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:
TfkWh,i = TfkWh,i-1
+ (CEi -CEi-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
TfkWh,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, en el marco del Capítulo 1 de la
Ley Nº 7200. 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 es aplicable únicamente a
plantas de generación ó cogeneración de electricidad con biomasa que utilizan
únicamente procesos de combustión. Por lo tanto, 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.
Además, debe tenerse presente que dado que el ámbito de aplicación del modelo
se restringe a transacciones de electricidad enmarcadas en el Capítulo 1 de la
Ley Nº 7200, solamente se puede utilizar para fijar las tarifas de energía
generada en plantas con capacidades de 20 MW o menos.
4.Consideraciones incorporadas en el modelo:
a. La propuesta consiste en, definir una planta
que:
i. Permita aprovechar la capacidad instalada
de los generadores o cogeneradores que utilizan biomasa distinta del bagazo de
la caña y residuos orgánicos municipales como materia prima, para sustituir en
el tiempo la generación térmica, con la consecuente disminución en los precios
finales de la electricidad.
ii. Permita incentivar la inversión en generación
o cogeneración con fuentes no convencionales y específicamente aquellas que
utilizan biomasa, mediante el aprovechamiento del máximo potencial de sus
plantas o concesiones, hasta 20 MW, en los casos en que sea factible.
iii. Considere una estructura productiva, para la
actividad de generación o cogeneración de electricidad con biomasa distinta al
bagazo de caña o residuos orgánicos municipales.
iv. Sea simple y transparente.
b. La propuesta está fundamentada en los
siguientes criterios:
i. Una capacidad instalada y de operación de
la planta de generación ó cogeneración hasta un máximo de 20 MW, bajo un
sistema productivo de combustión en calderas biomásicas.
ii. Una distribución de planta específica de
producción y consumo de servicios calientes. Utilizando como base los diagramas
de flujo de proceso (DFP) de la planta modelo, los cuales deberán contener
cuadros de balance con datos de: presión, flujos, temperaturas y entalpías en
cada línea de proceso involucrada y del total de operaciones unitarias del
proceso de generación o cogeneración. El formato del DFP deberá cumplir con los
requisitos establecidos por el Colegio de Ingenieros Químicos y Profesionales
Afines según lo establece la Ley Orgánica Nº 8412.
iii. La producción promedio de generación, está
determinada por la tasa de generación de biomasa en un período específico,
tomando en cuenta la jornada laboral en la distribución de trabajo anual.
iv. La caracterización fisicoquímica del residuo
biomásico a utilizar, tomará en cuenta los porcentajes de humedad, fibra y de
sustancias disueltas, además del poder calórico inferior en base seca de la
biomasa.
v. En la configuración del modelo que se
propone, se establece una retención porcentual de biomasa, para posibles
paradas técnicas durante el período productivo en donde se requerirá de nuevos
arranques. Dicho porcentaje se obtendrá mediante los balances de masa y energía
para el arranque de las calderas instaladas en la planta cogeneradora, tomando
en cuenta el poder calórico inferior de la biomasa a utilizar, la eficiencia
térmica de las calderas, las pérdidas de vapor durante el proceso de
calentamiento y las características de las zonas de almacenamiento de biomasa
disponibles, esto según la información disponible en el momento de la
evaluación del modelo.
vi. De acuerdo con la configuración indicada, la
inversión del proyecto se distribuye en inversión fija tangible para los costos
de: terreno, edificio, equipos, materiales, planta de tratamiento de efluentes,
mobiliario, equipo de oficina, equipo de seguridad ocupacional, radios
comunicadores, líneas de transmisión, bahía de conexión, herramientas y
vehículos. Además como inversión fija intangible se establecen los costos por
concepto de sondeo del terreno, servicios profesionales, instalación y puesta
en marcha, estudios de red eléctrica, servicios de interconexión en línea viva,
perforación y concesión de pozo.
vii. La estructura de costos de la planta está
separada por costos variables y costos fijos, de acuerdo con una distribución
basada en la generación para consumo propio y para la venta de energía.
