AUTORIDAD
REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
(Nota de
Sinalevi: Mediante resolución N° RE-0148-JD-2024 del 23 de
octubre del 2024, se acordó suspender de manera temporal los efectos de la presente norma y se ordena
mantener la eficacia de la resolución RJD-004-2010 "Metodología tarifaria según la estructura de
costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de
caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de
indexación)
RESOLUCIÓN
RE-0038-JD-2024
ESCAZÚ, A LAS NUEVE
HORAS Y SEIS MINUTOS DEL VEINTIOCHO DE MAYO
DE DOS MIL VEINTICUATRO
"METODOLOGÍA
ORDINARIA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS PARA
COGENERACIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE
BIOMASA"
_______________________________________________________________
EXPEDIENTE IRM-001-2023
RESULTANDO:
- Que
el 26 de abril del 2010, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos (Aresep), mediante la resolución RJD-004-2010,
aprobó la "Metodología tarifaria según
la estructura de costos típica de una planta modelo de generación
de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense
de Electricidad y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010.
Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, del 20
de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N°10 a La Gaceta N°65,
del 2 de abril de 2014.
- Que
el 9 de noviembre de 2011, la Junta Directiva de la Aresep, mediante la
resolución RJD-162-2011, aprobó el "Modelo
y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con
biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N°233, del 5 de diciembre del
2011. Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014
del 20 de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N°10 a La Gaceta
N°65 del 2 de abril de 2014.
- Que
el 5 de octubre de 2021, la Junta Directiva de la Aresep, mediante la
resolución RE-0206-JD-2021, aprobó la "Política
Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos", publicada en el Alcance Nº209, a La Gaceta Nº199, del
15 de octubre de 2021.
- Que
el 10 de noviembre de 2022, la fuerza de tarea, mediante el informe
IN-0070-CDR-2022, le remitió al Director General del CDR, el informe
técnico sobre la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa". (Folios 76 al 140)
- Que
el 16 de noviembre de 2022, el CDR, mediante el oficio OF-0389-CDR-2022,
le remitió al Regulador General, el informe técnico IN-0070-CDR-2022,
sobre la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", para su remisión a la Junta Directiva de la Aresep
para su trámite correspondiente. (Folios 141 y 142)
- Que
el 23 de noviembre de 2022, el Regulador General, mediante el oficio
OF-0547-RG-2022, le remitió a la Secretaría de Junta Directiva (SJD), el
oficio OF-0389-CDR-2022 y el informe técnico IN-0070-CDR-2022, para el
análisis respectivo. (Folio 143)
- Que
el 13 de diciembre de 2022, la Junta Directiva de la Aresep, en la sesión
ordinaria N°92-2022, tomó el acuerdo N°08-92-2022, mediante el cual
dispuso entre otros: "I. Someter a audiencia pública la propuesta de
"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración
de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", remitida por
la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el
oficio OF-0389-CDR-2022 del 16 de noviembre (al cual se anexó el informe
IN-0070-CDR-2022) del 10 de noviembre de 2022, conforme a los artículos 9
de la Constitución Política y 36 de la Ley N°7593. (.)". Dicho acuerdo, fue comunicado por la SJD, mediante el
oficio OF- 0017-SJD-2023, del 11 de enero de 2023. (Folios 144 al 205)
- Que
el 10 de enero de 2023, la SJD, mediante el oficio OF-0007-SJD-2023, le
solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del expediente
para el trámite de la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa". (Folio 1)
- Que
el 18 de enero de 2023, el CDR, mediante el oficio OF-0008-CDR-2023, le
remitió a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), el resumen
ejecutivo para la respectiva convocatoria a audiencia pública. (Folio 206
al 208)
- Que
el 23 de enero de 2023, la Junta Directiva de la Aresep, en la sesión
extraordinaria N°06-2023, tomó el acuerdo N°06-06-2023, mediante el cual
dictó el "Lineamiento para el
análisis de cambios de fondo sustancial post participación ciudadana,
relativos a las propuestas de metodologías, reglamentos y normas
técnicas". Dicho acuerdo, fue comunicado a
las dependencias institucionales, mediante el oficio OF-0052-SJD-2023, del
30 de enero de 2023.
- Que
el 25 de enero de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública en
el diario oficial La Gaceta N°13 y los diarios de circulación nacional La
República y La Teja. (Folio 215)
- Que
el 17 de febrero de 2023, se llevó a cabo la audiencia pública, según
consta en el acta AC-0035-DGAU-2023. (Folios 234 y 235, 241 al 250)
- Que
el 27 de febrero de 2023, la DGAU, mediante el informe IN-0106-DGAU-2023,
emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias. (Folios 254 y 255)
- Que
el 29 de junio de 2023, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0027-
CDR-2023, le remitió al Director General del CDR, el informe técnico de la
propuesta de "Metodología ordinaria para
la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con
diferentes fuentes de biomasa".
(Folios 261 al 326)
- Que
el 29 de junio de 2023, la fuerza de tarea, mediante el informe
IN-0029-CDR-2023, le remitió al Director General del CDR, el informe de
respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada
el 17 de febrero de 2023. (Folios 327 al 394)
- Que
el 30 de junio de 2023, el CDR, mediante el oficio OF-0219-CDR-2023, le
remitió al Regulador General en su condición de Presidente de la Junta
Directiva de la Aresep, el informe de análisis de posiciones presentadas
en audiencia pública (informe técnico IN-0029-CDR-2023) y el informe
técnico final de la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", post audiencia pública (informe técnico
IN-0027-CDR-2023). (Folios 395 al 396)
- Que
el 3 de julio de 2023, la SJD, mediante el memorando ME-0090-SJD-2023, le
trasladó para su análisis a la Dirección General de Asesoría Jurídica y
Regulatoria (DGAJR), la propuesta de metodología analizada en este caso y
el informe de respuesta a oposiciones. (Folio 397)
- Que
el 28 de julio de 2023, la DGAJR, mediante el oficio OF-0449-DGAJR-2023,
emitió criterio con respecto al análisis post audiencia pública de la
propuesta de "Metodología ordinaria para
la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes
fuentes de biomasa", señalando
que "se identificaron 2 cambios de
fondo sustancial de conformidad
con el "Lineamiento para el análisis de cambios de fondo sustancial
post participación ciudadana, relativos a las propuestas de metodologías,
reglamentos y normas técnicas", dictado por la Junta Directiva de la
Aresep, mediante el acuerdo N°06-06-2023, de la sesión extraordinaria
N°06-2023 del 23 de enero de 2023, mismo que se detallan en la Tabla 1
(Anexo 1), que es complemento de este criterio (.)", por lo cual recomendó a la Junta Directiva de la
Aresep, entre otras cosas "2.
Valorar que, en caso de
mantenerse los cambios de fondo sustanciales introducidos en la propuesta
(.), e identificados en este dictamen en las secciones 8.7.2 y 8.9, dichos
cambios deberán someterse a un nuevo procedimiento de audiencia pública,
de conformidad con lo establecido en los artículos 9 de la Constitución
Política y 36 de la Ley N°7593". (Folios 398 al 415)
- Que
el 9 de agosto de 2023, la Junta Directiva de la Aresep, en la sesión
extraordinaria N°65-2023, ratificada el 15 de agosto de 2023, tomó el
acuerdo N°03-65-2023, en el cual dispuso entre otros: "I. Someter
a audiencia pública las secciones 8.7.2 "Costo del capital propio
(KE)" y 8.9 "Factor de utilización (Fu)" de la propuesta de
"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración
de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", en los
términos en que fueron remitidas por la DGCDR, mediante el oficio OF-0219-
CDR-2023 (al cual se anexó el informe técnico IN-0027-CDR-2023) del 30 de
junio de 2023, conforme a los artículos 9 de la Constitución Política y 36
de la Ley N°7593 (.)". De
dicho acuerdo derivó la resolución RE-0091-JD-2023, del 9 de agosto de
2023. (Folios 416 al 434)
- Que
el 31 de agosto de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública,
en el diario oficial La Gaceta N°159. (Folio 450)
- Que
el 4 de setiembre de 2023, se publicó la convocatoria a audiencia pública,
en los diarios de circulación nacional Diario Extra y La Teja. (Folio 450)
- Que
el 28 de setiembre de 2023, se llevó a cabo la audiencia pública, según
consta en el acta AC-0282-DGAU-2023. (Folios 523 al 531) X
- Que
el 4 de octubre de 2023, la DGAU, mediante el informe IN-0650-DGAU-2023,
emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias. (Folios 521 al 522)
- Que
el 14 de marzo de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0017-
CDR-2024, le remitió al Director General del CDR, el informe de respuesta
a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada el 28 de
setiembre de 2023. (Folios 537 al 599)
- Que
el 14 de marzo de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-00018-
CDR-2024, le remitió al Director General del CDR, el informe técnico post
segunda audiencia de la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa". (Folios 600 al 667)
- Que
el 19 de marzo de 2024, el CDR, mediante el oficio OF-0081-CDR-2024, le
remitió al Regulador General en su condición de Presidente de la Junta
Directiva de la Aresep, el informe de respuesta a las posiciones
presentadas en audiencia pública (informe técnico IN-00017-CDR-2024) y el
informe técnico final de la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", post segunda audiencia
pública (informe técnico IN-0018-CDR-2024). (Folios 668 al 669)
- Que
el 20 de marzo de 2024, la SJD, mediante el memorando ME-0038-SJD-2024,
trasladó a la DGAJR, el oficio OF-0081-CDR-2024 y sus anexos, relacionados
con la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa"; para el respectivo análisis post segunda audiencia
pública y la elaboración de la propuesta de resolución correspondiente.
(Folio 670)
- Que
el 12 de abril de 2024, la fuerza de tarea, mediante el informe
IN-0021-CDR- 2024, le remitió al Director General del CDR, la "Adición y aclaración al informe técnico
IN-0018-CDR-2024 del análisis posaudiencia de la propuesta de
"Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración
de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa". (Folios 671 al 678)
- Que
el 17 de abril de 2024, el CDR, mediante el oficio OF-0106-CDR-2024,
remitió al Regulador General en su condición de presidente de la Junta
Directiva de la Aresep, la "Adición
y aclaración al informe técnico IN-0018-CDR-2024 de la propuesta final de
la "Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para
cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa".
(Folios 679 al 680)
- Que
el 18 de abril de 2024, la SJD, mediante el memorando ME-0054-SJD-2024,
trasladó a la DGAJR, el oficio OF-0106-CDR-2024 que a su vez remitió el
informe IN-0021-CDR-2024, como adición y aclaración del informe técnico
final de la "Metodología ordinaria para
la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con
diferentes fuentes de biomasa", IN-0018-CDR-2024,
del 14 de marzo de 2024. (Folio 681)
- Que
el 26 de abril de 2024, la DGAJR, mediante el oficio OF-0271-DGAJR-2024,
emitió criterio con respecto al análisis post segunda audiencia pública de
la propuesta de "Metodología ordinaria para
la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con
diferentes fuentes de biomasa". (Folios
682 al 694)
- Que
el 15 de mayo de 2024, la Junta Directiva de la Aresep, en la sesión extraordinaria
N° 37-2024, tomó el acuerdo N° 03-37-2024 mediante el cual dispuso: "Continuar en una próxima sesión con el análisis
post segunda audiencia pública de la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa". (Atención al acuerdo
03-65-2023, del acta de la sesión extraordinaria 65-2023 del 9 de agosto
de 2023). Expediente IRM-001-2023. Informe IN-0021-CDR-2024 del 12 de
abril de 2024, contenido en el oficio OF-0106-CDR-2024 del 17 de abril de
2024 y oficio OF-0271-DGAJR-2024 del 26 de abril de 2024."
- Que
se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado de la
presente resolución.
CONSIDERANDO:
I.
Que la Ley N°7593, en su
artículo 5 dispone que la Aresep, es el ente
competente para fijar los precios y tarifas de los servicios públicos,
de conformidad con las metodologías que ella misma determine y debe velar por
el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima de tales servicios públicos, dentro de los
cuales se encuentra el suministro de energía eléctrica en las etapas de
generación, transmisión, distribución y comercialización. Dentro de la etapa de
generación se encuentra la generación privada, sujeta a la aplicación de la Ley
N°7200 en conjunto con la Ley N°7593.
II.
Que de acuerdo con el
artículo 36 de la Ley N°7593 y el artículo 6, inciso 16) del "Reglamento Interno de Organización y Funciones de
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano
Desconcentrado" (RIOF), corresponde a la
Junta Directiva de la Aresep, aprobar las metodologías tarifarias que se
aplicarán en los diversos sectores regulados bajo su competencia y las
modificaciones de éstas; cumpliendo el respectivo procedimiento de audiencia
pública establecido en la Ley N°7593.
III.
Que mediante el informe
IN-0017-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, que corresponde al informe técnico
de respuesta a las posiciones presentadas sobre la propuesta "Metodología ordinaria para la fijación de
tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de
biomasa", se analizaron los
argumentos expuestos en dichas posiciones presentadas durante la audiencia
pública celebrada el 28 de setiembre de 2023.
IV.
Que del informe técnico
IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, que corresponde al informe técnico
post audiencia pública de la propuesta de "Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para
cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", y que contiene la propuesta del análisis técnico
y legal que sirve de fundamento a dicha propuesta metodológica, conviene
extraer lo siguiente:
"(.)
5. JUSTIFICACIÓN
El desarrollo de esta
propuesta de metodología para la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa,
tiene sustento en lo siguiente:
5.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de
biomasa
Algunas actividades industriales
requieren de grandes cantidades de calor y de energía eléctrica para sus
procesos. Por ello, estas industrias tienen la capacidad de producir calor y
energía eléctrica en sitio, lo cual es aprovechado dentro de los procesos. Al
hacer uso tanto de la energía eléctrica como del calor, hace que estas plantas
sean muy eficientes y económicas, dado que con los mismos equipos son capaces
de producir energía eléctrica y térmica. A este proceso mediante el cual se
realiza una generación simultánea en un proceso de energía térmica y eléctrica,
se le conoce como cogeneración.
La cogeneración depende de
la tecnología utilizada, los tipos de combustible, las curvas de carga, la capacidad de la planta
generadora y las propiedades del calor, según sean las exigencias de cada proceso.
