AUTORIDAD REGULADORA DE LOS

SERVICIOS PÚBLICOS

Resolución RJD-162-2011.—San José, a las catorce horas treinta minutos del nueve de noviembre del dos mil once.

Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su formula de indexación. Expediente Nº OT-038-2011.

Resultando:

I.—Que la Ley Nº 7593, ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece lo siguiente: “… Artículo 3. Definiciones: “b) Servicio al costo: Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.”

1. Artículo 4. Objetivos: “… e) Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones.”

2. El artículo 31 correspondiente a fijaciones de precios, tarifas o tasas dice: “para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta 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.” Además de “… aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios…”

3. Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan Nacional de Desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar precios, tarifas y tasas de los servicios públicos”

II.—Que el Plan Nacional de Desarrollo^[1] 2006-2010 en lo que concierne a las políticas y metas sectoriales, establece en el Capítulo 4, titulado “Eje de Política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones” que:

⁽¹⁾ http://www.mideplan.go.cr/content/view/69/371/

1. En el capítulo de “Los Grandes Desafíos”, se propone reducir la dependencia de combustibles importados, aprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y llegar a producir el 100% de la electricidad del país a partir de fuentes de energía renovables.

2. En cuanto al suministro de energía y uso de hidrocarburos, se propone “mejorar tecnológicamente y restablecer los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía, reduciendo el uso de hidrocarburos en la producción de energía eléctrica, y sentando las bases para ser, en el año 2021, el primer país del mundo que produzca el 100% de la electricidad que consume a partir de fuentes renovables de energía”.

III.—Que el Plan Nacional de Energía establece los siguientes objetivos:

1. Asegurar el aprovechamiento de la energía, con el fin de fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo costarricense.

2. Continuar el desarrollo de la generación basado en recursos renovables.

3. Realizar un manejo ambiental y social de reconocida excelencia que permita el desarrollo sostenible.

IV.—Que de acuerdo con la política energética del Plan Nacional de Energía, en la cual se establece la utilización de fuentes de energía renovables, se indica como políticas:

1. Definir un modelo tarifario que promueva e incentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica por parte de los actores del mercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de energía.

2. Diseñar un sistema de tarifas que considere, como mínimo, las relaciones de las empresas generadoras que vendan electricidad a las empresas distribuidoras, empresas generadoras que vendan electricidad entre si y empresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica.

3. Diseñar mecanismos nuevos que incentiven el desarrollo y diversificación de fuentes de energía renovables y de actores del sector para la actividad de generación eléctrica.

V.—Corresponde a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos fijar las tarifas para el servicio público de suministro de electricidad en la etapa de generación.

VI.—Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora aprobó mediante el acuerdo 004-064-2007, un conjunto de principios regulatorios, entre los cuales se puede citar:

1. “Servicio al costo: La Autoridad Reguladora fijará las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para presta el servicio, que permita una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad de acuerdo con lo establece el artículo 31”.

2. Que las tarifas deben respetar los principios regulatorios que han sido aceptados, y para ello deben ser eficientes, dar las señales adecuadas de corto y largo plazo, ser aditivas, asegurar la recuperación de los costos totales reconocidos de las actividades, ser sencillas y transparentes.

VII.—Que el sector eléctrico nacional atraviesa una etapa en la que se requiere urgentemente de la incorporación de la mayor cantidad posible de plantas de generación, siempre y cuando estas utilicen fuentes renovables y tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas, con base en las cuales se genera actualmente una cantidad apreciable de la energía eléctrica disponible, a pesar de sus mayores costos económicos y ambientales.

VIII.—Que en este sentido y en concordancia con lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo 2011-2014 sobre la importancia de garantizar una matriz energética basada en fuentes renovables, el sector electricidad debe aumentar su capacidad de generación con energías limpias, ya sea mediante proyectos centralizados o con participación de generadores privados, para asegurar el suministro de energía eléctrica.

