencia de Energía, as a result of an opposition filed by Azucarera El Viejo S.A., contained in resolution RE-0063-IE-2019 of September 12, 2019, file ET-065-2019, justified the use of a tariff such that it equalizes the internal rate of return (TIR) of the cash flow with the profitability derived from the CAPM.\n\nIn this regard, the opponent states that this procedure indicated by the IE and justified in said resolution RE-0063-IE-2019 was modified and ceased to be applied by the IE, without justification that managed to technically substantiate the change for the tariff-setting calculation approved in resolutions RE-0085-IE-2020 and RE-0106-IE-2020, thereby causing the same Intendencia to use the current tariff for the revenue calculation with a contradictory and inconsistent regulatory treatment between tariff settings, without justifying said modification, which led to the declaration of absolute nullity in part of resolution RE-0085-IE-2020 by the Board of Directors (JD) of the ARESEP.\n\nIt also indicates that the change in criteria without justification by the IE results in a constant and nominal internal rate of return (TIR) far higher than the profitability obtained through the CAPM, and a cash flow with revenue growth that, in turn, leads to a higher payment of income tax and the regulatory fee, ultimately causing an increase in the tariff paid to the private generator.\n\nIn turn, ICE indicates that as of the date of the call for the Public Consultation Process for the \"Proposal for the annual application of the tariff methodology according to the typical cost structure of a model electricity generation plant using sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad and its adjustment formula,\" the Energy Directorate has failed to comply with the order of the Board of Directors under RE-0088-JD-2021 and has not issued the final act developing the reasoning that motivates, in accordance with Article 16 of the Ley General de la Administración Pública, the change of criterion applied in RE-0063-IE-2019, which leaves it defenseless.\n\nIn addition to the foregoing, it states that to date there is no firm and effective administrative act that justifies the use of the current tariff for calculating income in the \"Application Proposal\" and indicates that the cash flow calculation starts from an initial investment with a 20-year projection of income and costs, with the objective of obtaining the profitability percentage determined through the CAPM.\n\nTherefore, it indicates that in consideration of the procedure applied and justified by the IE itself in resolution RE-0063-IE-2019, to obtain the income level, the energy estimated for sale to ICE is multiplied by a theoretical tariff through which the IRR of the cash flow equals the rate of return obtained through the application of the CAPM model in a projection starting from year 1, and that in this context, the use of an approved current tariff is not appropriate, indicating that the change of criterion results in a constant IRR of 20.97% and a nominal IRR of 24.6%, both far exceeding the CAPM-derived profitability of 11.9%. The opponent requests that the public consultation process be ordered suspended until there is a final, firm, and effective act issued in compliance with what was ordered by the ARESEP Board of Directors through resolution RE-0088-JD-2021, and in the event that the request for absolute nullity is not accepted, it is requested that a tariff be used for the income projection calculation that equals the internal rate of return of the cash flow with the profitability calculated through the CAPM, as established by the Energy Directorate in RE-0063-IE-2019.\n\nResponse:\n\nRegarding ICE's argument related to the procedure for calculating the energy price for the determination of the cash flow in the income tax calculation used by the IE, it is considered necessary to refer to what is indicated in methodology RJD-004-2010 regarding the updating of costs and expenses:\n\n\"Por Tanto I.1.4. (.) The updating of costs shall be done by indexing fixed costs and variable costs, with the exception of financial expenses and depreciation.\"\n\nLikewise, the methodology established, with respect to the determination of variable costs, the following:\n\n\"Por Tanto I.2.3. (.) The total variable cost (CVT) is determined by the sum of the cost of raw material (Cmp), the cost of fuel (Ccb), the cost of transport (Ctr), and taxes (Cimp), as shown in the attached table.\"\n\nFrom the previous paragraph, it is pertinent to specifically highlight the following reference: \"(.) as shown in the attached table.,\" considering that this implies that the electronic Excel spreadsheet showing all the formulas and input values forms an integral part of the methodology, for which reason this regulatory instrument expressly states the following:\n\n\"Por Tanto I.1. (.) The tariff model is developed in an electronic spreadsheet where all the details for performing the respective tariff calculations are recorded.\"\n\nFurthermore, as mentioned in report IN-0094-IE-2021, the methodology also establishes the regulatory powers to review and adjust all the variables that make up the model, in the following terms:\n\n\"Por Tanto III. Establish that the application of this methodology shall correspond to the body to which the Board of Directors has assigned the competence to set tariffs and prices. This power includes both the power to define the different numerical values of the different variables that make up the tariff model (number of personnel, individual costs, interest rates, and all other variables included in the respective electronic spreadsheet); and the power to define the final price. The first setting shall be made immediately after this methodology is approved, and subsequent settings within the period established therein.