La energía térmica se
presenta en forma de vapor de agua a alta presión o en forma de agua caliente, por ello las centrales de
cogeneración electricidad-calor son muy útiles en las industrias, como es el caso de la industria azucarera,
pero también pueden emplearse para
calefacción en edificios, refrigeración y en producción de agua caliente.
Estas centrales funcionan
con turbinas o calderas que utilizan carbón, búnker u otros combustibles, como fuente de energía
primaria pero también pueden utilizar fuentes de energía renovables y residuos biomásicos disponibles
del proceso principal de la industria,
como es el caso de la biomasa.
Las plantas cogeneradoras
consumen el calor y la energía para sus actividades y en función de su capacidad
instalada aprovechan también para vender la energía eléctrica sobrante a la red
eléctrica, también es posible que el calor producido, se utilice para algunos
procesos y cuando existe un excedente se puede utilizar para vender calefacción
como ya se mencionó.
El alto consumo de energía
de ciertos procesos hace que la cogeneración sea una opción beneficiosa puesto
que brinda ciertas facilidades tales como:
✓ No dependencia de la energía eléctrica de la red
de distribución
✓ Acceso a la energía en forma inmediata
✓ Disponibilidad según la capacidad de planta
✓ Aprovechamiento de la fuente de energía primaria
como es el caso de uso de materia biomásica
✓ Reducción de costos de producción
✓ Mayor eficiencia en los procesos
✓ Respaldo energético ante fallos de la red
eléctrica
✓ Mejor uso del agua
✓ Disminución de pérdidas en el servicio eléctrico o
inversiones en transporte
y distribución de energía
✓ Ahorro en la factura del servicio eléctrico
En este tipo de actividades,
para fines regulatorios, se considera que gran parte de la inversión inicial
utilizada es parte de la actividad principal, en virtud de ello sus costos de
inversión, operación y mantenimiento están asociados y son asumidos en gran
medida por el proceso principal que se realiza y de manera específica solo una
parte se asocia a la venta de energía eléctrica.
Otro aspecto importante es
que, dado que se aprovecha el ciclo de la cosecha agrícola, la mayoría de los
costos de explotación se generan durante ese periodo, los demás meses los
costos son mínimos y asociados en su mayoría al mantenimiento preventivo de la
planta.
De manera general, en
estas plantas procesadoras, la materia prima se genera de una actividad
principalmente agrícola de cultivos como la caña de azúcar entre otros, una vez
se inicia el proceso ya sea de molienda o exprimido para extraer los jugos, los
residuos se disponen para utilizarlos como combustible en una caldera, que
producirá el vapor a alta presión que pasará al turbogenerador para la
producción de energía eléctrica, misma que será utilizada para los procesos de
la planta y el excedente puede venderse a la red eléctrica. Algunas plantas
prevén en el diseño el dimensionamiento de los equipos para instalar una
capacidad que les permita generar excedentes de energía.
Dentro de las energías
renovables se incluye la producción de energía eléctrica con biomasa la cual se
clasifica dentro de las bioenergías. Según IRENA1, el uso de la bioenergía se divide en dos categorías principales:
"tradicional" y "moderno". El uso tradicional se refiere a
la combustión de biomasa en formas tales como madera, desechos animales y
carbón vegetal tradicional. Las tecnologías modernas de bioenergía incluyen
biocombustibles líquidos producidos a partir de bagazo y otras plantas;
biorrefinerías; biogás producido por digestión anaeróbica de residuos; sistemas
de calefacción de pellets de madera; y otras tecnologías.
1 https://www.irena.org/bioenergy, tomado
22/06/2022
También, IRENA destaca que
alrededor de las tres cuartas partes del uso de energía renovable en el mundo
involucra bioenergía y más de la mitad consiste en el uso tradicional de
biomasa. La bioenergía representó alrededor del 10 % del consumo total de
energía final y el 1,9 % de la generación mundial de energía en 2015. Para el
año 2021, la generación acumulada con bioenergía fue de 143 GW.
La biomasa tiene un
potencial significativo para impulsar el suministro de energía en países con
alta población, como Brasil, India y China. Su uso va desde la quema directa
para calefacción, cocción de alimentos o para generación de energía, pero
también como sustituto del petróleo o el gas.
Asimismo, la producción de
biocombustibles líquidos se utiliza como sustituto renovable de la gasolina, el
cual se emplea en gran medida, en el sector del transporte.
En el caso de la
generación con biomasa, a nivel centroamericano según la Comisión Económica
para América Latina y el Caribe (CEPAL), en el informe "Estadísticas del
subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana
(SICA), 2019 y avances a 2020"2, para el año 2020 se produjeron
3 473,4 GWh de energía con biomasa.
2 https://repositorio.ceal.org Comisión Económica
para América Latina y el caribe (CEPAL), Informe "Estadísticas del
subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana
(SICA), 2019 y avances a 2020"
Según este informe de la
Cepal, para el año 2020, la potencia instalada de los países centroamericanos
para producir energía con biomasa con proyectos de cogeneración era de
aproximadamente 1 904,3 MW.
En el siguiente cuadro se
presentan los datos de la evolución de la energía biomásica, del periodo
1992-2020.
Cuadro1.
Fuente: Comisión Económica
para América Latina y el caribe (CEPAL), Informe "Estadísticas del
subsector eléctrico de los países del Sistema de la Integración Centroamericana
(SICA), 2019 y avances a 2020"
Por otro lado, a nivel
nacional según el Plan de expansión de la generación eléctrica 2020-2035,
desarrollado por el ICE3, se proyecta que el país posee un potencial
teórico de 580 MW para generación con biomasa residual o residuos agrícolas
orgánicos, estos últimos con una capacidad instalada de aprovechamiento de 78
MW, conformada por biomasa seca, bagazo de los ingenios azucareros y cascarilla
de arroz.
También hay otros residuos
agrícolas orgánicos aprovechables para producir energía a partir de biogás
como: las aguas residuales de palma aceitera, plantas de tratamiento de aguas
residuales, residuos de mataderos, excretas de cerdos y de bovinos.
3 https://www.grupoice.com/ Plan de expansión de la
generación eléctrica 2020-2035, desarrollado por el Instituto Costarricense de
Electricidad, 2021
También tienen potencial
los residuos agrícolas orgánicos de la piña, café, banano y la industria
forestal, pero aún no son aprovechados.
Actualmente el aporte de
la energía producida con biomasa proviene de los ingenios azucareros, los
cuales inyectan aproximadamente 38 MW al sistema Eléctrico Nacional.
5.2. Homogenizar
metodologías tarifarias del sector de generación privada para la venta de energía.
Desde el año 2014, con la
aprobación de la modificación a las metodologías tarifarias de generación
privada, por medio de la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014, la
Aresep inició con la homogenización de metodologías tarifarias del sector de
generación privada, en aquel momento, fue con el tratamiento estandarizado del
costo de capital.
Por medio de la aprobación
de la mencionada resolución RJD-027-2014, la Junta Directiva de la Aresep
consideró que era importante establecer un diseño uniforme en el uso de las
variables y forma en que se obtenía el costo de capital definido en las cinco metodologías
de generación privada y, además, homogenizar las fuentes de información empleadas para el cálculo de dicha variable de
costo de capital.
En línea con lo anterior,
esta ocasión no es la excepción, ya que la homogenización entre metodologías tarifarias siempre ha sido primordial para la
Autoridad Reguladora, cuando la
información y el contexto de los sectores así lo permitan. Al respecto, una de las metodologías que
se analiza en esta oportunidad es la única
de las metodologías de generación privada (aprobada mediante la resolución
RJD- 004-2010 y su modificación) que
es de aplicación extraordinaria y que se basa en la estructura de costos típica de una planta modelo de generación
de electricidad con bagazo de caña y
su fórmula de indexación, y que, actualmente, no se alimenta de la información real de las plantas
a las que se les aplica la metodología. Las
demás metodologías del sector utilizan información contable para así
determinar las tarifas.
Adicionalmente, a la
metodología anteriormente mencionada, se aprobó la metodología de generación de energía eléctrica utilizando como
fuente, biomasas diferentes al
bagazo de caña, por lo que, actualmente, se cuenta con dos metodologías separadas para una misma fuente de generación de
energía eléctrica, la biomasa
(aprobadas mediante las resoluciones RJD-004-2010 y RJD-162-2011, y su modificación).
Considerando ese contexto,
en este informe se propone hacer modificaciones a las metodologías actuales de bagazo y biomasa, de tal manera que se
disponga de un mismo instrumento
para determinar la tarifa de generación con biomasa y, en lo que corresponda, se uniformen
procedimientos y fórmulas con las demás metodologías de generación privada, de forma que se emplee una metodología
genérica aplicable a cualquier
fuente de biomasa con procesos de combustión, independientemente del tipo de biomasa que se utilice.
5.3. Información
financiera contable disponible
Las metodologías de
cálculo tarifario para generadores privados con fuente biomasa, RJD-004-2010
(bagazo de caña) y la RJD-162-2011 (otras fuentes de biomasa diferentes de
bagazo), establecieron que estos generadores privados deben presentar
anualmente a la Aresep, la información financiera auditada (gastos operativos y
de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su
debida justificación, ello de conformidad con la Ley N°7593.
Al respecto, la IE desde
hace varios años se ha dado a la tarea de disponer de la información financiero
contable de los generadores privados de forma oportuna y en el detalle que
permita brindar los insumos necesarios no solo en los procesos de fijaciones
tarifarias, sino también, en los demás procesos regulatorios, como lo son el
seguimiento financiero contable del servicio público y las mejoras a los
instrumentos regulatorios.
En esa misma línea, como
parte del proceso de desarrollo y actualización de metodologías, con la
finalidad de contar con la información financiera completa y oportuna para el
sector de generación privada, la Junta Directiva mediante la resolución
RJD-045-2017 del 7 de febrero de 2017, entre otras cosas, resolvió:
"(.)
II. Instruir a la
Administración para implementar las medidas
adicionales que se incluyen en el plan de acción y mejora regulatoria propuesto en el informe remitido
mediante el oficio 948-RG-2016 en relación
con: contabilidad regulatoria procesos sancionatorios contra las empresas que no suministren
información a, programa de auditorías a
las empresas de generación privada y la solicitud de colaboración al Ministerio de Hacienda relacionada con
información contable-financiera de
estas empresas."
De esta forma, en virtud
de los esfuerzos realizados, los generadores privados presentan periódicamente
a la IE, su información financiera contable auditada y en el caso específico de
los que generan con bagazo, se cuenta con la información financiero contable
auditada suministrada anualmente por parte de las dos empresas que actualmente
generan con dicha fuente, a saber, El Viejo S.A y Taboga S.A., sobre las cuales
se cuenta con información actualizada de los estados financieros auditados
correspondientes al más reciente periodo fiscal finalizado (del año 2020).
Adicionalmente, siguiendo
la ruta institucional para la implementación de la contabilidad regulatoria y con
el objetivo de estandarizar los formatos de presentación de la información
financiero contable que presentan los generadores privados, se estableció la contabilidad regulatoria
específicamente para el sector de electricidad,
por medio de la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, "Implementación de la
contabilidad regulatoria para el servicio público suministro de electricidad en su etapa de
generación, prestado por generadores amparados en el capítulo I de la Ley 7200, consorcios de las empresas públicas,
municipales y cooperativas que se
dediquen a la generación de electricidad y otros similares que el marco legal autorice",
publicada en el Alcance N°2 a La Gaceta N°4 del 22 de diciembre de 2017. También, mediante la resolución RE-0060-IE-2021
del 21 de setiembre de 2021,
publicada en el Alcance N°194 a La Gaceta N°186 del 28 de setiembre, se actualizaron los reportes regulatorios establecidos
mediante la resolución RIE-132-2017
y se crearon formularios complementarios para disponer de mejores insumos para promover la eficiencia y transparencia en
los análisis tarifarios.
En este contexto, las
resoluciones RIE-132-2017 y RE-0060-IE-2021, establecen formatos uniformes y estandarizados del plan de cuentas
regulatorio con el detalle de las
cuentas de importancia regulatoria, tanto de resultados como de balance, así como los estados financieros
regulatorios, correspondientes a la actividad regulada de generación eléctrica. Dicho instrumento de uso regulatorio
permite disponer de información
financiero contable del servicio público de manera separada, de las demás actividades económicas no
reguladas de la empresa, además de que, facilita la comparabilidad entre la información de empresas al presentarse
en un formato uniforme y estándar.
Al respecto, es pertinente
destacar que la contabilidad regulatoria presentada por los generadores privados de electricidad, es un insumo importante
en la definición y aplicación de las
metodologías tarifarias en las que se establece el uso de información financiero contable en su aplicación, como lo son las
de plantas existentes
hidroeléctricas y eólicas, eólicas nuevas e hidroeléctricas nuevas, en los cálculos de las variables de costos de
explotación, inversión y apalancamiento, lo
cual promueve la transparencia, comparabilidad, confiabilidad y
trazabilidad de la información, así
como, el cumplimiento del principio del servicio al costo.
En relación con el
cumplimiento de la presentación de la contabilidad regulatoria, por parte de las empresas que actualmente
componen el sector cuya fuente de generación
es el bagazo de caña (El Viejo S.A. y Taboga S.A.), estas han presentado la contabilidad regulatoria
desde su primer año de implementación, por
lo que a la fecha se cuenta con información actualizada presentada
anualmente para estas dos plantas,
para los periodos 2018, 2019, 2020 y 2021, las cuales se encuentran en los expedientes de acceso público OT-238-2017,
OT-840-2019, OT- 055-2021 y
OT-034-2022, respectivamente.
Lo anteriormente
mencionado constituye una oportunidad de mejora para las metodologías tarifarias de cogeneración privada para fuente de
bagazo u otras fuentes de biomasa,
ya que actualmente el ente regulador dispone de información financiero contable actualizada de las plantas a las que les aplica
la tarifa.
6. MARCO LEGAL
6.1. Sobre la competencia
de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer
metodologías tarifarias.
La Aresep es una
institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce
la regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley Nº7593, o bien,
de aquellos servicios a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188
y 189 de la Constitución Política y artículo 1° de la Ley Nº7593).
En igual sentido, el
numeral 3.a) de la Ley Nº7593, define el servicio público, como aquel, que por
su importancia para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la
Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley.
El artículo 4 de esa misma
Ley, dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros: "c)
Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo
establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar
porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) "f) Ejercer,
conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios
públicos."