IX.—Que se han realizado estudios técnicos que demuestran la existencia de suficiente potencial no utilizado de las diferentes fuentes energéticas (eólico, biomasa, hidroeléctrico y geotermia), lo que implica que deben realizarse todos los esfuerzos necesarios para incentivar la utilización de estas fuentes. La principal justificación para incentivar estas fuentes está en sus menores costos relativos con respecto a la generación térmica y sus ventajas ambientales.

X.—Que uno de los esfuerzos más significativos para incentivar estas fuentes es mediante tarifas que sirvan de referencia para los potenciales inversionistas privados que quieran desarrollar plantas de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía no convencionales. Esta tarifa debe cumplir necesariamente con el principio de servicio al costo y los otros criterios regulatorios que establece la Ley Nº 7593.

XI.—Que una oportunidad importante para aprovechar el aporte de los inversionistas privados para aumentar la oferta de generación de electricidad basada en fuentes no tradicionales o convencionales de energía reside en lo establecido por la Ley 7200 del 13 de setiembre de 1990, mediante la cual se autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela. Mediante esta Ley, se autoriza al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a comprar electricidad a las cooperativas de electrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales eléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20.000 KW) y que utilicen fuentes no convencionales de energía. En la misma Ley se establece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15% de la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional.

XII.—Que según estimaciones realizadas por el ICE, dicho ente puede contratar en la actualidad hasta un máximo de 183 MW a generadores privados de electricidad indistintamente de la fuente renovable que se utilice, en el marco de la Ley 7200. Esa es una cantidad considerable de potencia que se podría inyectar al Sistema Nacional de Electricidad, con lo cual se reduciría la dependencia de generación térmica.

XIII.—Que para incentivar la inversión privada en generación con fuentes no tradicionales en el marco de la Ley 7200, es necesario que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) establezca tarifas que sirvan de referencia para ese tipo de transacciones. Adicionalmente, tales tarifas servirán para establecer los precios de los servicios de generación de electricidad que le ofrezcan los generadores privados de energía no convencional a los otros agentes autorizados para comprar energía, cuando esto sea posible.

XIV.—Que para la ARESEP, un obstáculo a superar en la definición de metodologías de fijación tarifaria ha consistido en las dificultades de acceso a información adecuada (asimetría de información) que permita estimar los costos asociados con la generación privada de electricidad en las condiciones establecidas por la Ley 7200. Esa limitación se ha intentado superar en una medida considerable, con los análisis y datos aportados por los sectores interesados y la aplicación de técnicas como el benchmarking.

XV.—Que utilizando como base el modelo de bagazo citado anteriormente, se establecen parámetros para proyectos de generación eléctrica a partir de biomasa, según el tipo de materia orgánica disponible. El modelo incorpora el cálculo de una rentabilidad adecuada para las empresas generadoras y a la vez garantiza el principio del servicio al costo.

XVI.—Que as principales diferencias en este modelo con respecto al de bagazo radican fundamentalmente en lo que respecta al poder energético de la biomasa, la distribución porcentual de los usos de la energía entre consumo propio y la venta de energía y la correspondiente distribución de costos; además de las posibles variaciones en la capacidad de las plantas (inversión física). En el modelo propuesto se han definido estas variables en sentido amplio, de tal forma que se pueda aplicar el modelo en los casos particulares que se requiera, una vez se cuente con la respectiva información técnica y económica.

XVII.—Que se procedió a analizar e incorporar aquellos aspectos relevantes de las posiciones presentadas en el proceso de audiencia pública del “Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña”.

XVIII.—Que del análisis realizado se obtiene el modelo para una planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa, el cual, presenta como puntos importantes:

1. Este modelo incorpora los cambios requeridos en las variables y estructura de costos para hacerlo compatible con los modelos que actualmente se tramitan para los casos de plantas hidroeléctricas y eólicas, en aspectos tales como el cálculo de rédito de desarrollo (utilidad) y el proceso de ajuste de tarifas.

        2. El modelo también incluye la respectiva metodología de indexación de la tarifa resultante, para evitar que se erosione su valor en términos reales (ajuste por inflación), así como el ajuste de precio por revisión de costos de explotación cada tres años.