\" (the underlining is not part of the original).\n\nThe foregoing implies that the referred methodology not only grants the Energy Directorate the power to set tariffs but also the competence to define all the numerical values of the variables and parameters that comprise them, including the variable in question, which corresponds to the energy price parameter. In this regard, what is indicated in Report IN-0094-IE-2021 is highlighted:\n\nThe profits for the period on which the income tax is calculated result from the difference between the estimated costs for the period and the income for the same period. The costs were updated as explained in the preceding paragraphs, considering the most recent date as of the report date, to July 2021 for the indices and the exchange rate.\n\nConsistent with the cost update period, the income used for the tax calculation for this period is derived from the multiplication of the amount of energy generated by the model company defined in the methodology and the tariff, which should be the tariff in effect for this period.\n\nThe foregoing because the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse and where the structure of income and expenses are exclusively from the regulated service, so the company's income translates into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.\n\nAs observed from the above extract, the input data for the calculation of the annual net income related to the proposed cash flow is used to estimate the expenditure associated with tax payments for income tax, as was done on this occasion. The foregoing, because as indicated in IN-0094-IE-2021, the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse, in which the structure of income and expenses is exclusively from the regulated service, so the company's income translates into the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy, which corresponds to the current tariff approved by Aresep.\n\nRegarding ICE's request to declare the absolute nullity of the public consultation process for this tariff setting, it should be noted that in accordance with Law 7593 and the provisions of resolution RRG-7205-2007 of 10:20 a.m. on September 7, 2007, \"Lineamiento respecto del procedimiento a seguir en fijaciones extraordinarias de tarifas de servicios públicos,\" this tariff study processed under ET-052-2021 was taken to the public consultation process, through which interested parties were invited to present their oppositions or coadjuvancies to the tariff proposal.\n\nIn this context, through official letter OF-0619-IE-2021 of August 18, 2021, addressed to the Department of Document Management and the General Directorate of User Services, the IE proceeded to request the opening of the file and the call for public consultation according to the extraordinary tariff-setting procedure provided for in Law 7593 and the aforementioned resolution RRG-7205-2007 (folios 1 and 2 of the administrative file).\n\nOn August 24, 2021, the invitation to interested parties to present their oppositions or coadjuvancies to this public consultation was published in La Gaceta 162 and in the nationally circulated newspapers La Teja and La República (visible at folios 32 to 37). The call for public consultation indicated that the presentation of positions had to be made no later than August 30, 2021, at the offices of Aresep or by email to consejero@aresep.go.cr.\n\nThrough report IN-0689-DGAU-2021, of August 31, 2021, the DGAU communicated to the IE the Report of Positions and Coadjuvancies indicating the positions presented to the proposal. These positions were analyzed and evaluated by the Energy Directorate in order to, in this manner, incorporate what is appropriate into the tariff setting, and therefore, in this report, said positions are considered addressed and answered.\n\nIn this regard, the opponent is incorrect in requesting the absolute nullity of the public consultation, as it has followed the due process established by the regulations, and therefore there is no defect of nullity. In the same vein, the opponent is informed that through resolution RE-0056-IE-2021, the IE, in compliance with the provisions of the Aresep Board of Directors in resolution RE-0088-JD-2021, develops the reasoning for the change of criterion regarding the initial tariff to be used in the income stream for the income tax calculation from resolution RE-0085-IE-2020 with respect to the previous setting established through resolution RE-0063-IE-2019.\n\nIn that sense, it is important to clarify that the Board of Directors of Aresep, in RE-0088-JD-2021, which resolves the appeal against resolution RE-0085-IE-2020, does not state that the criterion used by the IE was incorrect. Rather, it instructs the Directorate to provide the justification for the modification of the criterion on the initial tariff of the income stream to be used in the income tax calculation, with respect to the prior setting of the bagasse methodology established in resolution RE-0063-IE-2019. Therefore, as mentioned in the previous paragraph, the IE proceeded to comply with the provisions of the Board of Directors by issuing the technical criterion for the justification of the change for the calculation of the energy sales price in the tariff setting approved in resolutions RE-0085-IE-2020 and RE-0106-IE-2020.\n\nFor its part, regarding ICE's opposition concerning the absence of justification for the change of criterion for the calculation of the energy price, it is clarified that in this tariff-setting process, there is no change of criterion with respect to the previous setting established through resolution RE-0085-IE-2020. However, in order to address ICE's request, the following is extracted from what is indicated in RE-0056-IE-2021, the resolution that addresses the Board of Directors' request regarding the justification for the modification of criterion:\n\nIn this context and in compliance with the provisions of RE-0088-JD-2021, this Directorate proceeds to justify the modification of criterion regarding the initial tariff of the income stream to be used in the income tax calculation, with respect to the prior setting of the bagasse methodology established in resolution RE-0063-IE-2019.