Lo anterior, es acorde con
lo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto
Ejecutivo N°29847-MP-MINAE-MEIC), norma que define y describe las condiciones
principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, siendo que
establece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y en sus
artículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará
la prestación del servicio a los abonados y usuarios, serán: a. La calidad del
voltaje y frecuencia de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad
en el suministro de la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación
del servicio.
La Ley Nº7593, le otorgó a
la Aresep, facultades suficientes para ejercer la regulación de los servicios
públicos que se brindan en el país, incluidos los de suministro de energía
eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización,
según dispone el numeral 5. a) de la Ley Nº7593.
Ello, en relación con el
artículo 6.d) de la Ley Nº7593, que establece como obligación de la Aresep
"(...) fijar las tarifas y los precios de conformidad con los estudios
técnicos", asociado a lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20;
31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante los cuales se fijan los parámetros,
criterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al
principio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo 4.a).2) del
Reglamento a la Ley Nº7593, Decreto N°29732-M.
Ahora bien, el artículo 9
de la Ley Nº7593, dispone que la Aresep continuará ejerciendo la competencia
que la Ley Nº7200 y sus reformas, le otorgan al Servicio Nacional de
Electricidad. Asimismo, dispone que ningún prestador de un servicio público de
los descritos en el artículo 5 de esta Ley podrá prestar el servicio, si no
cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado por la Aresep.
En esa línea, le corresponde
a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad,
continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que
regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley Nº7593, remite al
artículo 25 ibídem, el cual establece que la Aresep emitirá y publicará los
reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán
suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos
existentes en el país o en el extranjero, para cada caso.
Dichas normas, a su vez,
deben concordar con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Reglamento Sectorial de
Servicios Eléctricos, los cuales disponen en lo de interés:
"Artículo
32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de la
prestación del servicio.
La Autoridad Reguladora
dará seguimiento a los diferentes servicios regulados de la industria eléctrica
que permita establecer el cumplimiento de las condiciones de prestación del
servicio, para ello empleará:
a.
La
información que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de
la Ley Nº7593.
b.
Cumplimiento
de la normativa vigente.
c.
Las
disposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el
Organismo Regulador.
d.
Los
indicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que
el Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.
e.
Cualquier
otra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para
cumplir con sus funciones."
"Artículo 34.-Emisión
de normas técnicas y económicas.
La Autoridad Reguladora,
de conformidad con lo estipulado en la Ley Nº7593 y previa consulta y
coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas bajo las cuales se
regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores de
regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que
se logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de
las inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del
mejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación."
(Resaltado es nuestro).
"Artículo
41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora.
Como parte de las
responsabilidades y potestades que le asigna la Ley Nº7593 a la Autoridad
Reguladora, ésta será responsable de:
a.
Promulgar
las normas técnicas y económicas para la debida prestación del servicio.
b.
Evaluar,
regular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este reglamento
y de las normas correspondientes.
c.
Aplicar
las sanciones estipuladas en la Ley Nº7593 y su Reglamento."
"Articulo
42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de
este reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad
Reguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley Nº7593 y leyes
conexas."
Por su parte, el artículo
29 de la Ley Nº7593 dispone que: "la Autoridad Reguladora formulará y
promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a las que se
someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos."
El procedimiento para
fijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley Nº7593 y a su vez, el
cardinal 31 de la citada ley, establece que para fijar tarifas se deben tomar
en cuenta las estructuras productivas modelo o la situación particular de cada
empresa. Además, dicha norma dispone que la Aresep deberá aplicar modelos de
ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a
la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación,
tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones
salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la
Aresep considere pertinente. Así, en el procedimiento tarifario, cada petición
sobre tarifas y precios deberá estar debidamente justificada, según lo dispone
el artículo 33 de la Ley Nº7593 y regirán las tarifas y precios, que fije la
Aresep, a partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o
a partir del momento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo
34 ibidem.
En esa línea, el artículo
15 del Reglamento a la Ley Nº7593, Decreto Nº29732-MP, dispone que, para fijar
las tarifas, se utilizarán modelos, los cuales deben ser aprobados por la
Aresep, de acuerdo con la ley.
El numeral 36 de la Ley
Nº7593, dispone por su parte, el procedimiento de audiencia pública, que deberá
seguirse en la formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y
tarifas, así como, la formalización y revisión de las normas técnicas, en la
que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para
manifestarse. Dicho numeral se encuentra reglamentado en los artículos 44 al 56
del Decreto No. 29732-MP, en relación con el numeral 9 de la Constitución
Política, de modo que manifiestan el ejercicio del derecho constitucional de
participación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la jurisprudencia de la
Sala Constitucional, entre otras, en la sentencia N°7213-2012, al establecer la
obligación de la Aresep, de garantizar la participación ciudadana en la
formulación de metodologías tarifarias (en igual sentido, ver las sentencias
Nº016649-2009 y Nº17093-2008).
Asimismo, a partir del
artículo 31 de la Ley Nº7593, concordado con el numeral 6 inciso 16) del
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su
órgano desconcentrado, (RIOF), se desprende que la Junta Directiva de la Aresep
tiene la competencia para aprobar las metodologías tarifarias que se aplicarán
en los diversos sectores regulados bajo competencia de la Aresep.
De igual forma, el numeral
9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General, designar equipos
para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución de proyectos para
el diseño de metodología de fijación de tarifas.
Por su parte, el artículo
21.3 del RIOF establece que le compete al CDR, la "(...) revisión de la
validez y competitividad de los modelos que están siendo aplicados por Aresep
para regular los servicios públicos".
De las normas citadas
anteriormente, se puede extraer que, la Aresep tiene la competencia exclusiva y
excluyente para la fijación de las tarifas de los servicios públicos regulados
según la Ley Nº7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e
imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la
Administración Pública (LGAP).
En ese sentido, definir y
establecer las metodologías o modelos tarifarios mediante los cuales se
determinarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación y
las normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios
públicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la Aresep. La
Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N°001687-F-S1-
2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep, para establecer
las metodologías tarifarías, que: "la Autoridad Reguladora se constituye
en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de
esos postulados (...). Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten
establecer los parámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el
interés del operador y de los usuarios".
En esa línea de análisis,
la Procuraduría General de la República (PGR), en reiterados pronunciamientos,
ha afirmado que la definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra
comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la Aresep de fijar
tarifas, tales como, los dictámenes C-165-2014 del 27 de mayo de 2014 y
C-416-2014 del 24 de noviembre de 2104. Así, se cita en el dictamen C-416-2014
lo siguiente: "c) La definición de metodologías o modelos tarifarios se
encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la
ARESEP de fijar tarifas, sin que se encuentre obligada a coordinar con otras
entidades u órganos". Esa misma posición, ha sido reiterada por la PGR en
el dictamen C-023-2017 del 1° de febrero de 2017.
Aunado a lo anterior, se
debe indicar que el establecimiento de metodologías y criterios tarifarios, por
parte de la Aresep, se enmarca claramente dentro de la discrecionalidad técnica
que se le ha reconocido a este ente, siempre y cuando se respete el principio
del servicio al costo. Lo anterior, es acorde con los artículos 15, 16 y 160 de
la LGAP).
Al respecto, la Sala
Primera, ha reconocido esa discrecionalidad de la Aresep, en el establecimiento
de metodologías, al indicar:
"No existe duda de
que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de solicitudes
tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para cada servicio
público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades
del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas
prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para ello la Ley
Nº7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6 inciso d) y
29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo es para
elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que serán los
que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización (en el
procedimiento en sí)."
Así las cosas, en
aplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11 de la
Constitución Política), las tarifas deben establecerse a tono con los
mecanismos debidamente, establecidos por la Aresep para tal efecto, mediante el
procedimiento que contiene la Ley Nº7593 y su reglamento (audiencia pública).
6.2. Sobre la regulación
del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio
público.
Tratándose del sector
eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales
referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde
a la Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía (SEPSE), perteneciente
al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), ente que elabora el Plan Nacional
de Energía -PNE- (actualmente, rige el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030),
y el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan
Nacional de Desarrollo (PND), a los cuales está sujeta la Aresep, según dispone
el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley N°7593.
Por otro lado, la labor de
regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas
(generación, transmisión, distribución y comercialización) está a cargo de la
Aresep, según se indica, en el artículo 5.a) la Ley Nº7593, en el cual, se
dispone su función de fijar precios y tarifas, además de velar por el
cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima, en la prestación tanto de dicho servicio
público, como de los demás regulados.
A las funciones anteriores
se suman, los objetivos y las obligaciones establecidas en los artículos 4 y 6
de la Ley N°7593, respectivamente, cuyo cumplimiento, enmarca el ejercicio de
las competencias y potestades de la Aresep, en relación con la regulación de
los servicios públicos.
Dichas potestades implican
la fijación tarifaria, la definición de normativa técnica y de metodologías
tarifarias (entre otras), sancionar ante la comisión de alguna falta, y
fiscalizar la prestación de los servicios públicos.
Lo anterior, no es ajeno a
la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica, pues dicho
servicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la Aresep, el
ejercicio de las potestades mencionadas, de conformidad con la Ley N°7593 y su
Reglamento.
Ahora bien, considerando
que la Ley N°7593 y su Reglamento, forman parte esencial del marco legal
aplicable a la regulación de los servicios públicos en general, es preciso
identificar en cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, que la
Aresep también debe realizar su labor con vista en el "Reglamento
Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que
dispone lo siguiente:
"Artículo 1º. Campo
de aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones principales en
que debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de
explotación.
Su aplicación es
obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el
país o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad
con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí
estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los
términos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y
la empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora,
siempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.
Artículo 2°. Objeto. El
presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales
se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los
abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas."
A través de dicho
Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica
del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la Aresep,
en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.
Nótese que, la observancia
y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de
los prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se
encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas,
de conformidad con las leyes correspondientes.
Y de forma adicional,
también se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones
estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial
o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito
entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa
autorización de la Aresep, siempre que no se afecten las condiciones del
servicio a terceros.
En igual sentido, resulta
aplicable al servicio en cuestión, el "Reglamento de Concesiones para el
Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica" (Decreto 30065-MINAE)
que establece:
"Artículo 2°- Este
Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las
concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de
energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley
Nº7593 (...).
"Artículo 3°- El
MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las
concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus
etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica,
excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº7200 y sus reformas, las
cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de
la Ley Nº7593."
La anterior normativa,
también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública,
específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el
artículo 9 de la Ley N°7593, debe tener todo prestador de un servicio público,
en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de
generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el
trámite se realice por el MINAE, o bien, por la Aresep (en el caso de las
solicitudes amparadas a la Ley N°7200 y sus reformas).
Ahora bien, el sistema de
suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la
generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía
eléctrica. Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de
suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos
participantes del sector y conforme a ello, la Aresep fijará las tarifas
respectivas.
En este sentido, resulta
importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el
dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la Aresep, para la fijación de
tarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus
etapas. Cita en lo de interés:
"(...) El suministro
de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso
a) del artículo 5 de la Ley Nº 7593 le otorga competencia a la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del
suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución
y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la
competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro
de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su
comercialización (...)".
6.3. Sobre la regulación
de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el
proceso de cogeneración
Tal y como se ha indicado,
la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía
eléctrica, se encuentra debidamente regulada por parte de la Aresep, desde el
ejercicio de sus competencias y potestades otorgadas mediante la Ley N°7593.
Ahora bien, dependiendo
del prestador del servicio de generación de energía eléctrica, así resulta aplicable el marco normativo específico
para cada caso, igualmente, la
Ley N°7593, su Reglamento y la demás normativa que emita la Aresep les resulta aplicable,
considerando tarifaria y metodológicamente aspectos propios del tipo de generador y de la fuente con la que se genere
la energía eléctrica.
De esta forma, la Aresep,
como parte de sus potestades regulatorias, ha emitido metodologías tarifarias para la generación eléctrica privada,
considerando entre otros aspectos,
la fuente de generación sea ésta, hídrica, eólica, solar, térmica, geotérmica, o con biomasa.
En Costa Rica, tales
fuentes son tomadas en su mayoría de los llamados recursos renovables, que son transformados en
electricidad, lo que a su vez refleja el alto nivel de energía renovable que caracteriza a nuestro país.
En este sentido, es
importante señalar que en el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario
(2019-2022), se hace referencia a la posibilidad de que Costa Rica sea la primera economía descarbonizada del
mundo al año 2050, para lo cual
se requiere disminuir paulatinamente hasta eliminar, el consumo de combustibles fósiles e incursionar
aún más en un sistema cuya generación de
energías renovables sea sostenible y autosuficiente, de modo que
contribuya a mitigar el impacto
de las actividades económicas en el medio ambiente.
En línea con lo anterior,
el subsector de electricidad del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 contiene como parte de sus ejes,
la sostenibilidad de la matriz energética.
A su vez, sus objetivos buscan, entre otros, diversificar las fuentes de energía para la producción de
electricidad, de modo que se evite la participación relativa de la energía térmica dentro de la matriz energética
nacional.
Lo anterior asociado al
Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, establecido en el mencionado Plan, que apunta a
aprovechar en mayor medida esas
fuentes.
Ahora bien, la Política
Energética Nacional, propuesta mediante el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030, se encuentra
respaldada por una serie de ejes programáticos
contenidos en este Plan. De forma específica, a dicha política que propone, entre otros, el aumento de
la contribución del sector energía a la
competitividad productiva en el país, se le han aparejado una serie de
acciones que buscan mejorar el
marco metodológico que norma las fijaciones de tarifas de electricidad, entre otros.
Entre esas acciones, se
encuentra "la creación o la mejora de algunas metodologías tarifarias requeridas para la compra
de electricidad por parte del ICE a los
generadores privados; en
particular, las relacionadas con generación mediante biomasa y con
residuos sólidos municipales. De esta forma, se busca aprovechar el potencial de generación con esas
fuentes que posee el país." El resaltado es propio.
Lo anterior, involucra
directamente a la Aresep que, en el ejercicio de sus competencias, como se ha indicado, regula la generación como una
de las etapas del servicio de
suministro de energía eléctrica, indistintamente de su fuente, definiendo entre otros, las
metodologías tarifarias que corresponda aplicar en cada caso particular.