3. Para todos los efectos, se debe considerar que el modelo consiste tanto en la descripción que se detalla, como en una herramienta electrónica en la que se incorporan los respectivos cálculos y la cual debe ser de acceso de todos los interesados en el proceso de aprobación del modelo y en su respectiva aplicación.

4. La aplicación específica del modelo se realizará para cada caso que se plantee, pero deberán presentar los Diagramas de Flujo de Proceso planteados en el esquema de producción, esto según la normativa establecida por el Colegio de Ingenieros Químicos y Profesionales Afines. A partir de esta información y los costos de producción se podrán realizar los balances de masa y energía en la hoja de cálculo electrónica, para el caso específico.

        5. La base de cálculo del modelo permitiría calcular la estructura de costos de una planta modelo dedicada exclusivamente a la producción de la biomasa para la generación o cogeneración eléctrica, esto sujeto a contar con información técnica y económica confiable para la aplicación del modelo.

XIX.—Que la tarifa resultante de este modelo sería la que se utilice para la compra de energía eléctrica por parte del ICE u otras empresas a todos aquellos generadores privados que al amparo de la ley 7200 firmen un contrato con el ICE u otras empresas y cuya fuente energética sea la biomasa respectiva (excepto bagazo y residuos orgánicos municipales).

XX.—Que a los generadores privados que se les aplique el presente modelo tarifario, tendrán la obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (gastos operativos y de mantenimiento, administrativos e inversión individual) así como su debida justificación, tal que permita al Ente Regulador disponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales del sub-sector.

Considerando:

I.—Que los principales pasos del proceso institucional que ha conducido a la formulación de esta propuesta son los siguientes:

        1. Según el oficio 074-SJD/SO18-2011 del 21 de marzo del 2011, la Junta Directiva en la sesión 18-2011, celebrada el 16 de marzo de 2011 se pronuncia favorablemente respecto al “Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación” con base a lo expuesto por la Dirección de Servicios de Energía en el oficio 180-DEN-2011/6012-2011 del 15 de marzo de 2011, y solicita al Departamento de Gestión y Documentación que proceda a conformar los expedientes respectivos, así como, a la Dirección General de Participación del Usuario que convoque y tramite la respectiva audiencia pública para el “Modelo y estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación” (folio 1 del OT-38-2011)

2. El 24 de marzo de 2011 se procedió a publicar la convocatoria a audiencia pública en los periódicos la Nación y Al Día (folios 40, 42 y 43 del OT-38-2011) para conocer la propuesta del modelo por parte de ARESEP (folios 2-35). El 28 de marzo del 2011 se realizó la convocatoria mediante el Diario Oficial La Gaceta Nº 61. (folios 41, 48 y 49 del OT-38-2011)

        3. La audiencia pública se realizó el día 27 de abril de 2011, por medio del sistema de video conferencia y de conformidad con el artículo 36 de la Ley Nº 7593, en los siguientes lugares: Auditorio de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y en los Tribunales de Justicia de: Limón centro, Heredia centro, Ciudad Quesada, Liberia centro, Puntarenas centro, Pérez Zeledón y Cartago centro. Así como, de forma presencial en el salón parroquial de Bri Brí.

        4. Mediante el oficio 0705-DGPU-2011, se adjunta el informe oposiciones y coadyuvancias (folios 89 y 90 del OT-38-2011), en el cual se indica que para la presente propuesta del Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación se admitió una (1) posición, a saber, Desarrollos Mil Novecientos Veintiuno S. A., representada por el Ingeniero Mario Alberto Jiménez Núñez, con cédula de identidad número 1-441-651, apoderado especial de dicha sociedad (folios 57 al 70).

II.—Que en resumen, la propuesta del modelo sometido a audiencia pública establecía lo siguiente:

        1. La propuesta se basa tanto en el diseño del modelo aplicable a generación con bagazo, como en otros análisis realizados por el equipo de profesionales de la ARESEP, encargados de elaborar el documento. Adicionalmente, se incorporan consideraciones tomadas de otros modelos tarifarios actualmente en trámite de aprobación.