viii. Los costos variables estarán determinados por:
materias primas, combustible, transporte e impuestos. Y en el caso de los
costos fijos estarán compuestos por: mano de obra, seguros, indirectos de
fabricación, gastos financieros y depreciación.
ix. Los gastos financieros del proyecto estarán
definidos según las condiciones propias del mercado financiero (tasa de
interés, plazo, tipo de moneda, entre otros).
x. En lo que respecta al cálculo de la
depreciación se utilizará el método de línea recta para maquinaria, equipo y
edificios. Los años de vida útil de los activos se definirán por las
especificaciones técnicas de la casa fabricante o en su defecto, por las tablas
del Reglamento a la Ley del Impuesto sobre la Renta. En caso de que no se
cuente con esta información, la Autoridad Reguladora las definirá de acuerdo
con estudios basados en fuentes confiables.
c. Para el desarrollo de proyectos de generación
ó cogeneración eléctrica en industrias con residuos biomásicos, es necesario
contar con plantas industriales con procesos eficientes, a fin de optimizar los
excedentes de biomasa y electricidad a la red, basado en el ahorro y uso
eficiente de la energía, lo cual se estaría reflejando en el costo de la
energía eléctrica que finalmente pagan los usuarios finales.
d. Dichos proyectos deben fundamentarse en el
uso de tecnología apropiada y no obsoleta o ineficiente, sobre todo cuando se
trabaja en sistemas de cogeneración, lo cual se reflejará en los costos del
kWh.
e. Las empresas privadas deben de contar con
programas de mejora continua y eficiencia energética con el fin de evaluar el
desempeño de equipos y mejorar el cálculo específico del costo del kWh.
f. Hay que considerar que estos proyectos tienen
la oportunidad de incluir la venta de bonos de carbono en las evaluaciones
económicas - financieras, a través de los Mecanismos de Desarrollo Limpio, lo
cual ya es una realidad en la región e incrementa la rentabilidad de este tipo
de proyecto, lo cual ha sido demostrado en aquellos proyectos que no contemplan
incremento de uso de biomasa para la generación o cogeneración eléctrica sino
incremento de eficiencia energética en sus procesos.
g. En lo que respecta al ajuste de los costos de
explotación (indexación), excepto gastos financieros y depreciación definidos
por la estructura de costos de generación o cogeneración de electricidad con
biomasa, se ajustarán con base en el Índice de Precios al Productor Industrial
de los Estados Unidos de América.
h. Esta tarifa será aplicable a los contratos de
compra venta de energía que se establezcan, según la Ley Nº 7200. Además será
aplicable a cualquier otra transacción que se dé entre agentes del mercado
eléctrico nacional que tengan competencia para ello.
i. La tarifa resultante de este modelo debe
considerarse como precio único de compra.
j. Las tarifas resultantes de la metodología
detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de
América (US$ ó $). Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de
conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la
normativa aplicable.
k. Esta aplicación del modelo para cualquiera de
los insumos que clasifiquen según las definiciones planteadas, se realizará a
solicitud de un interesado o de oficio por la Autoridad Reguladora, una vez que
se cuente con la información requerida. Para esto se seguirá el procedimiento
establecido para las fijaciones ordinarias.
l. La actualización del modelo se realizará
cada tres años, por medio del procedimiento ordinario.
m. La indexación anual de costos de explotación
se realizará cada año, en los años 1 y 2, por medio del procedimiento
extraordinario. Para que se repita el ciclo de indexación de los años 1 y 2
necesariamente debe haberse aplicado la actualización ordinaria del año 3.
n. En concordancia con lo anterior se anexan las
respectivas hojas de trabajo del modelo en el Anexo I. : Hoja Electrónica,
Modelo Biomásico Global, mediante el formato Microsoft Excel 2007, la cual
consta de las hojas de cálculo electrónico: índice, indicaciones generales,
modelo técnico, otras inversiones y herramientas, inversión total, inversión
tangible e intangible, depreciación, cálculo de gastos financieros, cálculo de
impuesto municipal, costos fijos, costos variables con reserva, costo total
kWh-2, indexación, ingresos, proyección de costos de operación, flujo efectivo,
tipo de cambio e inflación. Para todos los efectos, estas hojas electrónicas
son parte integrante del modelo tarifario.