En este sentido, cabe
resaltar que, para la Aresep, no es novedoso lo referente a las metodologías tarifarias relativas
a la generación con biomasa, pues desde el 2009, emitió la "Metodología tarifaria según la estructura
de costos típica de una planta
modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta Al Instituto Costarricense de Electricidad
y su fórmula de indexación", aprobada mediante
la resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010 y vigente a la fecha, en la cual, se considera
específicamente como fuente de generación el bagazo de caña, mediante el cual, se produce la energía que los generadores
privados le venden al ICE a la
luz, de la Ley N°7200, capítulo I.
En igual sentido, en el
2011, la Aresep emitió el "Modelo y estructura de costos de una planta de generación de
electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación", aprobado mediante la resolución
RJD-162-2011 del 9 de noviembre
de 2011 y vigente a la fecha, también relativo a los generadores privados cubiertos por el capítulo I de la Ley
N°7200.
Dicho modelo es aplicable
al mismo tiempo que lo es la metodología referente al bagazo de caña, ello, dependiendo de la fuente de generación de
la que se trate, así, se dispuso
en éste:
"1.1. Objetivo y
alcance
(.)
Se excluyen de esta metodología
las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas
únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la
metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución
RJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de
energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo.
(.)"
De esta forma, como se
puede observar, la Aresep en el ejercicio de sus competencias regulatorias y en aras de la mejora continua, ha
venido estableciendo metodológicamente lo referente a la generación eléctrica
con biomasa y la revisión de los instrumentos técnicos para la regulación, en
atención a lo dispuesto en la política energética establecida en el VII Plan
Nacional de Energía 2015-2030.
Ahora bien, ciertamente se
ha venido haciendo referencia a la etapa de la generación como parte del
servicio público de suministro de energía eléctrica, según el artículo 5 inciso
a) de la Ley N°7593, no obstante, tal y como se explicó en el anterior apartado
5. Justificación, en el caso que nos ocupa, se hace referencia específica a la
cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa.
Tal y como se explicó, en
el caso que nos ocupa, se trata de una cogeneración, debido a que la energía
eléctrica a partir del uso de biomasa es el resultado de una generación
simultánea como parte de un proceso de energía térmica y eléctrica, de forma
que, las plantas cogeneradoras consumen el calor y la energía para sus
actividades y en función de su capacidad instalada aprovechan también para
vender la energía eléctrica sobrante a la red eléctrica.
Es por ello por lo que,
más que tratarse de una generación de energía eléctrica, en el sentido puntual
que señala el inciso a) del artículo 5 de la Ley N°7593, se trata de una
cogeneración, en el tanto, el prestador, finalmente produce energía eléctrica
como resultado de un proceso propio de otra actividad productiva principal.
No obstante, lo anterior
no deja de ser parte de la etapa de generación de suministro de energía
eléctrica, pues, finalmente, se está produciendo energía para la venta al ICE,
a la luz de la Ley N°7200, servicio que como se ha indicado, debe ser regulado
por la Aresep.
Adicionalmente, a la
normativa mencionada, el "Reglamento al Capítulo I de la Ley Nº.7200 Ley
que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela", Decreto
Ejecutivo Nº.37124-MINAET publicado en el Alcance Nº. 72 del Diario Oficial La
Gaceta Nº.108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la
participación de generadores privados:
"Artículo 3.-
Participación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural
interesada en participar en la actividad de la generación de electricidad
autónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos
estipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un
contrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto
establezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento.
El ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de
energía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una
vigencia máxima de veinte años. (.)"
Además, este Decreto
establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y
precios de compra:
"(.) Artículo 20.-
Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la
Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad
al amparo del Capítulo I de la Ley N°7200 y sus reformas.
Estas tarifas podrán ser
establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en
modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones
particulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá
establecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al
renovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de
información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las
plantas existentes. (.)
Las tarifas, tanto para
plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la
modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio
mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del
día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los
costos del SEN."
Este artículo establece
como una de las modalidades legalmente dispuestas para que la Aresep, lo defina
dentro de la metodología tarifaria, el precio máximo, lo cual es el enfoque que
se presenta en esta propuesta, ello en el ejercicio de la discrecionalidad
técnica con la que cuenta la Aresep.
En ese sentido, la Aresep
cuenta con potestad técnica discrecional para definir las metodologías y
modelos de cálculo para cada servicio público que regula. De modo que, conforme
a parámetros, criterios y valoraciones técnicas, entre otros, puede determinar
en cada caso particular la metodología que considere necesaria y adecuada.
Dicha discrecionalidad
técnica está ampliamente reconocida en la jurisprudencia judicial. A manera de
ejemplo se cita:
"(.) Nótese que la
misma legislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de aquel
órgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición no
vinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que en
orden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo,
excluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa
particularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe
adoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa
autoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los
modelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en
la fijación de las tarifas. Como parte del principio de legalidad, las tarifas
deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el efecto,
mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia pública).
Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe publicarse en el
Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de cálculo que debe
utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe o no distorsión
financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica y constituye un
parámetro de control de la actividad regulatoria de precios. (.)" Resolución N°00557-F-2007 del 10 de agosto de 2007,
de la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia.
Las normas mencionadas
resultan concordantes con el "Reglamento Sectorial de Servicios
Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés:
"Artículo
22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las
tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de
operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad
razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de
los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor
calidad, continuidad y seguridad del mismo.
Artículo 23.-Aplicación.
Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N°7593, a su
Reglamento y a este Reglamento."
El análisis integral del
marco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo
establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31
al 36 de la Ley Nº.7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41
del Decreto Ejecutivo Nº.29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14
de la Ley Nº.7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo Nº.37124-MINAET, artículo
23 y 26 del "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto
29847-MP-MINAE-MEIC, corresponde a la Aresep fijar los precios y tarifas de
dichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos
tarifarios que las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada
jurisprudencia de los tribunales correspondientes y los criterios de la
Procuraduría General de la República.
De esta forma, resulta
evidente que la cogeneración en el sentido que propone esta metodología
tarifaria, debe ser un servicio amparado no solo por la Ley N°7200, sino,
también por la Ley N°7593 y su reglamento, que dispone funciones de regulación
de la Autoridad Reguladora.
6.4. Ejercicio de la
potestad tarifaria y metodológica de la Aresep, en relación con los generadores
privados amparados por el capítulo I de la Ley N° 7200
En el caso que nos ocupa,
es preciso identificar que las metodologías y modelos tarifarios que la Aresep
emita, a fin de realizar la fijación tarifaria para el servicio de generación
de energía eléctrica producida, en este caso, a partir de la biomasa utilizando
procesos de combustión, le resultan aplicables de forma exclusiva a los
generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N° 7200, excluyendo
aquellos que generan en atención al Capítulo II de ésta (adicionado mediante la
Ley N°7508).
Lo anterior, se sustenta
no solo en la inclusión de la generación como una de las etapas del servicio de
suministro de energía eléctrica estipulado en el inciso a) del artículo 5 de la
Ley N°7593, sino también, en la propia Ley N°7200, artículo 14 y en el
Reglamento al Capítulo I de dicha Ley (Decreto N°37124-MINAET), artículo 20.
Por su parte, las tarifas
referentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del
Capítulo II de la Ley N°7200, indistintamente de su fuente, son definidas
dentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de
realizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de
precios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley. De modo que la
Aresep, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas.
7.
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
BIOMASA
7.1. Situación actual de
los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional
Según la organización
intergubernamental "International Renewable Energy Agency" por sus
siglas en inglés, Irena, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo
especializado en la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible
de las energías renovables, del informe Renewable-Power-Costs4
(2020, pág. 111), se destacan algunos datos para la generación con biomasa:
4 https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Renewable-Power-Costs-in-2019
.
Entre
los años 2010 y 2019, el Coste nivelado de la energía (LCOE5, por
sus siglas en inglés) promedio ponderado global de bioenergía para proyectos de
energía cayó de USD 0,076 / kWh a USD 0,066 / kWh.
5 El LCOE es la relación entre los costos de por vida
y la generación de electricidad de por vida, los cuales se descuentan a un año
común utilizando una tasa de descuento que refleja el costo promedio de
capital.
En este informe, todos los
valores financieros están en USD reales de 2019 (es decir, teniendo en cuenta
la inflación). Los LCOE se calculan asumiendo un costo real de capital del 7,5
% en los países de la OCDE y China, y del 10 % en el resto del mundo, para
todas las tecnologías a menos que se mencione explícitamente. Todos los
cálculos de LCOE excluyen el impacto de cualquier apoyo financiero.
.
Para
los proyectos de bioenergía que se pusieron en marcha en 2019, el costo total
de instalación promedio ponderado global fue de USD 2141 / kW. Esto representó
un aumento en el promedio ponderado de 2018 de USD 1693 / kW.
.
Los
factores de capacidad para las plantas de bioenergía son muy heterogéneos,
dependiendo de la tecnología y la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y
2019, el factor de capacidad promedio ponderado global para proyectos de bioenergía
varió entre un mínimo del 65 % en 2012 y un máximo del 86 % en 2017.
.
En
2019, el LCOE promedio ponderado varió desde un mínimo de USD 0,057 / kWh en
India y USD 0,059 / kWh en China, hasta máximos de USD 0,08 / kWh en Europa y
USD 0,099 / kWh en América del Norte. La información anterior se resume en el
siguiente gráfico:
Gráfico 1
Costos totales instalados promedio ponderados
globales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2019
Fuente: Irena,
Este primer gráfico
muestra la forma en que el costo instalado ha variado en los últimos años, lo
mismo ha ocurrido con el factor de capacidad y con una tendencia a la baja se
encuentra los costos del kWh, que actualmente ronda los $0,066 / kWh.
Gráfico 2
Costos totales instalados de proyectos de
generación de bioenergía por materias primas seleccionadas y país / región,
2000-2019
En el gráfico anterior,
nos podemos centrar en el primer recuadro que representa los costos instalados
de la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se
genera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de
América, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de
menos de $2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más
pequeñas, entre 20 y 30 MW.
Según Irena (2020), las plantas de
electricidad alimentadas con bioenergía pueden tener
factores de capacidad muy altos, que oscilan entre el 85 % y el 95 %, en casos donde la disponibilidad de materia prima es
uniforme durante todo el año.
Sin embargo, en casos donde la
disponibilidad de materia prima se basa en cosechas
agrícolas estacionales, los factores de capacidad suelen ser más bajos.
En el caso de Costa Rica, el factor de
planta promedio de las 2 plantas de bagazo que
actualmente venden energía al SEN, oscila en un 65 %. En el caso de estas dos plantas, dada la fuente con la que se genera,
la materia prima disponible es estacional, al
basarse en los tiempos de la cosecha de la caña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas
plantas generan entre cuatro y cinco meses al
año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que mantiene el DOCSE (anterior CENCE) y que se
encuentran disponibles en la Aresep.
En el informe de Irena (2020, pág.
117), los costos fijos de operación y mantenimiento
incluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina
de los componentes de la planta, como calderas, gasificadores,
equipos de manipulación de materias primas y otros elementos.
En total, según el mencionado informe
estos costos de operación y mantenimiento representan
entre el 2 % y el 6 % de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía bioenergética tienden a
tener costos fijos de operación y
mantenimiento por kW más bajos, debido a las economías de escala.
Dicho informe agrega que, los costos
variables de operación y mantenimiento, a un promedio
de USD 0,005 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los costos fijos de operación
y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de servicio
son los componentes principales de los costos
variables de operación y mantenimiento, aunque también
incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la
eliminación de cenizas.
Gráfico 3
LCOE por proyecto y promedios ponderados de
proyectos de generación de energía bioenergética por materia prima
y país / región, 2000-2019
Del gráfico anterior se puede observar
que el promedio ponderado más alto para este período (2000-2019) fue de USD
0,099 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos
cayeron entre USD 0,048 / kWh y USD 0,180 / kWh.
7.2. El modelo tarifario actual
En relación con el modelo tarifario
vigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta
con dos metodologías tarifarias aprobadas por la Aresep para la generación
eléctrica con biomasa, a saber:
.
"Metodología
tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de
generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto
Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación", aprobada
mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La
Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma.
.
"Modelo y
estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa
distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación", aprobada
mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011, y publicada en
La Gaceta Nº233 del 05 de diciembre de 2011 y su reforma.
En el caso de la metodología de bagazo
de caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que
considera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de
electricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de
inversión y de explotación.
Por su parte, el modelo de biomasa
distinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de
costos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una
estructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo
de la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad.
Este último modelo se aprobó bajo la
premisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación
con fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy
amplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes
biomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia,
sino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en la
información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema
tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como
las condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama
de condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma
estructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de
bagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos
financiero-contables de cada generador.
En ambos modelos se establecen los
procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como,
los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.
7.3. Necesidades del sector regulado
Como parte del proceso de mejora regulatoria,
destacado en la definición y revisión de las metodologías tarifarias, la Aresep
ha procurado detectar en el ejercicio de su labor establecida mediante la Ley
N° 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos regulatorios, ello sin
perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que se puedan conocer por
parte de algún prestador o tercero interesado y que resulten susceptibles de
considerarse en el proceso.
7.3.1. Observaciones del ICE
El ICE ha remitido a la Aresep una
serie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y
RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto,
de dichas manifestaciones se destacan las siguientes:
.
Desacuerdo con que
las tarifas sean en dólares, esto dado a que las empresas realizan la mayoría
de sus erogaciones por concepto de costos de operación y administrativos en
colones.
.
La inconveniencia de aplicar en la
metodología de "planta modelo", los valores de costo propios de las
empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son inconsistentes
con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las ineficiencias
propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores
finales los que asumen estas ineficiencias.
.
Antigüedad de las
plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de
inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia
operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de
generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología,
han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación
tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran
depreciados parcial o totalmente.
.
Ajuste por índices
de precios, debido a que los costos de inversión y los costos totales cambian
al actualizarlos por índices, sin embargo, en las empresas modelos se busca que
los costos se actualicen por mejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos
costos o incrementos que no representen ninguna eficiencia para la planta y que
esto incentive a los generadores a ser más eficientes y así buscar la mejora de
sus sistemas de producción.
.
Cuestionamiento del
porcentaje de reserva del bagazo.
.
Porcentajes de
distribución de la energía para consumo propio y la energía para la venta y su
impacto en los costos de producción de la actividad de generación de energía.
.
Reconocimiento de
gastos que no son considerados en otras metodologías, entre ellos el gasto por
impuesto de renta y los gastos financieros.