        2. Dado que en el país no se cuenta 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, no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que se propone un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que provean los interesados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En la definición de esta propuesta metodológica, se ha incorporado la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con bagazo.

        3. Para determinar la tarifa que sirva de referencia, se debe incorporar información proveniente de plantas generadoras con residuos biomásicos, y de cotizaciones de venta de equipo a utilizar en plantas de generación con biomasa.

        4. La propuesta está planteada como un modelo general, sin valores específicos. Una vez que se cuente con la suficiente información de respaldo, las áreas técnicas de la ARESEP podrían aplicarlo a los casos concretos, según la fuente respectiva. Para las fijaciones ordinarias, se requerirá de la celebración de la respectiva audiencia pública. La indexación de la tarifa, después de haberse fijado la respectiva tarifa, se realizará por medio de procedimientos extraordinarios.

        5. Esta propuesta fue elaborada por un equipo de trabajo conjunto del Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) y la Dirección de Servicios de Energía.

III.—Que el modelo propuesto y que se sometió a audiencia pública consta en una hoja electrónica, tipo “Excel” en la cual se incluyen tanto las variables o insumos iniciales, como los algoritmos de cálculo. Esta hoja electrónica se puso a disposición de todos los interesados para su análisis y posibles oposiciones.

IV.—Que en la formulación de la propuesta del modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación, que se sometió a audiencia pública por medio del expediente OT-38-2011, además se tomaron en cuenta los siguientes elementos del contexto económico y productivo del país:

        1. El mercado energético nacional atraviesa por un periodo en el cual la generación térmica se está incrementando, no solo por su aporte, sino por lo que significa en costos para el SEN, lo cual repercute en los precios que los usuarios deben pagar por el servicio de suministro de electricidad. Por otro parte, es importante indicar que el país cuenta con un potencial energético significativo a partir de fuentes renovables para abastecer la demanda nacional, las cuales deben ser promovidas para beneficio de los usuarios del sistema.

        2. Se requiere dar señales de mercado, claras y estables en el corto y mediano plazo, que ayude a que los generadores privados que utilizan biomasa como materia prima, para atraer nuevas iniciativas de inversión, siendo la generación o cogeneración de energía mediante la biomasa, una buena alternativa de sustitución en el uso de combustibles fósiles para generar energía eléctrica. Especialmente si se tiene claro que el periodo de obtención de la biomasa en parte coincide con la época seca; lapso del tiempo donde el recurso hídrico es escaso, lo que obliga al ICE a producir en sus plantas térmicas para atender una demanda creciente y por ende, a un elevado precio y una mayor contaminación ambiental.

        3. El Sistema Eléctrico Nacional es predominantemente dependiente del comportamiento hidrológico, de ahí la necesidad de diversificar la matriz energética nacional y aprovechar las diversas fuentes de energía renovables, ya que significa para el ICE (como comprador) y los usuarios del servicio eléctrico (como consumidores) contar con energía a un menor costo y en un periodo del año en el cual coincide con la reducción de agua en las centrales hidroeléctricas.

V.—Que otros aspectos del modelo tarifario que se propuso ante la audiencia pública fueron:

        1. Se considera una planta de generación y co-generación incorporada a la operación del proceso productivo existente, del cual procede el insumo biomásico utilizado para generar electricidad.

        2. Se efectúa una distribución proporcional entre los costos del kWh para venta a la red y los costos de producción para la industria. De esa forma, los costos del kWh son menores que si solamente se generara electricidad para la venta (porque una parte de los costos fijos es asumida por el proceso de producción de la industria), y se logran también ciclos termodinámicos más eficientes.

3. El modelo que se procedió a evaluar presenta una configuración en donde se toma en cuenta un porcentaje de acumulación de biomasa, el cual se calcula según los balances de masa y energía del proceso en estudio.

4. En lo que respecta a depreciación, se usó el método de depreciación en línea recta de maquinaria, equipo y edificios. Para definir los años de vida útil se consideran las especificaciones técnicas del fabricante o en su defecto las tablas del Reglamento a la Ley sobre el Impuesto de la Renta.