\n\nIn this regard, concerning the actions taken in RE-0063-IE-2019, it is indicated that in said resolution, making use of the power that the tariff methodology confers on the IE to define the numerical values of the model's variables, a criterion was adopted for calculating the input value of the energy price, based on project valuation metrics, using as the data point for the energy price in year 1 the value that would result in the rate of return on equity (CAPM) and the Internal Rate of Return (IRR) equaling each other, at 12.63%.\n\nThe foregoing criterion, which corresponds to that adopted by the IE in resolution RE-0063-IE-2019, has technical reasonableness based on project valuation methods, considering that the results obtained from the equality between the Internal Rate of Return (IRR) and the cost of capital in the cash flow show the viability of the project by obtaining a positive Net Present Value (NPV). In this regard, said resolution states the following:\n\n\".The consultant Trabanino, on folio 26 of file OT-212-2009 where the referenced methodology for electric power cogenerators from sugarcane bagasse was formulated, discussed, and approved, mentions as part of the basis of the economic and financial analysis that:\n\n'Earnings calculations were made for the model plant, considering two types of tariff or sale price to ICE: $0.071 per kWh and $0.047 per kWh.'\n\nThe foregoing was formulated and calculated by the consultant to estimate the income projection, and with this, other variables and parameters result, among which meeting tax obligations stands out.\n\nSubsequent to this section, the consultant Trabanino proceeded with the financial evaluation, where it explains that it adopted two metrics to determine the viability of the projects: Net Present Value (NPV) and Internal Rate of Return (IRR).\n\nFor the case of the NPV, the consultant explains that as long as the NPV value is positive, 'the project is viable'; and for the case of the IRR, it explains that it must be compared with the 10% rate of return.\n\nThus, the criterion adopted by the IE, in approving an energy price value of US$0.0758 per kWh (rounded by Excel) that serves as an input for the calculation of income projections and, in turn, income taxes, is reasonable in that it results in a positive (constant) NPV value (?231,852,293 rounded by Excel), as well as an IRR value greater than the reference rate of return (12.63%).\"\n\nFrom the foregoing citation, it follows that the criterion used on that occasion by the IE for determining the energy price and consequently for the income projection meets the financial evaluation fundamentals mentioned by the Consultant Trabanino, who participated in the formulation and design of the variables that make up the current calculation model, since with the estimated income and expense values for that tariff setting and the cost of capital calculated at that time, the project's cash flow resulted in a positive NPV value, as well as an IRR value greater than the reference rate of return.\n\nHowever, with respect to the criterion used for calculating the energy price value in RE-0085-IE-2020, it is indicated that the procedure was the same, making use of the power granted by the tariff methodology to the IE in the definition of the numerical values of the model's variables, to specify the input value of the energy price, which was based on the tariff approved by Aresep that was in effect during the analyzed period.\n\nThe foregoing, with the respective technical justification that the energy price variable is used to determine the income in the cash flow, which in turn is used to obtain the amount of the income tax expense, a tax that is calculated as a percentage of the utilities or profits, which are obtained from the difference between the corresponding income and expenses. Therefore, the income for the analyzed period is obtained from the amount of energy that the company managed to sell multiplied by the price paid for that energy, as detailed in resolution RE-0106-IE-2020, which resolves the motion for reconsideration against RE-0085-IE-2020:\n\nIn this way, it is clearly explained that, from a tax, legal, accounting, and methodological point of view, the income tax payable by a company is calculated as a percentage of its utilities or profits. In the same sense, it is clear that profit is the difference between the income for the period and the respective expenses. In our case, where the methodology addresses a typical company that generates electricity from sugarcane bagasse and where the structure of income and expenses is exclusively from the regulated service, the company's income reduces to the amount of energy it managed to sell multiplied by the price paid for that energy. And what is the price paid for that energy? It is the tariff that was in effect at that time and was approved by Aresep, no other, so that is the tariff that the IE considers must be used in the calculation, and not one derived from another criterion as proposed by ICE.\n\nRegarding ICE's argument related to the absence of justification for the change of criterion for the calculation of the energy price in the tariff setting for the 2020 period (RE-0085-IE-2020) compared to that of the 2019 period (RE-0063-IE-2019), it is necessary to highlight, firstly, as has been mentioned previously, that the current methodology empowers the Directorate to define the numerical values of the different variables that make up the model, including the variable in question.