Al respecto, sobre las observaciones
del ICE, estas han sido analizadas y en lo que corresponda se incluirá en la
propuesta.
7.3.2. Observaciones de la IE
La IE como aplicador de las
metodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora,
las cuales fueron remitidas al CDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019,
OF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos:
.
Alcance de las
fijaciones tarifarias extraordinarias.
.
Falta de claridad
en la metodología sobre cuáles variables pueden y deben actualizarse en las
fijaciones tarifarias.
.
Inclusión del uso
de información proveniente de la contabilidad regulatoria.
.
Reconocimiento del
impuesto de la renta dentro de los costos tarifarios.
.
Reconocimiento de
los gastos financieros dentro de los gastos tarifarios.
.
La indexación de
los costos totales.
.
La rentabilidad que
se calcula sobre un monto de inversión que considera una planta siempre nueva.
.
La conveniencia de
fijar las tarifas en dólares.
En relación con las observaciones
remitidas por la IE, se destaca que estas han sido analizadas y en lo que
corresponda se incluirá en la propuesta.
7.4. Análisis de las necesidades del
sector
Posterior a la valoración de las necesidades
del sector por parte del ICE, las empresas prestadoras y las propias
necesidades identificadas por los equipos técnicos de la Aresep, se propone la
consolidación de las metodologías de plantas que generan con bagazo de caña y
biomasa diferente de bagazo, en una sola metodología, la cual considerará,
tanto las plantas con contrato vigente que operan actualmente en el sector,
como las plantas que suscriban un contrato a futuro.
Al respecto, otra de las
consideraciones que se analizó para la definición de la metodología, es que, en
el contexto actual, el ICE no está renovando contratos con los generadores
privados para todo el periodo máximo de los 20 años de la concesión que permite
la Ley N° 7200, incluso, en algunos casos del todo no está renovando contratos.
En ese sentido, esto por el esquema de tarifas actuales y por las condiciones
actuales de necesidad de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por lo
que, se considera conveniente proponer una metodología que brinde flexibilidad
tarifaria a las negociaciones de compra- venta de energía.
En ese sentido, en la regulación del
sector eléctrico se ha visualizado que la flexibilidad tarifaria no solo da
incentivos para mejorar la eficiencia del sector, sino que permite dinamizar el
mercado a la hora de negociar la renovación de contratos, en virtud de que
según la legislación nacional vigente solo le permite al ICE comprar la energía
a través de los mecanismos previstos en la Ley N°7200 y es este quien debe
definir las cantidades a comprar y a quiénes.
Adicionalmente, dado que la Aresep
solamente cuenta con la información de operación y financiero-contable de dos
plantas muy diferentes entre sí, tanto en la cantidad de energía que generan,
como sus costos de inversión, de operación y mantenimiento, es que se propone
determinar tarifas máximas por empresa, para que las partes puedan acordar una
tarifa.
Dadas las particularidades de la
cogeneración con biomasa y a la disponibilidad de información financiero
contable de los prestadores a las que les aplicaría esta metodología, se optó
por abandonar el esquema de planta modelo, para que se considere la información
real de cada una de las plantas del sector.
(.)"
- Que
del informe técnico IN-0021-CDR-2024, del 12 de abril de 2024, que
corresponde a la "Adición y aclaración al informe técnico
IN-0018-CDR-2024 del análisis post audiencia de la propuesta de
Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración
de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", y que
contiene aspectos relacionados al "Factor remanente de utilización
(FU)", que es parte del fundamento a la presente propuesta
metodológica, conviene extraer lo siguiente:
"(.)
Sobre la aclaración y adición
Una vez sometidas a nueva audiencia
pública, el 28 de setiembre de 2023, las secciones de la propuesta de
metodología tarifaria que dispuso la Junta Directiva, nuevamente se recibió
oposición de parte de varios participantes de la audiencia celebrada, que
manifestaron el argumento, que se debe considerar que la vida útil de los
generadores puede ser mayor a los 40 años y que en muchas ocasiones estos
activos permanecen en operación más allá de la vida útil que establece el
fabricante.
Una vez analizado este argumento en el informe
IN-0017-CDR-2024 del 14 de marzo de 2024, e incorporado este cambio en el
informe técnico IN-0018-CDR-2024 de la misma fecha, se indicó lo siguiente:
"(.)
Ante esto se indica que, la selección
de esta vida útil debe ajustarse a la realidad de cada empresa según la vida
útil de los generadores que utilice, y con este dato se estima el Factor
remanente de utilización (Fu).
A su vez, se considera el argumento
del opositor referente a los pocos incentivos que tienen los generadores
privados para continuar operando, si solo se les reconocen los costos de
explotación, sobre todo, porque las vidas útiles pueden oscilar entre los 40 y
50 años y los equipos pueden mantenerse en operación por más de 50 años, por
tanto, se coincide con que se requieren agregar incentivos para mantener las
plantas cogeneradoras en funcionamiento.
Si bien la inclusión de un valor
residual puede mantener un nivel de rentabilidad consistente con el valor del
activo durante el periodo de funcionamiento de la planta cogeneradora que supere
la vida útil, si tiende a sobreestimar el Fu durante los años de vida útil de
la planta, tal como se indicó en el informe IN-0029-CDR-2023 del 29 de junio de
2023, donde se puntualiza lo siguiente:
"(.)
En ese sentido, lleva razón el
opositor en cuanto a que el factor remanente de utilización (Fu) en el caso de
cogeneración eléctrica, no debe contemplar el valor residual, debido a que, al
considerarse, el bien utilizado para la generación eléctrica podría estar
superando la vida útil y, por lo tanto, estaría teniendo un valor superior al
valor total del activo.
(.)"
Por lo anterior, se determina que la
mejor alternativa para no sobreestimar el factor remanente de utilización (Fu)
durante la vida útil o vida depreciable de la planta y otorgar incentivos
suficientes a los generadores privados para continuar brindando el servicio de
cogeneración de energía eléctrica una vez finalizada dicha vida útil, es
establecer una restricción a la variable Fu de modo que el resultado de la
misma no puede ser inferior a 10%, por lo cual, los cogeneradores obtienen una
rentabilidad consistente con las plantas cogeneradores que se mantienen en
funcionamiento más allá de su vida útil, debido a que ya se les reconoció la
depreciación total al activo durante el periodo de vida útil y no se
sobreestima la rentabilidad durante la vida útil de activo. Por esto, se
modifica la sección 8.9 de la metodología propuesta de la siguiente forma:
"8.9. Factor remanente de
utilización (Fu)
El factor remanente de utilización de
cada planta cogeneradora representa el porcentaje restante del valor del activo
para un momento puntual de la vida útil en función de la edad del activo
principal. El factor remanente de utilización se determina con la siguiente
ecuación, sujeta a la restricción indicada.
Sujeto a la siguiente condición
Fu ≥ 10%
Donde:
Fu = Factor remanente de utilización
para cada prestador (%).
Vu = Vida útil indicada por
el fabricante para el activo más importante de la planta.
AT = Año anterior al año en
que se realiza el cálculo tarifario.
AF = Año de fabricación de
la planta generadora.
Vd = Valor depreciable de
la planta generadora.
La condición Fu ≥ 10% establece
que el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%,
mientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al
SEN. Es decir, las plantas alcanzarán el 90% de su vida útil y el 10% restante
se mantendrá constante y, ese porcentaje ajustará la inversión, sobre la cual
se continuará reconociendo la rentabilidad al prestador.
Algunas consideraciones de los
parámetros anteriores se especifican a continuación.
1. Vida útil (VU): La vida útil es el
periodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en
este caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el
cual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de
generación eléctrica con biomasa será calculada según la información
suministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del
turbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores,
cada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio
simple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años.
2. Se establece que el valor mínimo
del Fu corresponde a un 10%, esto sustentado en los "Términos y
condiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía
renovable" de distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de
la India (Nueva Delhi, Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e
investigaciones que sitúan el valor de rescate de la tecnología empleada para
la generación de energía con bagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R.
& Pohekar, S. (2014) y Perwez, U. et al. (2015)).
(.)"
Tomando en cuenta lo anterior, una vez
eliminada de la ecuación la variable Vr (valor residual) de la fórmula del Fu y
siendo que la variable Vd se determina como Vd= 1-Vr, al desaparecer el valor
Vr de la ecuación, de manera automática Vd solo puede obtener el valor de 1.
Bajo esa consideración descrita fue
sometida la propuesta a la audiencia pública, sin embargo, para efecto de
precisión y dado que dicha variable de efecto dentro de la fórmula del Fu, lo
que corresponde en consecuencia, es su eliminación de la ecuación y de la
definición de la variable.
Además, con base en la condición de Fu
≥ 10%, indicada, el factor remanente de utilización será de 10% al
acercarse el final de la vida útil del activo y mientras el mismo continúe en
operación, el reconocimiento de su utilización corresponde al mencionado
porcentaje y no depende del valor de depreciación.
De acuerdo con lo indicado,
considerando las variables que contiene la ecuación 12, las cuales todas están
relacionadas con la vida útil y la edad del activo, se procede a ajusta el
texto de la sección 8.9 de la siguiente forma:
"(.)
8.9 Factor remanente de utilización
(Fu)
El factor remanente de utilización de
cada planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un momento puntual de la vida útil en función
de la edad total del activo principal. El factor remanente de
utilización para plantas que no han
cumplido su vida útil es el siguiente.
Sujeto a la siguiente condición
Fu ≥ 10%
Donde:
Fu = Factor remanente de utilización
para cada prestador (%).
Vu = Vida útil indicada por el
fabricante para el activo más importante
de la planta.
AT = Año anterior al año en que se
realiza el cálculo tarifario.
AF = Año de fabricación de la planta
generadora.
(.)"
Efectuado este ajuste se elimina la
variable Vd de la fórmula 12 y se elimina Vd del cuadro resumen de variables.
Todo lo demás se mantiene según lo
indicado en el informe IN-0018-CDR-2024.
(.)"
- Que
el fundamento técnico de la presente propuesta metodológica, se basa en el
informe IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024 denominado "Informe
técnico posaudiencia de la propuesta de Metodología ordinaria para la
fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con
diferentes fuentes de biomasa" así como en el informe IN-0021-CDR-2024,
del 12 de abril de 2024, denominado "Adición y aclaración al
informe técnico IN-0018-CDR-2024 del análisis post audiencia de la
propuesta de Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración
de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa", elaborados
por la fuerza de tarea y remitidos por el CDR mediante los oficios
OF-0081-CDR- 2024, del 19 de marzo de 2024 y OF-0106-CDR-2024, del 17 de
abril de 2024, respectivamente.
- Que
el 20 de marzo y 18 de abril de 2024, respectivamente, la SJD, remitió a
la DGAJR, la documentación técnica relacionada con la propuesta de "Metodología
ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía
eléctrica con diferentes fuentes de biomasa" así como el
informe de respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública,
para el respectivo análisis post audiencia pública. Que la DGAJR mediante
el oficio OF-0271-DGAJR-2024 del 26 de abril de 2024, emitió el respectivo
criterio, recomendándole a la Junta Directiva de la Aresep lo siguiente: "1.
Someter al conocimiento y valoración de la Junta Directiva de la
Aresep, la propuesta de "Metodología ordinaria para la fijación de
tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes
fuentes de biomasa", presentada por la Dirección General
Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0081-CDR-2024,
del 19 de marzo de 2024 y adicionado y aclarado mediante el oficio
OF-0106-CDR-2024, del 17 de abril de 2024".
- Que
con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo
procedente es: 1- Dictar la
Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de
energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa. 2-Tener como respuesta a las
posiciones presentadas en la audiencia pública celebrada el 28 de
setiembre de 2023, lo señalado en el informe IN-0017-CDR-2024, del 14 de
marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de todos en este
proceso. 3-Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a notificar
al señor Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad Anónima,
Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense de
Electricidad y al Ingenio Taboga Sociedad Anónima, la respuesta a las
posiciones presentadas en la audiencia pública, así como la presente
resolución, en un solo acto. 4-Derogar
la resolución RJD-004-2010, "Metodología tarifaria según la estructura
de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con
bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad
y su fórmula de
indexación", publicada en La Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010
y sus reformas. 5-Derogar
de la resolución RJD-162-2011 "Modelo y estructura de costos
de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo
de caña y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta
N°233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas. 6-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep,
para que proceda a realizar la publicación de la presente resolución en el
diario oficial La Gaceta. 7-Instruir
a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación que coordine
con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación de la
presente metodología, en la página web institucional. 8-Comunicar la presente resolución
a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la
Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía,
para lo que corresponda.
- Que
en la sesión 42-2024 celebrada el 28 de mayo de 2024 y ratificada el 06 de
junio de 2024, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico final
IN-0018-CDR-2024, del 14 de marzo de 2024, y su adición y aclaración
realizada en el informe técnico IN-0021-CDR-2024, del 12 de abril de 2024,
elaborado por la fuerza de tarea, los oficios OF-0081-CDR-2024, del 19 de
marzo de 2024 y OF-0106-CDR-2024, del 17 de abril de 2024, de la Dirección
General Centro Desarrollo de la Regulación, así como el
OF-0271-DGAJR-2024, del 26 de abril de 2024, de la Dirección General de
Asesoría Jurídica y Regulatoria, acuerda dictar la presente resolución tal
y como se dispone.
POR TANTO:
Con fundamento en las facultades
conferidas en la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley 7593),
en el Decreto Ejecutivo 29732-MP "Reglamento a la Ley 7593" y
en el "Reglamento Interno de Organización y Funciones de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado"
(RIOF); se dispone lo siguiente:
LA JUNTA DIRECTIVA
DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS
SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
I.
Dictar la metodología ordinaria para
la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes
fuentes de biomasa, de conformidad con lo siguiente:
"METODOLOGÍA ORDINARIA PARA LA
FIJACIÓN DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN
DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA"
Contenido
(.)
4. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y
DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA ...................................................................................................................
43
(.)
8. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA
PROPUESTA ...................................... 45
8.1. Alcance
....................................................................................................
45
8.2. Objetivo general
.......................................................................................
46
8.3. Objetivos específicos
...............................................................................
46
8.4. Fórmula general de la metodología
.......................................................... 47
8.4.1. Tarifa máxima
....................................................................................
48
8.5. Costo de explotación anual (Ce)
.............................................................. 49
8.5.1. Concepto:
..........................................................................................