5. Con relación a los gastos financieros para las empresas, se toma como referencia la tasa de interés determinada por el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

        6. La estructura de costos de la planta está separada por costos variables y costos fijos, de acuerdo con una distribución de costos para consumo propio y generación para la venta.

VI.—Que la audiencia pública se realizó de conformidad con el artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos Nº 7593, y los artículos del 44 al 61 del Reglamento de la citada Ley (Decreto Nº 29732-MP).

VII.—Que según el Informe de oposiciones y coadyuvancias (oficio 0705-DGPU-2011, folios 89 y 90 del OT-38-2011), presentado por la Dirección General de Protección al Usuario, se recibió una posición por parte de la empresa Desarrollos Mil Novecientos Veintiuno S.A., representada por el señor Mario Alberto Jiménez Núñez. Lo expresado por el opositor consta en los folios 57 al 70 del expediente.

VIII.—Que el opositor considera que el modelo cumple con su objetivo, pero que sin embargo presenta algunos aspectos que deben ser revisados. A continuación se resumen los principales argumentos que se incluyen en la posición admitida, así como el respectivo análisis a cada argumento:

1. Es indispensable que el modelo contenga un parámetro para poder aplicar los costos de la biomasa, en caso que la misma deba ser adquirida por parte del generador eléctrico y represente un costo económico medible para el mismo.

    Respuesta:

    Se agradece la observación. Se aclara que el modelo incluye los costos de la biomasa asociada. Su valor podrá ser ingresado al modelo en la sección de Costos Variables; no obstante, esta información será valorada por la Autoridad Reguladora para garantizar la confiabilidad de los datos.

    Además se toma en cuenta el argumento planteado en el siguiente sentido: se incorporó una excepción de uso del modelo, para el caso de la explotación de los residuos orgánicos municipales, ya que estos requieren de un sistema productivo de mayor inversión con respecto a la materia orgánica y la estructura de costos de este modelo no sería representativa. Se incorpora la excepción de sistemas de generación ó cogeneración con sólo bagazo dado que ya existe una metodología para este caso.

        2. Dentro de la Inversión Fija Tangible se debería adicionar la inversión en edificios para las instalaciones administrativas del proyecto y con respecto a la Inversión Fija Intangible indica que se incluyen varios de los costos iniciales para estudios del proyecto, sin embargo es necesario ampliar los mismos, para incluir los diferentes costos legales de inicio de la nueva empresa o bien nuevo proyecto en una empresa en operación, así como los costos asociados a una consultoría, estudios de impacto ambiental y costos necesarios para la obtención de la concesión de energía.

        Respuesta:

        Con respecto a la observación de la Inversión Fija Tangible se hace la aclaración de que la inversión en edificios para las instalaciones administrativas del proyecto está considerada en el rubro de “EDIFICIO (OBRA CIVIL)” en la sección de Inversión Tangible del proyecto.

        Con respecto a la Inversión Fija Intangible se procedió a incorporar la observación de ampliar el detalle en la inversión variando el rubro de “SERVICIOS DE INGENERÍA” por “SERVICIOS PROFESIONALES” en donde se incluirán los costos por contratación de servicios de ingeniería, costos legales, consultorías asociadas, estudios de impacto ambiental y demás estudios requeridos para la obtención de la concesión. Todos los servicios deberán estar de acuerdo a los honorarios de los colegios profesionales respectivos, cuando sea posible y de conformidad con el principio de servicio al costo.

        3. Como consecuencia de la inclusión dentro de la Inversión fija mencionada en el punto anterior, se haría necesario incluir los gastos y costos por depreciaciones y amortizaciones de los rubros anteriormente indicados. Así como por el costo de adquisición de la biomasa, en los casos en que aplique.

        Según las características específicas del proyecto y las posibles necesidades de adquisición de biomasa, es posible que existan costos mayores asociados al transporte de la biomasa hasta las instalaciones donde se realizará el proceso de generación eléctrica, por lo que debe contemplarse esa posibilidad en el modelo.