o. Una vez realizado el análisis de la
distribución de planta y el esquema de proceso de la planta, según los datos
suministrados por las empresas o entidades interesadas, la Dirección de
Servicios de Energía realizará la adaptación de los cálculos automáticos de las
hojas electrónicas, con lo que se recalcularán los balances de masa y energía
en calderas, turbogeneradores existentes y sistemas termoeléctricos de la
planta modelo.
p. La tarifa se definirá específicamente en la
hoja electrónica Costo Total kWh-2 en el Cuadro Tarifa por kW-Hora.
q. El formato utilizado se basó en el modelo ya
existente para la estructura de costos de una planta de generación eléctrica a
partir de bagazo de caña de azúcar, según resolución RJD-004-2010, a la cual se
le realizaron los siguientes ajustes: incorporación de la variable del poder
calórico inferior de la biomasa en base seca, en la hoja electrónica del modelo
técnico, inclusión de términos prácticos de materia orgánica y residuo
biomásico, cambio en la entalpía de condenso en salida del balance en
turbogeneradores, variación en el cálculo del vapor de alimentación a
turbogeneradores en planta, eliminación del cálculo de la tasa interna de
retorno y el valor actual neto en la hoja de flujo de efectivo, ajuste para
incorporación de inversión total en forma manual en la hoja electrónica de
cálculos financieros, actualización de los parámetros para el cálculo del valor
del costo del capital según modelo CAPM en la hoja electrónica de cálculos
financieros, cálculo de la potencia generada en turbogeneradores y de vapor
generado en calderas, esto en la hoja electrónica del modelo técnico.
r. El modelo tarifario se aplicará en forma
individual para el generador o cogenerador que solicite su aplicación. La
información presentada en cada estudio será evaluada en su totalidad por la
Autoridad Reguladora, la cual en caso de ser necesario solicitará la
información necesaria para el cálculo de la tarifa, la cual deberá estar
respalda por referencias bibliográficas confiables o criterios técnicos
justificados.
4.1 Datos de entrada del modelo: Según el
análisis respectivo y por su comparación con el modelo ya existente de
generación eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar, se establecen los
datos de entrada para el modelo que se detallan a continuación. En primera
instancia, esos datos deben ser aportados por las empresas solicitantes de la
respectiva tarifa.
4.1.1 Caracterización de la biomasa. Para la
aplicación del modelo planteado, la caracterización de la biomasa debe incluir
como mínimo los siguientes datos:
. Porcentaje de Humedad % m/m.
. Porcentaje de biomasa presente en la materia
orgánica de partida para el proceso, % m/m.
. Porcentaje de sustancias disueltas en la
biomasa, % m/m.
. Porcentaje de fibra presente en la biomasa, %
m/m.
. Porcentaje de fibra presente en la materia
orgánica de partida para el proceso, % m/m.
. Poder calórico inferior de la biomasa,
expresado en base seca de biomasa, kcal / kg de biomasa.
4.1.2 Balance energético del proceso existente.
Para el cálculo del balance energético del proceso existente, se deben incluir
como mínimo los siguientes datos al modelo:
. Capacidad instalada de procesamiento de
materia orgánica; T.M. Materia orgánica/día.
. Días de producción; días.
. Ciclos de trabajo; h/día.
. Distancia Promedio que recorre el cargador de
biomasa; km/día.
. Gasto promedio de combustible del cargador de
biomasa; gln/día.
. Ceniza generada por combustión de la biomasa;
%.
. Distancia de transporte hasta punto de
disposición de ceniza; km.
. Número de paros programados durante
producción.
. Combustible de arranque para calderas.
. Tiempo de arranque de proceso; h.
. Demanda energética en proceso según capacidad
instalada, kWh/T.M. de Materia Orgánica.
. Diagrama de Flujo de Proceso de sistemas de
producción y consumo de vapor existentes.
. Demanda de vapor en proceso según capacidad
instalada, kgvapor/h.
. Potencia instalada de equipo mecánico
accionado mediante vapor, como turbinas de molinos, quebradores, entre otros;
HP.
. Eficiencia de turbinas de equipos accionados
mediante vapor; adimensional.