49
8.5.2. Fuente de información
....................................................................... 49
8.5.3. Costo de explotación por kW
contratado (Cekw) ................................ 50
8.5.4. Indexación del costo de
explotación .................................................. 50
8.6. Horas en operación (H)
............................................................................ 52
8.6.1. Concepto:
..........................................................................................
52
8.6.2. Fuente de información
....................................................................... 52
8.6.3. Cálculo de las horas de
operación promedio ..................................... 53
8.7. Rédito para el desarrollo (R)
.................................................................... 53
8.7.1. Costo del endeudamiento (KD):.........................................................
54
8.7.2. Costo del capital propio (KE):
............................................................ 55
8.8. Monto de la inversión (I)
........................................................................... 58
8.8.1. Concepto:
..........................................................................................
58
8.8.2. Fuente de información
....................................................................... 58
8.8.3. Inversión por kW contratado
(Ikw) ....................................................... 60
8.9. Factor remanente de utilización
(Fu) ........................................................ 60
9. APLICACIÓN
DE LOS AJUSTES PERIODICOS ..........................................
62
10. COMPETENCIAS
DE LA INTENDENCIA DE ENERGÍA O DEL ÓRGANO
INTERNO DE LA ARESEP ENCARGADO DE
FIJAR TARIFAS .................. 62
11. OBLIGACIONES
DE LOS OPERADORES O AGENTES ..............................
62
12. OTRAS
CONSIDERACIONES .......................................................................
63
13. DEROGATORIAS
...........................................................................................
63
15. ANEXOS
.........................................................................................................
64
15.1. Listado de ecuaciones
.......................................................................... 64
15.2. Listado de variables del modelo
tarifario ............................................... 65
"(.)
1. (.)
2. (.)
3. (.)
4. ABREVIATURAS,
ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA
- Unidades:
kWh: kilo Watt hora
MW: Megavatio
kW: Kilovatio
- Acrónimos:
Aresep o ARESEP: Autoridad Reguladora de los servicios Públicos
CAPM: Capital Asset Pricing Model (Modelo de valoración de activos
de capital, al traducirla al español)
CDR: Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación
DGAJR: Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria
DOCSE: División de Operación y Control del Sistema Eléctrico,
anterior Centro Nacional de Control de Energía (CENCE)
DR-PO-03: Procedimiento para desarrollar
y modificar modelos tarifarios y reglamentos técnicos, versión del 18 de marzo
de 2022.
ICE: Instituto Costarricense de Electricidad
IE: Intendencia de Energía
IRENA: International Renewable Energy Agency (Agencia Internacional
de las Energías Renovables, al traducirla al español)
LGAP: Ley General de la Administración Pública
MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía
OS: Operador del Sistema
PGR: Procuraduría General de la República
PND: Plan Nacional de Desarrollo
PNE: Plan Nacional de Energía
RIOF: Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad
Reguladora y su órgano desconcentrado
SEN: Sistema Eléctrico Nacional
c. Definiciones:
Bagazo de caña: Residuo que se obtiene del proceso de fabricación del azúcar
a partir de la caña, es una fuente de biomasa.
Biomasa: Materia orgánica de origen biológico, compuesta
principalmente por estructuras de lípidos e hidratos de carbono y otra serie de
compuestos biomoleculares, normalmente acompañada de altos porcentajes de
humedad. No derivada del petróleo, que es aprovechable para producir energía
renovable.
Capacidad instalada o capacidad de
planta: Es el potencial de
producción o volumen máximo de producción que una empresa o planta en
particular, puede lograr durante un período de tiempo determinado, teniendo en
cuenta todos los recursos que tienen disponibles, sea los equipos de
producción, instalaciones, recursos humanos, tecnología,
experiencia/conocimientos entre otros.
Central de energía eléctrica o central
eléctrica o planta generadora de energía eléctrica: Instalación industrial diseñada para convertir la energía
mecánica proveniente del agua,
la biomasa, búnker, el gas u otros, en energía eléctrica.
Cogenerador: Planta o central eléctrica que genera energía eléctrica para
su proceso productivo normal de su actividad económica y los excedentes los
dispone en la red eléctrica pública para la venta de energía al ICE.
Combustión: Proceso mediante el cual se produce la quema de cualquier
sustancia, en este caso, biomasa, para producir calor.
Concesión: Autorización que el Estado otorga para operar, explotar y
prestar el servicio de generación.
Generador con biomasa: Central de energía diseñada para generar energía eléctrica a
partir de residuos biológicos o biomasa. También se denomina generador a la persona
física o jurídica que posee una central de energía eléctrica.
5. (.)
6. (.)
7. (.)
8. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA
PROPUESTA
8.1. Alcance
Esta metodología aplicará para la
fijación de tarifas ordinaria de oficio o a solicitud de parte para la compraventa de energía eléctrica producida con
diferentes fuentes de biomasa,
con una periodicidad de aplicación anual, bajo las condiciones técnicas
establecidas en nuestro país por la Aresep y que cumplan con el ordenamiento
jurídico aplicable, así como la normativa vigente y las consideraciones,
premisas y criterios expuestos para esta metodología o las que a futuro se
establezcan.
La finalidad de esta metodología es
que exista un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita
calcular la tarifa máxima de referencia por prestador para la venta de energía
eléctrica producida con distintas fuentes de biomasa con procesos de
combustión, tanto para plantas que actualmente tienen contrato para la venta de
energía, como para plantas que en el futuro firmen un contrato para la venta de
energía producida con biomasa, que pueda ser utilizado por los agentes que
participan en la cogeneración de electricidad con dicha fuente, que cumplen con
los requisitos legales y técnicos para ese fin y que considere la información
propia de las plantas.
Lo anterior de conformidad con el
artículo 20 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200 "Ley que
Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela", N°37124- MINAET, el
cual en su artículo 20 indica que "Las tarifas, tanto para plantas nuevas
como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de
precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán
tener una estructura desagregada
por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con
la evolución prevista de los costos del SEN."
Considerando lo anterior, la
metodología propuesta tiene su campo de acción en la venta de energía eléctrica
producida por cogeneradores privados al ICE, a la luz del Capítulo I de la Ley
N°7200. En este caso se trata de energía producida con bagazo de caña de azúcar
y cualquier otra fuente de biomasa en procesos de combustión únicamente, de
modo que, no incluye la producción de energía con residuos sólidos municipales,
ni procesos como gasificación, pirólisis, reactores de plasma, entre otros.
La metodología considera que la fuente
de biomasa parte de la operación de un proceso productivo existente que posee
una planta de cogeneración eléctrica, por lo que, el residuo biomásico es
utilizado para producir energía para vender al ICE.
La metodología utilizará, como insumo
para su aplicación, la información financiera contable aportada a la Aresep por
los prestadores de este servicio, proveniente de los Estados Financieros
auditados y homologados a la contabilidad regulatoria según los formatos y
plazos establecidos por la Intendencia de Energía. En caso de que se emplee
otra información distinta a la incluida en los Estados Financieros, se requiere
justificar el motivo de su inclusión e indicar cuál es la fuente de la
información. Por su parte, se aclara que, la determinación de una tarifa para
la producción de energía con otras fuentes de biomasa distintas al bagazo (dado
que actualmente sólo se cuenta con información de las dos plantas que generan
con bagazo), está sujeta a la información financiero contable que aporte el
interesado, de conformidad con las disposiciones que en esta materia haya
establecido la Aresep o que en un futuro establezca.
8.2. Objetivo general
Establecer una metodología tarifaria
que promueva la eficiencia por medio de la definición de una tarifa máxima por
kWh para la venta de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de
biomasa, entre los cogeneradores privados y el ICE, al amparo del Capítulo I de
la Ley N°7200.
8.3. Objetivos específicos
i. Definir el procedimiento para
realizar el cálculo tarifario.
ii. Establecer un mecanismo flexible
para la determinación de la tarifa que permita a las partes acordar la tarifa
para la venta de energía.
iii. Establecer las fuentes de
información para las variables que emplea la metodología.
iv. Establecer la información que
deben aportar los prestadores para la aplicación de la tarifa.
8.4. Fórmula general de la metodología
La presente metodología establece el
proceso de cálculo de la tarifa máxima para el servicio de venta de energía
eléctrica producida con biomasa entre el ICE y los cogeneradores privados.
Dado que las plantas pueden ser
utilizadas para producir energía para autoconsumo, esta tarifa considera
únicamente los costos y gastos ajustados por la proporción de la potencia
contratada para venta de energía al ICE. Esta tarifa será considerada como
tarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin
de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima
establecida por la Aresep y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá
superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los
intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que,
al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en
beneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del
usuario.
Es necesario dejar claro que la
aplicación del concepto de precio máximo en servicios públicos no es ajena al
quehacer de esta Autoridad Reguladora, ya que éste se encuentra enmarcado entre
las potestades excluyentes y exclusivas que el marco legal le permite
establecer para equilibrar el interés del operador y de los usuarios en la
fijación de precios y tarifas.
En el proceso de determinación del
valor del kWh para la compraventa de energía eléctrica entre el ICE y el
cogenerador se podrá definir una estructura horaria, estacional u
horaria-estacional, el ICE deberá establecer los parámetros aplicables en las
bases de contratación o bien dejarla abierta a la presentación de ofertas de
venta de parte de los generadores privados a los que les aplique esta
metodología.
Además, el ICE podrá definir o solicitar
esa estructura por bloques de energía, todo lo anterior deberá justificarse con
base en las necesidades detectadas en el Sistema Eléctrico Nacional y la
optimización del parque de generación disponible en todo momento. Si se llega a
definir una estructura, en ningún momento las tarifas podrán ser superiores a
la tarifa máxima definida mediante esta metodología.
Para la determinación del costo del
kWh, tal y como lo indica el artículo 22 del Reglamento al Capítulo I de la Ley
N°7200 "Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o
Paralela", N°37124-MINAET, "el ICE deberá considerar las necesidades
de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el plazo de vigencia de
la concesión de servicio público, la vida útil remanente de las plantas, el
interés público, el costo estimado del contrato, la continuidad óptima de la
prestación del servicio, la política pública sectorial, así como la
conveniencia, optimización económica del servicio, y la seguridad operativa del
Sistema Eléctrico Nacional (SEN) dentro del límite autorizado por el artículo 7
de la Ley N º 7200."
Para los fines de esta metodología,
los prestadores deben suministrar la información relacionada tanto de la
generación total de energía eléctrica, como de la cogeneración relacionada con
la venta de energía; con el fin de analizar, valorar y establecer, conforme al
artículo 32 de la Ley N°7593 y bajo los principios de proporcionalidad,
razonabilidad y servicio al costo, cuáles de los costos y gastos requeridos
para la producción de energía eléctrica se vinculan con la generación para la
venta al ICE, esto para determinar la tarifa considerando, única y
exclusivamente, los costos y gastos que corresponden al servicio público.
Solo se reconocerán los costos que
corresponden a la cogeneración de energía eléctrica que corresponda a la
potencia contratada para la venta al ICE, excluyendo cualquier otra producción
que pertenezca a actividades ajenas a dicho servicio.
Para efectos de esta metodología,
cuando se haga referencia al último periodo de cosecha6 considerado
en la información financiero contable, corresponderá con los datos provenientes
de los meses o periodo de la cosecha que ocurrió entre los meses considerados
en el periodo fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa
a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a
nivel nacional vía Ley; en ningún caso, se empleará información que no
corresponda con el periodo antes mencionado.
8.4.1. Tarifa máxima
La tarifa máxima se calcula como:
Donde:
Tm = Tarifa máxima para el
prestador.
Cekw = Costo de explotación anual
unitario por kW contratado. Ver sección
8.5. denominada "Costo de
explotación anual (Ce)".
Ikw = Inversión unitaria por kW
contratado. Ver sección 8.8. denominada "Monto de la inversión (I)".
Fu = Factor remanente de
utilización para cada prestador (%). Ver sección 8.9. denominada "Factor
remanente de utilización (Fu)".
6 No se descarta el uso de otras
biomasas como pellets, bricks o materias primas derivadas de madera.
R = Tasa de rédito para el
desarrollo. Ver sección 8.7. denominada "Rédito para el desarrollo
(R)".
H = Cantidad de horas anuales promedio
que la planta estuvo en operación generando energía eléctrica. Ver sección 8.6.
denominada "Horas en operación (H)".
8.5. Costo de explotación anual (Ce)
8.5.1. Concepto:
El costo anual de explotación incluye
los costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de
electricidad, en la cual se reconocen, única y exclusivamente, los costos
proporcionales a la potencia contratada por el ICE. Los costos de explotación
se conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y
otros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de
regulación.
El costo de explotación no incluye: a)
gastos de depreciación b) gastos financieros y c) los impuestos asociados a las
utilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable. A su
vez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la
materia prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un
subproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación
de energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de
generación están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia
prima hacia la planta generadora.
8.5.2. Fuente de información
El cálculo de este valor se hará mediante
el uso de la información financiero contable de los prestadores a los que les
aplique esta metodología y se reconocerán en el cálculo únicamente los costos
necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía ajustados
a la proporción de la potencia contratada por el ICE, que corresponde al
servicio público regulado.
Esa información deberá superar los
filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N°7593, de tal
forma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los
necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía; b) los
costos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para
la prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean
desproporcionados para prestar el servicio público regulado, que es únicamente
la generación de energía eléctrica proporcional a la potencia contratada por el
ICE.
Considerando que las plantas de
cogeneración con biomasa están en funcionamiento durante la cosecha, se espera
que en los meses fuera de cosecha, los costos de explotación reflejen los
costos fijos y el mantenimiento preventivo de la planta, para ello, será
necesario que la información de costos de explotación anual se presente con un
desglose mensual, para poder analizar este comportamiento de los costos. De
igual manera se reitera que todos los costos deberán ser debidamente
justificados.
Se utilizará la información financiero
contable del último reporte anual disponible, de conformidad con las
disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector.
La fecha de corte de los datos, que se
utilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de
cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la
que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel
nacional vía Ley.
La fecha de inicio del proceso de
fijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los estudios
tarifarios contendrán la información actualizada para todas las variables a la
misma fecha de corte mencionada anteriormente.
8.5.3. Costo de explotación por kW
contratado (Cekw)
El
costo de explotación anual se determina con la siguiente fórmula:
Donde:
CekW = Costos de explotación anual
unitario por kW contratado.
Ce = Costo de explotación anual de la
planta para la venta de energía según la potencia contrada por el ICE.