        Es conveniente y necesario que el modelo incluya como parte de los costos fijos del proyecto el gasto correspondiente al mantenimiento de la Inversión Fija Tangible.

        Respuesta:

        Para el primer punto se hace la aclaración de que aquellos activos que cumplan con lo establecido por el Reglamento a la Ley del Impuesto Sobre la Renta podrán ser incluidos en el gasto por depreciación.

        El costo del transporte de la biomasa se deberá incluir dentro del costo de la biomasa en la sección de Costos Variables. Será valorado por la Autoridad Reguladora para garantizar la confiabilidad de los datos.

        El costo del mantenimiento de la Inversión Fija Tangible ya se encuentra considerado dentro de los costos fijos en el rubro de Costos Indirectos de Fabricación, específicamente en gastos de mantenimiento.

        4. Considera necesario hacer una distribución de costos según porcentajes de generación para consumo propio y venta de energía, ya que se podría considerar que sería posible la existencia de proyectos en los cuales no exista consumo propio de electricidad y toda la producción se destine para la venta, razón por la cual considera importante que la ARESEP tenga consideración sobre este punto.

        Respuesta:

        Se agradece la observación y se hace la aclaración de que según el modelo de cálculo utilizado, se podría aplicar un sistema productivo en donde el 100 % de la energía eléctrica esté disponible para la venta, según el tipo de proceso productivo propuesto (generación o cogeneración), dado que este aspecto depende específicamente del factor de planta, el cual toma en cuenta la distribución de los costos en función de las características del proceso instalado.

        Además con el fin de dar mayor seguridad a los generadores ó cogeneradores del sector, se realizará un estudio para cada caso propuesto; de esta manera se cumple de mejor forma con el objetivo de incentivar el uso de este tipo de fuentes para la generación eléctrica. También se realizó una reestructuración en el orden de planteamiento del modelo con el fin de facilitar su compresión y aplicación.

        5. Con respecto a los gastos financieros, se considera que los mismos deben ser considerados para cada proyecto específico, según las condiciones del mercado aplicables para cada empresa particular.

        Respuesta:

        Tal y como lo dice el artículo 31, de la Ley de la Autoridad Reguladora, con respecto a la fijación de tarifas y precios: “Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta 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. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa”.

        La presente metodología pretende reflejar las condiciones de operación y mantenimiento de un cogenerador o generador que utilice biomasa, y además considera las condiciones financieras de inversión que integran tres elementos básicos: la depreciación (que corresponde al uso de la inversión), el servicio de la deuda (para repagar el financiamiento) y la utilidad neta del inversionista, esta última variable está calculada de acuerdo con el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM) utilizada por la ARESEP, considerando el principio de servicio al costo. Los gastos financieros del proyecto estarán definidos según las condiciones propias del mercado financiero (Tasa de interés, tipo de moneda).

        6. Manifiesta que la definición del factor de retención de biomasa deberá ser realizada sobre una base razonable para cada proyecto específico.

        Respuesta:

        En el modelo planteado el porcentaje de retención de biomasa ya está considerado para cada sistema productivo en estudio y se calcula tomando en cuenta el poder calórico inferior de la biomasa para el arranque, la eficiencia de las operaciones unitarias a utilizar, el porcentaje de pérdidas en sistemas de calentamiento, la temperatura en los servicios de alimentación, la energía para calentamiento hasta las condiciones requeridas en proceso, así como la cantidad de paros programados y no programados del proceso productivo.

        7. Indica que la posición con respecto a una tarifa tope no resulta razonable, ya que la utilización de tarifas inferiores a las brindadas por un modelo de baja rentabilidad, estaría llevando a una situación de inequidad financiera para los empresarios; lo cual implica una señal de alerta en los análisis de factibilidad de nuevas inversiones en un sector energético que tal y como se expone en la justificación y antecedentes del modelo requiere un urgente desarrollo en el país, todo a efecto de disponer de fuentes de energía más económicas y ambientalmente más amigables.