. Potencia instalada de turbogeneradores
existentes para generación eléctrica de requerimientos internos de proceso; HP
. Presión de operación de turbogeneradores; kgf/cm2
. Presión de vapor de escape de turbogeneradores;
kgf/cm2
. Temperatura de vapor de escape de
turbogeneradores; º C.
. Eficiencia de turbinas de generación,
adimensional.
. Eficiencia de generadores, adimensional.
. Eficiencia de reductores, adimensional.
. Capacidad instalada de calderas existentes; kgvapor/h.
. Presión de vapor vivo en calderas existentes;
kgf/cm2
. Temperatura de vapor vivo en calderas
existentes; º C.
. Temperatura de agua de alimentación a calderas
existentes; º C.
. Eficiencia de calderas instaladas;
adimensional.
4.1.3 Balance energético del Sistema. Para
el cálculo del balance energético del sistema de generación o cogeneración
propuesto, se deben incluir como mínimo los siguientes datos al modelo:
. Diagrama de Flujo de Proceso del sistema de
generación eléctrica propuesto.
. Capacidad instalada de turbogeneradores de
alta presión; kW.
. Eficiencia de turbina de generación,
adimensional.
. Eficiencia de generadores, adimensional.
. Eficiencia de reductores, adimensional.
. Presión de vapor de alimentación a turbogeneradores;
kgf/cm2
. Temperatura de vapor vivo de alimentación a
turbogeneradores; º C.
. Presión de vapor condensado de
turbogeneradores; kgf/cm2
. Temperatura de vapor condensado de
turbogeneradores; º C.
. Capacidad de caldera de alta presión a
instalar; kgvapor/h.
. Eficiencia de caldera de alta presión;
adimensional.
. Demanda estimada de energía eléctrica en
termoeléctrica; %.
4.2 Inversión total. La Inversión total está
compuesta por la sumatoria de las erogaciones destinadas a la compra del
terreno, edificio, equipos, herramientas y estudios necesarios para la puesta
en marcha de la planta.
Esta Inversión total se clasifica en Inversión Fija Tangible
(Itan) e Inversión Fija Intangible (Iint), además del capital de trabajo
necesario. A continuación se presenta un detalle de los rubros que deben
definir la inversión fija tangible (Itan) e intangible (Iint):
4.2.1 El Costo Total. El costo total (CT) de
la producción de energía eléctrica está definido por la sumatoria del costo
variable (CVT) y el costo fijo (CFT).
4.2.2 El Costo Variable Total. El costo
variable total (CVT) está determinado por la sumatoria del costo de la materia
prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte (Ctr) y
los impuestos (Cimp), tal y como se muestra en el cuadro adjunto.
CVT = Cmp + Ccb + Ctr +
Cimp
A continuación se muestra detalle de cada uno de los rubros
que determinan el costo variable total.
4.2.3 Costos Fijos Totales. Los costos Fijos
Totales (CFT) están determinados por la sumatoria de los costos de la mano de
obra (Cmo), el costo del seguro (Cse), los costos indirectos de fabricación
(Cif), los gastos financieros (Gfin) y el gasto en depreciación (Gdep).
CFT = Cmo +
Cse + Cif + Gfin + Gdep
A continuación se muestra detalle de cada uno de
los rubros que determinan el costo fijo total.
4.2.3.1 Mano de obra.
La mano de obra necesaria para operar la planta modelo de cogeneración o
generación de electricidad, se clasifica en mano de obra directa (Mod) y mano
de obra indirecta (Moi), dado que cierta mano de obra es requerida durante todo
el año (período activo e inactivo en caso de aplicar) y otra parte del recurso
humano es sólo por un periodo en el año.