Pcon = Potencia contratada en kW de la
planta al momento del estudio tarifario.
8.5.4. Indexación del costo de
explotación
Si el periodo a considerar de los
costos de explotación no corresponde con el periodo establecido en la
metodología, es decir, con la fecha de cierre fiscal autorizado por el
Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel
nacional vía Ley será necesario indexar los costos de explotación para
actualizarlos. La indexación se realiza utilizando el Índice de precios al
productor de la manufactura (IPP-MAN), el cuál es publicado mensualmente por el
Banco Central de Costa Rica o el que lo sustituya. La indexación solo se
aplicará en casos excepcionales y debidamente justificados a la empresa a la
que le aplique la tarifa.
Para el cálculo de la indexación de
los costos de explotación, primeramente, se estima el factor de actualización
del costo de explotación (𝐹𝐶𝑒 ) de la siguiente forma:
Donde:
FCe = Factor de actualización del costo de explotación.
Icrw = Índice de precios al productor
de la manufactura de Costa Rica (IPPMAN) para el mes "w".
IcrM = Índice de precios al productor
de la manufactura de Costa Rica (IPPMAN) para cada uno de los meses
"M".
M = Cada uno de los meses considerados
en el Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la tarifa.
W = Mes de cierre fiscal autorizado
por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a
nivel nacional vía Ley.
1 = Primer mes de los datos
considerados en el Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la
tarifa.
N = Número de meses considerados en el
Estado Financiero de la empresa a la que se le aplique la tarifa.
La fórmula del factor de actualización
del costo de explotación busca estimar un factor entre el IPP-MAN del mes de
cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el
cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley entre el promedio de los
índices (IPP-MAN) contemplados en el Estado Financiero empleado para la
estimación tarifaria.
Para estimar el costo de explotación
actualizado se aplica la siguiente ecuación:
𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕
Fórmula 4
Donde:
Ce = Costo de explotación anual de la
planta para la venta de energía según la potencia contrada por el ICE.
FCe = Factor de actualización del
costo de explotación.
Ceact = Costo de explotación por
actualizar.
Cuando es necesario indexar los costos
de explotación, el resultado de la ecuación anterior se introduce en la fórmula
2 para la estimación del costo de explotación anual unitario por kW contratado
(CekW), en caso contrario, se introducen los costos de explotación
correspondientes al servicio público, provenientes de los Estados Financieros
auditados y homologados a la contabilidad regulatoria según los formatos y
plazos establecidos por la Intendencia de Energía.
8.6. Horas en operación (H)
8.6.1. Concepto:
Corresponde a la cantidad de horas en
que la planta estuvo en operación cogenerando energía eléctrica durante el
periodo de cosecha. Se parte de una operación eficiente que solo depende de la
existencia de materia prima; por tanto, las horas en operación a reconocer
corresponden a las horas máximas de operación de la planta en el periodo de
cosecha.
8.6.2. Fuente de información
Para calcular este valor es necesario
que los prestadores a los que les aplique esta metodología indiquen el periodo
de cosecha anual (en días) de los últimos 5 periodos para reflejar de forma
estable el comportamiento de la variable.
El último periodo de cosecha para
calcular las horas en operación corresponderá al último periodo de cosecha que
esté incluido en la información financiero contable disponible, previo al
inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de
cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el
cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.
A partir de esta información, la
Aresep calculará las horas en operación, mediante la estimación del promedio
simple de los días de cosecha para los últimos 5 periodos. Para el caso de un
prestador nuevo, si no se cuenta con información disponible para este periodo
se podrá realizar la estimación hasta con un mínimo de 3 periodos; si el
prestador no puede brindar como mínimo información para 3 periodos, se empleará
un promedio simple de los días promedio de cosecha calculados para los demás
cogeneradores de biomasa que operen en el mercado costarricense, calculados
sobre información de los últimos 5 periodos. La utilización del promedio de
cosecha de los otros cogeneradores aplicará hasta que el prestador nuevo cumpla
los 3 años de operación.
8.6.3. Cálculo de las horas de
operación promedio
Se estimará la cantidad de horas en
que la planta estuvo en operación cogenerando energía eléctrica en el periodo
de cosecha, considerando el máximo de horas que se podría trabajar en
este periodo, en otras palabras, operación a capacidad máxima. La fórmula
empleada para realizar la estimación es la siguiente:
𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 ∗ 𝑫
Fórmula 5
Donde:
H = Cantidad de horas anuales promedio
que la planta estuvo en operación generando energía eléctrica.
D = Promedio de días de cosecha. Ver
fórmula 6.
Los días promedio de cosecha de los
últimos 5 periodos de cogeneración para la planta se obtienen de la siguiente
manera:
Donde:
D = Promedio de días de cosecha.
Dz = Cantidad de días de cosecha en
cada periodo "z".
z = Cada uno de los periodos de
cosecha de 1 a 5.
8.7. Rédito para el desarrollo (R)
El cálculo de la tasa de rédito para
el desarrollo (R) se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio
Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas
en inglés), según se muestra en la siguiente ecuación.
Fórmula
7
Donde:
R = Tasa
de rédito para el desarrollo.
KD= Costo del
endeudamiento. Ver la sección 8.7.1. denominada "Costo del endeudamiento
(KD)"
TI = Tasa
impositiva. Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la
Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de
agosto de 1999) que indica "Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser
reconocido en la estructura de costos de ningún servicio público regulado por
esta Autoridad Reguladora" o lo que en su momento disponga la Junta
Directiva de la Aresep.
VD = Valor de la
deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas
para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados
Financieros auditados y homologados a la contabilidad regulatoria e información
complementaria a esta, que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal
autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique
la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía
Ley.
VCP= Valor del capital
correspondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para la cogeneración
de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados Financieros auditados y
homologados a la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta,
que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el
Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su
defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.
KE = Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver la sección
8.7.2. denominada "Costo del capital propio (KE)".
8.7.1. Costo del endeudamiento (KD):
Para obtener el costo del
endeudamiento (KD) se utilizará el promedio más bajo entre: a) la tasa activa
negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, para el sector público y
b) la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, para
el sector privado. Ambos promedios estimados sobre los valores de los últimos
doce meses con corte a la fecha de la información financiero contable empleada
para la fijación tarifaria, que corresponde con la fecha de cierre fiscal
autorizada por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal
establecido a nivel nacional vía Ley, según la publicación mensual realizada
por el Banco Central de Costa Rica denominada "Tasa activa negociada
(TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en
colones".
8.7.2. Costo del capital propio (KE):
El cálculo de la rentabilidad sobre
los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de
Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés,
"Capital Asset Pricing Model").
El método CAPM se basa en considerar
que los cambios en el retorno de un activo están relacionados con el riesgo
asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo
relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de
las inversiones específicas (riesgo específico).
Para estimar el costo de capital
propio (KE) se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la
aplicación del CAPM, dado que la información utilizada está basada en tasas
expresadas con moneda en dólares americanos, se considera necesario realizar
una equivalencia a colones, por lo que se propone utilizar la paridad de tipos
de interés cubierta. Dicha "condición de paridad establece que el
diferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es
igual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág.
8)"7, lo anterior, también es consistente con lo planteado por
Rojas (1997)8, quién a su vez indica:
7 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad
del capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica
(1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR.
8 Rojas, Á. (1997). Descomposición
del Diferencial de Tasas de Interés entre Chile y el Extranjero: 1992-1996.
Santiago, Chile: Documento de Trabajo N° 22: Banco Central de Chile.
"La paridad cubierta de tasas de
interés establece que, dado que existen flujos de capital a nivel internacional
libres de todo tipo de restricciones, entonces, se tenderán a igualar los
retornos de una inversión a nivel doméstico o en el extranjero, al ser medidos
en una moneda común. Otra manera de especificar la paridad cubierta es señalar
que el diferencial de tasas de interés entre dos activos idénticos en todo
respecto, excepto la moneda de denominación, debería ser cero, una vez que se
haya hecho la cobertura del riesgo cambiario en el mercado forward
correspondiente". (Rojas, 1997, pág. 7).
Por lo que esta equivalencia se
expresa de la siguiente forma:
𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ + 𝑬𝑫)
Fórmula 8
Donde:
KE = Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital.
KE$ = Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos
de América (USD).
ED = Tasa de la
variación esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar para el
ajuste tarifario. La variación se estima utilizando el dato de las
"Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses"
publicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya. Se
calcula como un promedio simple de los datos de los 12 meses que se consideren
en los estados financieros que se incorporan en la solicitud tarifaria a la
Aresep.
$ = Dólares
de los Estados Unidos de América (USD).
Para la estimación del "KE$"
se empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento:
𝑲𝑬$ = 𝑲𝑳 + 𝛃𝐚 ∗ 𝐏𝐑 + 𝛌𝐑𝐏
Fórmula 9
Donde:
KE$ = Tasa de
rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América
(USD).
KL = Tasa libre de
riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo
para el inversionista.
PR = Prima
por riesgo.
RP = Riesgo país. Es
el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y
comunes de un cierto país.
βa = Beta
apalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un activo
determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina "apalancada"
cuando parte de la inversión se financia con deuda.
𝜆 = Factor de absorción
del riesgo país. Estimado mediante la beta desapalancada de la industria
(βd, que corresponde al utilizado en la fórmula 10).
La beta apalancada se obtiene de la
siguiente fórmula:
Donde:
βa = Beta apalancada de la inversión.
KE = Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital.
KE$ = Tasa de
rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de
América (USD).
ED = Tasa de la variación
esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar para el ajuste
tarifario. La variación se estima utilizando el dato de las "Expectativas
de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses" publicado por el BCCR o
la publicación que en el futuro la sustituya. Se calcula como un promedio
simple de los datos de los 12 meses que se consideren en los estados
financieros que se incorporan en la solicitud tarifaria a la Aresep.
$ = Dólares de los Estados Unidos de América
(USD).
βd = Beta desapalancada.
VD = Valor de la
deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas
para la cogeneración de energía eléctrica.
Se utiliza el dato de los Estados
Financieros auditados y homologados a la contabilidad regulatoria e información
complementaria a esta, que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal
autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique
la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.
VCP = Valor del capital
correspondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para la cogeneración
de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los Estados Financieros auditados y
homologados a la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta,
que la Aresep establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el
Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su
defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.
TI = Tasa
impositiva. Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la
Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de
agosto de 1999) o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la
Aresep.
Las fuentes, especificaciones y características
de los parámetros que se requieren para estimar la rentabilidad sobre aportes
al capital son los siguientes.
1. Tasa libre de riesgo (KL): Es la
tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América
(USA) con un periodo de maduración a 10 años, la cual está disponible en la
página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección
de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.
2. Para la prima por riesgo (PR) se
empleará la variable denominada "Implied ERP (FCFE)" o la variable
que la sustituya y para el riesgo país (RP) se considera el valor publicado
para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y
donde el riesgo país se denomina Country Risk premium. Los valores de estas
variables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran,
en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de
información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una
fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de
información técnica, que sea trazable, continua y con la información más
reciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no
estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece
el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública.
3. El Beta desapalancado corresponderá
al sector denominado "Utility (general)" y se obtendrá de la
información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se
recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable,
especializada en la generación de información técnica, que sea trazable,
continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de
esta beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada
técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la
Administración Pública.
Para la determinación del "Costo
de capital propio" se utilizarán datos correspondientes a un año, en
virtud de que la metodología se aplica una vez al año, y esto permite que se
refleje de forma oportuna los cambios en el entorno de la industria.
La fuente de información elegida para
las variables descritas en los puntos 1, 2 y 3, será utilizada de manera
consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (1 año) y la
frecuencia de las observaciones (una observación por año). En caso de que, para
obtener la observación anual, sea necesario aplicar un promedio mensual, se
empleará un periodo similar al utilizado en la sección 8.7.1 denominada
"Costo del endeudamiento (KD)"; en caso contrario, se utilizará el
dato anual correspondiente al año fiscal anterior.
8.8. Monto de la inversión (I)
8.8.1. Concepto:
El costo de inversión a reconocer corresponde
al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo utilizados para cogenerar
energía eléctrica ajustados a la proporción de la potencia contratada por el
ICE, con cualquier fuente de biomasa y que no sobrepase los 20MW según lo
indicado en la Ley N°7200. El monto de la inversión se ajustará por medio del
factor remanente de utilización que permite estimar el valor restante del
activo para un momento puntual de la vida útil.
8.8.2. Fuente de información
El cálculo de este valor se hará
mediante el uso de la información financiero contable obtenida de los Estados
Financieros Auditados homologados a la contabilidad regulatoria, según las
disposiciones que establezca la Intendencia de Energía, que remita cada
prestador al que le aplique esta metodología y se considerará únicamente la
inversión correspondiente a los activos ajustados a la proporción de la
potencia contratada por el ICE, asociada al servicio público regulado.
Esa información deberá superar los
filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N°7593, de tal
forma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la
cogeneración de energía para la potencia contratada por el ICE, b) inversiones
que no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el
servicio público y c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el
servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía
eléctrica para venta al ICE.
No se reconocerán los activos que
estén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de
la cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la
cogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se
reconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de
energía eléctrica.
Para esta variable se considerará el
valor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y
equipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio
público) utilizado para la cogeneración, y se reconoce únicamente los activos
ajustados a la proporción de la potencia contratada por el ICE, con su valor
actualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará
seguidamente), el cual se entregará por medio de la contabilidad regulatoria.
En relación con la actualización al
presente del valor de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar
sus activos tal como lo establece las Normas Internaciones de Información
Financiera (NIIF) sobre esta materia o en su efecto la norma internacional que
se llegue a acoger a nivel nacional, considerando el modelo del costo o el
modelo de revaluación, en este último caso se estimaría el valor razonable de
estos, técnicamente sustentado y justificado, además deberá mantener sus
registros contables de conformidad con esa normativa, separando los saldos al
costo de las revaluaciones para su debida trazabilidad y seguimiento. Las empresas
deben justificar y presentar la documentación que evidencie la política
contable que han establecido de conformidad con dichas normas, y la misma debe
estar avalada y revisada por los Auditores Externos en las auditorías a los
Estados Financieros.
En caso de que los Estados Financieros
Auditados contengan salvedades, sea adversa (negativa) o presente abstención de
opinión por parte del auditor, y que los hallazgos de éstos contemplen que la
valoración de activos no se apega a las normas indicadas o la empresa no cuenta
con políticas contables de valoración de activos apegadas a las NIIF (o en su
efecto la norma internacional que se llegue a acoger a nivel nacional), en el
cálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de
adquisición de la misma.