        Respuesta:

        Se coincide con el opositor. En esta propuesta se ha sustituido el enfoque de tarifa tope por el de tarifa única. Se tomó en cuenta que en el país no se tiene 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 lo tanto en esta metodología no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que se propone un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que provean los interesados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En la definición de esta propuesta metodológica, se ha incorporado la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con bagazo.

        8. Considera que no es razonable la exclusión de costos (gastos financieros, depreciación e impuesto sobre la renta) dentro de la fórmula de indexación, ya que todos los costos, afectan los resultados financieros del proyecto y la exclusión de parte de ellos implica distorsiones en el modelo.

        Respuesta:

        Se agradece la observación y se incorpora dentro del modelo. Específicamente se realizará una revisión de todos los costos del modelo cada tres años, y en los dos años anteriores a esta actualización se realizará un ajuste sólo de los costos de explotación mediante indexación al Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP).

        Los costos de explotación están determinados por la sumatoria de: el costo de la materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr), los impuestos (Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif).

    Además se incluyó una ecuación específica para el ajuste de la tarifa a partir de la indexación de los costos de explotación la cual se define de la siguiente manera:

Tf_kWh,i = Tf_kWh,i-1 + (CE_i -CE_i-1) / Ev

    Donde:

    CE: Costos de explotación (costos fijos y variables con excepción de los gastos financieros y depreciación) de la planta modelo de generación o cogeneración mediante biomasa

    Tf_kWh,i = Tarifa ajustada (US $ / kWh)

    Ev = Cantidad de energía proyectada anual a entregar para la venta (kWh), definida en la última fijación ordinaria.

    En todos los casos, el subíndice i-1 se refiere a la fijación o periodo anterior, mientras que el subíndice i se refiere al periodo o fijación tarifaria actual.

    Finalmente la indexación en los dos años anteriores a la revisión completa se realizará mediante un ajuste extraordinario, mientras que la revisión se realizará por un ajuste ordinario.

IX.—Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es dictar el procedimiento metodológico correspondiente al “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación” como se dispone.

Por tanto,

Con fundamento en las facultades conferidas en los artículos 5° inciso d), 6°, inciso a), 36, inciso d) y, 45 de la Ley Nº 7593, 6°, inciso 2, sub-incisos c y d) del Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados, la Ley Nº 6588 y su reglamento.

La Junta Directiva acuerda, por unanimidad:

I.—Dictar el siguiente procedimiento metodológico correspondiente al modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación.

ASPECTOS GENERALES

El presente procedimiento tiene como objetivo definir la metodología y demás características para la definición y aprobación de la tarifa aplicable a los contratos de compraventa de energía eléctrica entre el comprador y los generadores privados al amparo de la Ley Nº 7200, cuya fuente sea la biomasa y tengan una concesión válida para este tipo de actividad.

El modelo tarifario general se basa en la definición de una plantilla de cálculo, en la cual se han definido costos de inversión, operación y mantenimiento; y agregado un rédito acorde con el tipo de actividad.

En la metodología se establecen los procedimientos y fórmulas de cálculo de la respectiva tarifa, así como los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.

El modelo tarifario se desarrolla en una hoja electrónica en donde constan todos los detalles para realizar los cálculos tarifarios respectivos. Esta hoja electrónica estará permanentemente a disposición de todos los interesados. En las siguientes secciones se desarrollan estos procedimientos y las respectivas fórmulas.

PROCEDIMIENTO Y FÓRMULAS

        1. Propuesta de modelo

(*) 1.1. Objetivo y alcances. El objetivo del modelo tarifario que se propone en este informe es contar con el marco normativo específico para fijar y ajustar las tarifas de venta de electricidad por parte de generadores o cogeneradores privados que produzcan energía con fuentes biomásicas mediante sistemas de combustión, al ICE en el marco del Capítulo 1 de la Ley Nº 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas generadoras de electricidad con fuentes biomásicas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP.

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.

El modelo no es aplicable a plantas que incluyen procesos distintos a los de combustión para generar electricidad con biomasa, tales como los de gasificación, pirolisis, o reactores de plasma.

(*)(Así reformado el punto 1.1) anterior mediante resolución N| RJD-027-2014 del 20 de marzo del 2014)