4.2.3.2 Gasto
de financiamiento. El gasto de financiamiento está determinado por el
capital a financiar, el cual se obtiene de la diferencia entre el valor total
de la inversión y el aporte de los capitalistas. Dicho monto estará afectado
por el plazo en años a financiar, así como a la tasa de interés y el periodo de
gracia, tal y como se indica a continuación:
4.2.3.3 Depreciación.
El gasto en depreciación de los activos necesarios para poner en marcha la
planta será determinado por el método de depreciación en línea recta, durante
el plazo de la vida útil del activo. En la siguiente tabla se presenta cada uno
de los activos a los cuales se le debe establecer la vida útil, según las
especificaciones técnicas del fabricante o en su defecto por las tablas del
Reglamento a la Ley sobre el Impuesto de la Renta. En caso de que no se cuente
con esta información, la Autoridad Reguladora las definirá de acuerdo con
estudios basados en fuentes confiables.
4.2.3.4 Cálculo
del impuesto municipal. El impuesto municipal se calculará mediante el
siguiente detalle:
|
DATOS PARA EL CALCULO
|
DATO
|
|
Canon cobrado por unidad de referencia (en
colones)
|
¢
|
|
Unidad de referencia (Ingresos en colones
|
¢
|
La información se obtendrá del acuerdo
de fijación de impuestos municipales que apruebe la respectiva municipalidad.
4.2.3.5 Cálculo del
canon de regulación ARESEP. El canon de regulación se calculará mediante el
siguiente detalle:
|
DATOS PARA EL CALCULO
|
DATO
|
|
Canon cobrado por unidad de referencia (en
colones por kWh)
|
¢
|
|
Unidad de referencia (generación en kWh)
|
¢
|
La información se obtendrá del estudio de canon de
regulación que apruebe la Contraloría General de la República y se incluye en
la cuenta "Gastos Administrativos" de la hoja de cálculo del modelo.
4.3 Otros datos técnicos de cálculo. Además
de los datos de entrada del modelo establecidos en el ítem 8.1.1, 8.1.2 y 8.1.3
se deberán aportar los datos técnicos que se presentan en el siguiente cuadro
para completar todas aquellas variables técnicas necesarias para la aplicación
final del modelo, de acuerdo con el tipo de inversión, la capacidad de
producción y la disponibilidad de biomasa:
4.4 Nivel de rentabilidad. La rentabilidad está definida por el
producto del Costo de capital del inversionista (Ke) según el Modelo de
Valoración de Activos de Capital (CAPM) y el aporte de capital del
inversionista (Kinv).
La aplicación del Ke será sobre el capital aportado por los
accionistas.
4.4.1 Rentabilidad. El cálculo de la
rentabilidad sobre los aportes se determina mediante el método denominado
Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en
inglés, "Capital Assets 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).
El CAPM determina el costo del capital propio promedio para
cada industria, según la siguiente fórmula:
KE = KL + βa * PR + RP
Donde:
KE: Rentabilidad
sobre los aportes de capital propio.
PR: Prima por riesgo. Se define
como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del
mercado. La tasa libre de riesgo (Kl) es la que corresponde a una alternativa
de inversión que no tiene riesgo para el inversionista. La tasa de rendimiento
de mercado es la que corresponde al sector de actividad respectivo.
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.
El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:
βa = βd * (1 + (1-t)* D/Kp)
Donde:
βa = Beta apalancada
βd = Beta desapalancada
D/Kp = relación entre deuda y
capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero).
t = Tasa de impuesto sobre la
renta
Los parámetros que se requiere
calcular para aplicar el método CAPM son los siguientes: rentabilidad sobre los
aportes de capital propio, beta desapalancada, prima por riesgo, riesgo país,
relación entre deuda y capital propio y tasa de impuesto sobre la renta. A
continuación se define cada uno de ellos.
a. Prima por riesgo (PR). La prima por
riesgo se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran,
profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de
Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Se
utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los
últimos doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se
calcule la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se
recurrirá a otra que sea pública y confiable.
b. Beta desapalancada. El valor de la beta
desapalancada (βd) se obtendrá de la
información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad
de Nueva York (EUA), en la dirección de internet citada en el punto anterior.
Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos
doce meses para los que se cuente información, en el momento en que se calcule
la fijación tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá
a otra que sea pública y confiable.
c. Riesgo país. El riesgo país también se
obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la
dirección de internet citada en el punto anterior. Se utilizará el promedio
aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses para los
que se cuente información, en el momento en que se calcule la fijación
tarifaria. Si esta fuente dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que
sea pública y confiable.
d. Tasa de impuesto sobre la renta (t). La
tasa de impuesto sobre la renta se define con base en la legislación vigente.