8.8.3. Inversión por kW contratado
(Ikw)
El costo de la inversión unitaria por
kW contratado para cada prestador se obtiene del cociente entre la inversión
total y la cantidad de kW contratados.
Donde:
Ikw = Inversión
unitaria por kW contratado.
I = Monto de la
inversión de la planta para la venta de energía según la potencia contrada por
el ICE.
Pcon = Potencia
contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario.
8.9.Factor remanente de utilización
(Fu)
El factor remanente de utilización de
cada planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un
momento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo
principal. El factor remanente de utilización es el siguiente:
Sujeto a la siguiente condición
Fu ≥ 10%
Donde:
Fu = Factor
remanente de utilización para cada prestador (%).
Vu = Vida
útil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta.
AT = Año
anterior al año en que se realiza el cálculo tarifario.
AF = Año
de fabricación de la planta generadora.
La condición Fu ≥ 10% establece
que el Factor Remanente de Utilización (Fu) nunca puede ser menor a 10%,
mientras la planta cogeneradora se encuentre generando energía para la venta al
SEN. Es decir, las plantas alcanzarán el 90% de su vida útil y el 10% restante
se mantendrá constante y, ese porcentaje ajustará la inversión, sobre la cual se
continuará reconociendo la rentabilidad al prestador.
Algunas consideraciones de los
parámetros anteriores se especifican a continuación.
1. Vida útil (VU): La vida útil es el
periodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en
este caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el
cual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de
generación eléctrica con biomasa será calculada según la información
suministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del
turbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores,
cada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio
simple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años.
2. Se establece que el valor mínimo
del Fu corresponde a un 10%, esto sustentado en los "Términos y
condiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía
renovable" de distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de
la India (Nueva Delhi, Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e
investigaciones que sitúan el valor de rescate de la tecnología empleada para
la generación de energía con bagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R.
& Pohekar, S. (2014) y Perwez, U. et al. (2015)). La vida útil de la planta
se actualizará cada 5 años con la información real que cada prestador entrega a
la Aresep.
3. Año anterior de cálculo tarifario
(AT): Se utiliza el año anterior al inicio del procedimiento de fijación
tarifaria, el cual inicia con la apertura del expediente administrativo, debido
a que se utilizará la información del último cierre fiscal autorizado por el
Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel
nacional vía Ley.
4. Año de fabricación (AF): Se utiliza
el año de fabricación del activo principal, que corresponde al turbo generador.
En el caso que la planta de un prestador esté conformada por más de un activo
principal, es decir, por más de un turbo generador, para obtener el año de
fabricación se calculará un promedio simple entre los años de fabricación de
estos activos, con el fin de obtener un único valor por prestador.
La información relacionada con el año
de fabricación de los activos deberá ser entregada por cada prestador según los
formatos y la periodicidad que la Aresep establezca.
9. APLICACIÓN DE LOS AJUSTES
PERIODICOS
La actualización de las tarifas se
realizará anualmente, iniciando los procedimientos de fijación tarifaria con la
apertura de los respectivos expedientes administrativos (uno por prestador) el
último día hábil del mes de agosto de todos los años, aplicándose esta
metodología según sus componentes, utilizando la información disponible y de
acuerdo con los criterios señalados en cada sección.
10.COMPETENCIAS DE LA INTENDENCIA DE
ENERGÍA O DEL ÓRGANO INTERNO DE LA ARESEP ENCARGADO DE FIJAR TARIFAS
La aplicación de esta metodología
corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia
de fijar tarifas y precios para el sector eléctrico.
La aplicación anual de esta
metodología se realizará mediante el procedimiento de fijación tarifaria
ordinaria previsto en la Ley N°7593 y en su respectivo Reglamento; debiendo
publicarse la respectiva convocatoria a audiencia pública.
11.OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O
AGENTES
Los generadores privados que le vendan
energía eléctrica al ICE al amparo del Capítulo I de la Ley N°7200, como prestadores
regulados por la Aresep a la luz del artículo 5 inciso a) de la Ley N°7593,
tendrán la obligación de presentar a la Aresep la información que determine la
Intendencia de Energía, o el área interna encargada de fijar tarifas a este
sector, según lo disponen los artículos 14 incisos c) y d) y 24 de la misma
Ley, para efectos de cálculo de esta tarifa; para lo cual dicha área deberá
establecer el listado de información requerida, la forma en la cual deben
remitir esa información y la periodicidad de remisión.
En línea con lo anterior, los
generadores privados tendrán la obligación de presentar a la Intendencia de
Energía o al área interna de la Aresep encargada de fijar tarifas a este
sector, los Estados Financieros Auditados correspondientes al cierre fiscal
autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal
establecido a nivel nacional vía Ley. Estos estados financieros deberán ser
presentados anualmente y a más tardar el último día hábil del cuarto mes
posterior al respectivo cierre fiscal.
Por su parte, deberán cumplir con la
presentación de la contabilidad regulatoria en los términos que establece la
resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, su actualización efectuada
mediante la resolución RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021 y las demás
resoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier información
necesaria para realizar las labores regulatorias correspondientes.
La Aresep podrá solicitar a los
prestadores la información que sea necesaria para determinar la tarifa, y en
caso de ser necesario podrá solicitar al, ICE o el operador del sistema (OS),
la información que determine la Intendencia de Energía, o el área interna
encargada de fijar tarifas a este sector, para efectos del cálculo de esta
tarifa; para lo cual dicha área deberá establecer el listado de información
requerida, la forma en la cual deben remitir esa información y la periodicidad
de remisión.
12.OTRAS CONSIDERACIONES
En el caso de que una planta no le
haya vendido energía al ICE en el marco de la Ley N°7200 y que no cuente con
una tarifa aprobada por Aresep, en ausencia de la información requerida, se
tomará como referencia, la menor tarifa fijada para los prestadores que les
aplique esta metodología. Para el año siguiente se calculará la tarifa con la
información contable real que deberá aportar el prestador, según los
lineamientos establecidos por la Autoridad Reguladora.
Para los prestadores con otras fuentes
de biomasa, al finalizar el primer año de funcionamiento deberán proporcionar a
la Aresep la información de costos de explotación y de inversión, en el caso de
que no la presenten, la Aresep podrá realizar una fiscalización para determinar
los costos reales.
De igual manera, esta metodología
tarifaria podrá aplicarse para determinar la tarifa de compra-venta de energía
eléctrica entre generadores privados y otros compradores diferentes al ICE;
siempre que se cumpla el ordenamiento jurídico aplicable, las normativas
vigentes y las consideraciones, premisas y criterios expuestos para esta
metodología.
13. DEROGATORIAS
En virtud de los cambios propuestos,
se considera oportuno derogar la resolución RJD-004-2010, "Metodología
tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de
generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto
Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación", publicada en La
Gaceta N° 98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas.
Así también, se propone la derogatoria
de la resolución RJD-162-2011 "Modelo y estructura de costos de una planta
de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su
fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N° 233 del 5 de diciembre
del 2011 y sus reformas.
(.)
15. ANEXOS
15.1. Listado de ecuaciones
|
Fórmula N°
|
Descripción
|
Detalle
de la fórmula
|
|
1
|
Tarifa
máxima para el prestador
|
𝑪𝒆𝒌𝒘 + 𝑰𝒌𝒘 ∗
𝑭𝒖 ∗ 𝑹
𝑻𝒎 =
𝑯
|
|
2
|
Costos
de explotación anual unitario por kW contratado
|
𝑪𝒆
𝑪𝒆𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏
|
|
3
|
Factor
de actualización del costo de explotación
|
𝑰𝒄𝒓𝒘
𝑭𝑪𝒆 = ∑𝒏 𝑰𝒄𝒓
𝑴=𝟏 𝑴
𝒏
|
|
4
|
Costo
de explotación anual actualizado de la planta para la venta de energía según
la potencia contrada por el ICE.
|
𝑪𝒆 = 𝑭𝑪𝒆 ∗ 𝑪𝒆𝒂𝒄𝒕
|
|
5
|
Cantidad
de horas en que la planta estuvo en operación cogenerando energía eléctrica
en el periodo de cosecha
|
𝑯 = 𝟐𝟒 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 ∗ 𝑫
|
|
6
|
Promedio
de días de cosecha
|
∑𝟓=𝟏 𝑫𝒛
𝑫 = 𝒁
𝟓
|
|
7
|
Tasa
de rédito para el desarrollo
|
𝑽𝑫
𝑹 = 𝑲𝑫 ∗ (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ + 𝑲𝑬
𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷
𝑽𝑪𝑷
∗
𝑽𝑫 + 𝑽𝑪𝑷
|
|
8
|
Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital
|
𝑲𝑬 = 𝑲𝑬$ ∗ 𝑬𝑫 + (𝑲𝑬$ +
𝑬𝑫)
|
|
9
|
Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos
de América (USD).
|
𝑲𝑬$ =
𝑲𝑳 + 𝜷𝒂 ∗ 𝑷𝑹 + 𝝀𝑹𝑷
|
|
10
|
Beta
apalancada de la inversión
|
𝑽𝑫
𝜷𝒂 = 𝜷𝒅 ∗ [𝟏 + (𝟏 − 𝑻𝑰) ∗ ]
𝑽𝑪𝑷
|
|
11
|
Inversión
unitaria por kW contratado
|
𝑰
𝑰𝒌𝑾 = 𝑷𝒄𝒐𝒏
|
|
12
|
Factor
remanente de utilización para cada prestador (%)
|
𝑽𝒖 − (𝑨𝑻 − 𝑨𝑭)
𝑭𝒖 = ( )
𝑽𝒖
|
15.2.
Listado de variables del modelo tarifario
|
Variables
|
|
Descripción
|
|
$
|
=
|
Dólares
de los Estados Unidos de América (USD)
|
|
AF
|
=
|
Año
de fabricación de la planta generadora.
|
|
AT
|
=
|
Año
anterior al año en que se realiza el cálculo tarifario.
|
|
Ce
|
=
|
Costo
de explotación anual de la planta para la venta de energía según la potencia
contrada por el ICE.
|
|
Ceact
|
=
|
Costo
de explotación por actualizar.
|
|
CekW
|
=
|
Costos
de explotación anual unitario por kW contratado.
|
|
D
|
=
|
Promedio
de días de cosecha.
|
|
Dz
|
=
|
Cantidad
de días de cosecha en cada periodo "z".
|
|
ED
|
=
|
Tasa
de la variación esperada (expectativa de mercado) del colón respecto al dólar
para el ajuste tarifario.
|
|
FCe
|
=
|
Factor
de actualización del costo de explotación.
|
|
Fu
|
=
|
Factor
remanente de utilización para cada prestador (%).
|
|
H
|
=
|
Cantidad
de horas anuales promedio que la planta estuvo en operación generando energía
eléctrica.
|
|
I
|
=
|
Monto
de la inversión de la planta para la venta de energía según la potencia
contrada por el ICE.
|
|
IcrM
|
=
|
Índice
de precios al productor de la manufactura de Costa Rica (IPP-MAN) para cada
uno de los meses "M".
|
|
Icrw
|
=
|
Índice
de precios al productor de la manufactura de Costa Rica (IPP-MAN) para el mes
"w".
|
|
Ikw
|
=
|
Inversión
unitaria por kW contratado.
|
|
KD
|
=
|
Costo
del endeudamiento. Ver la sección 8.7.1. denominada "Costo del
endeudamiento (KD)"
|
|
KE
|
=
|
Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital.
|
|
KE$
|
=
|
Tasa
de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos
de América (USD).
|
|
Variables
|
|
Descripción
|
|
KL
|
=
|
Tasa
libre de riesgo.
|
|
M
|
=
|
Cada
uno de los meses considerados en el Estado Financiero de la empresa a la que
se le aplique la tarifa.
|
|
N
|
=
|
Número
de meses considerados en el Estado Financiero de la empresa a la que se le
aplique la tarifa.
|
|
Pcon
|
=
|
Potencia
contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario.
|
|
PR
|
=
|
Prima
por riesgo.
|
|
R
|
=
|
Tasa
de rédito para el desarrollo.
|
|
RP
|
=
|
Riesgo
país.
|
|
TI
|
=
|
Tasa
impositiva.
|
|
Tm
|
=
|
Tarifa
máxima para el prestador.
|
|
VCP
|
=
|
Valor
del capital correspondiente a recursos propios o patrimonio exclusivas para
la cogeneración de energía eléctrica.
|
|
VD
|
=
|
Valor
de la deuda.
|
|
Vu
|
=
|
Vida
útil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta.
|
|
W
|
=
|
Mes
de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto,
el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley.
|
|
Z
|
=
|
Cada
uno de los periodos de cosecha de 1 a 5.
|
|
Βa
|
=
|
Beta
apalancada de la inversión.
|
|
Βd
|
=
|
Beta
desapalancada
|
|
𝜆
|
=
|
Factor
de absorción del riesgo país.
|
(.)"
- Tener
como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública
celebrada el 28 de setiembre de 2023, lo señalado en el informe IN-0017- CDR-2024,
del 14 de marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de todos en
este proceso.
- Instruir
a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a
notificar al señor Yordi Magin Sotomayor, Azucarera El Viejo Sociedad
Anónima, Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Instituto Costarricense
de Electricidad y al Ingenio Taboga Sociedad Anónima, la respuesta a las
posiciones presentadas en la audiencia pública, así como la presente
resolución, en un solo acto.
- Derogar
la resolución RJD-004-2010, "Metodología tarifaria según la
estructura de costos típica de una planta modelo de generación de
electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense
de Electricidad y su fórmula de indexación", publicada en La
Gaceta N°98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas.
- Derogar
la resolución RJD-162-2011 "Modelo y estructura de costos de una
planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de
caña y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N°233
del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas.
- Instruir
a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a
realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La
Gaceta.
- Instruir
a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación que coordine
con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación de la
presente metodología, en la página web institucional.
- Comunicar
la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la
Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la
Intendencia de Energía, para lo que corresponda.
En cumplimiento de lo que ordena el
artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente
resolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual
deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día
siguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual
deberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la
citada Ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de
Aresep, órgano colegiado al que corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el
diario oficial La Gaceta.
PUBLÍQUESE,
NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.