\n\n Secondly, because the amount of income tax is obtained from the 20-year project cash flow projection, the criterion for calculating the energy price value for the estimated income must comply with the financial fundamentals mentioned by the Consulting firm Trabanino in the development of the model, such that the metrics applied to evaluate the project must yield a reasonable financial result indicating that the project is viable. In that context, in the tariff setting of RE-0085-IE-2020, when updating the estimated cost and expense values updated for the 2020 period with the estimated income using the tariff in the year that would equalize the project's IRR with the cost of capital calculated for said period, the projected cash flow contained in the calculation model yielded a negative constant project NPV, which is one of the two financial metrics used in the model to determine the project's viability.\n\nIn that sense, although in the 2019 period it was financially feasible to use said financial method for calculating the energy price variable, which was justified on that occasion as being used precisely because it yielded a reasonable financial result by having a positive NPV and an IRR higher than the reference yield, in 2020, with the updated data of the cash flow components, the result was not reasonable given that one of the main financial fundamentals for a project to be considered viable was not met: a positive NPV was not obtained.\n\nConsidering the foregoing, for this reason, in the 2020 period, this criterion was not employed, considering that it was not financially feasible and did not comply with the postulates established in the bases for developing the calculation model. Therefore, the decision was made to apply a criterion that was in accordance with the logic, science, and technique established in the Ley General de Administración Pública, in addition to being reasonable from a financial,\n\naccounting, legal, and tax point of view.\n\nThe criterion of applying the tariff approved by Aresep in force during the period of calculation of the estimated income, for the determination of the income tax, is a criterion of sustainable and consistent application over time, which follows the logic of the income tax calculation procedure, which is the expense to be determined in this case, having as components for the determination of income the amount of energy multiplied by the current price approved by Aresep for that energy in said period. Thus, the IE's procedure in the 2020 tariff setting is duly supported, to consider that tariff in the income tax calculation and not the criterion suggested by ICE, which, as detailed above, may not be financially viable, according to the cost, income, and cost of capital values that need to be used, and therefore be contrary to what is established in the calculation methodology.\n\nFinally, regarding the opponent's argument on the annual profitability percentage, it is stated that the level of profitability to be recognized in tariffs is duly regulated in section 2.18 of the current tariff methodology. This procedure was correctly applied in the present tariff study, as indicated in section 6 of report IN-0094-IE-2021, obtaining a rate of 11.90%.\n\nAs can be observed in Anexo 5 of this report, by applying that percentage to the investment not financed with debt, the amount of annual profitability to be recognized in tariffs is obtained ($637,596.38), which, added to the total costs, is divided by the estimated annual generated energy to obtain the final tariff.\n\nIn addition to the foregoing, it is highlighted that the IRR is an average indicator of the expected future returns on an investment project; it is also known as the discount rate that makes the Net Present Value (NPV) of an investment zero. The IRR represents an indicator of the project's profitability over its useful life, not an annual profitability like that derived from the CAPM. As indicated in report IN-0094-IE-2021, the cash flow for future periods and the IRR is an indicator for evaluating the estimated profitability for the entire useful life of the project for the model company designed in the methodology. The value of this indicator is obtained from certain assumptions, and although it is an important metric as it determines the project's viability, it does not affect the tariff result. It is reiterated that the annual profitability recognized in tariffs corresponds to 11.90%, obtained in accordance with the provisions of the current tariff methodology.\n\nFor the reasons mentioned above, it is recommended not to accept this argument.\n\n[.]\n\nIII. That in accordance with the provisions of the preceding resultandos and considerandos and on the merits of the case, it is appropriate to set the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad, as ordered;\n\nPOR TANTO\n\nTHE ENERGY DIRECTOR\n\nRESOLVES:\n\nI. Set the tariff for the activity of electric power generation through the exploitation of sugarcane bagasse for sale to the Instituto Costarricense de Electricidad at US$0.09086 per kWh.\n\nII. Consider the oppositions answered by what was stated in Considerando II of this resolution.\n\nIII. Establish that the prices take effect as of the day following their publication in the Official Gazette La Gaceta.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal and the extraordinary remedy of review may be filed. The ordinary remedies may be filed before the Energy Directorate, in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.\n\nIn accordance with Article 346 of the LGAP, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nPUBLISH AND NOTIFY" }