4.5 Costo Total de la Energía para la Venta. El costo total de la
energía para la venta se obtiene del producto entre el costo total de la
producción de energía eléctrica (CT) y el porcentaje de distribución (%Dist).
4.5.1 Porcentaje de distribución. El
porcentaje de distribución se obtiene del cociente entre la producción de
energía eléctrica generada para la venta (Ev) y la energía total producida
(Et).
4.5.2 Costo Total por kWh. El costo total
por kWh se obtiene del cociente entre el costo total de la energía producida
para la venta (Ctev) y la cantidad de energía proyectada anual a entregar para
la venta (kWh)
4.6 Tarifa o precio por kWh. El precio o la tarifa por kWh, se
obtiene de la sumatoria entre el CTkWh y el monto de rentabilidad (Kp).
4.7 Ajuste de costos. La actualización de
los costos se hará indexando los costos fijos y los costos variables con
excepción de los gastos financieros y depreciación. Las variables a indexar tienden
a variar en el tiempo (salarios, precios de repuestos y otros), mediante un
componente externo, debido a que los costos están expresados en US dólares
americanos.
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).
Los costos de explotación serán indexados
al Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos (IPP).
Los valores del costo indexados, expresados en US dólares
americanos se ajustarán anualmente, mediante un proceso extraordinario que debe
iniciarse en enero de cada año, de acuerdo con los factores de variación de
costos, como es la inflación externa, por medio de la siguiente fórmula de
indexación o automática que permite a la tarifa contrarrestar la pérdida del
poder adquisitivo en términos reales, tal y como se detalla a continuación:
CEi = CE i-1 *
(IPPi / IPPi-1)
Donde:
CE: Costos de explotación (costos
fijos y variables con excepción de los gastos financieros y depreciación) de la
planta de generación o cogeneración mediante biomasa
IPP: Índice
de Precios al Productor de los EEUU.
La tarifa ajustada se realizará de la
siguiente forma:
TfkWh,i = TfkWh,i-1 + (CEi
-CEi-1) / Ev
Donde:
TfkWh,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.
Para el ajuste de las tarifas definidas por
el modelo, se realizará una indexación durante los años previos a la revisión
de costos total, mediante el procedimiento de ajuste extraordinario de tarifa.
Cada tres años se realizará la revisión de
todos los costos, tanto fijos como variables que componen el modelo. El ajuste
se realizará mediante un proceso ordinario.
La información para la revisión de los
costos deberá presentarse en octubre del año previo a la aplicación. En caso de
que la empresa interesada no presente la información al tercer año, se
mantendrá la tarifa fijada en el año dos y no se realizará otra indexación
hasta tener la actualización completa.
4.8 Moneda en que se expresará la tarifa.
Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas en dólares
de los Estados Unidos de América (US$ ó $).
Los respectivos pagos que genera la compra
venta de energía amparada a los contratos respectivos podrán liquidarse en
dólares o en colones a criterio del comprador. Si el pago se realizará en
colones, se utilizará el tipo de cambio de referencia para la venta establecido
por el Banco Central de Costa Rica (referencia: http://www.bccr.fi.cr).
4.9 Aspectos finales. En los demás aspectos
del modelo, sus variables, fórmulas y procedimientos de cálculo, unidades de
medida, procedimientos de ajuste y todos los temas propios del modelo y la
metodología descritos, se aplicará lo indicado en la hoja electrónica y el
informe final que recomendó el modelo y la metodología aprobados.
I. Aprobar la fórmula de ajuste extraordinario
contemplada en el modelo a que se refiere el punto 4.7 anterior, para compensar
la pérdida del poder adquisitivo en el tiempo de la tarifa o precio.
II. Establecer que la aplicación de esta
metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la
competencia de fijar tarifas y precios. Esta potestad incluye tanto la de
definir los diferentes valores numéricos de las diferentes variables que
componen el modelo tarifario (cantidad de personal, costos individuales, tasas
de interés y todas las otras variables incluidas en la hoja electrónica respectiva);
como la de definir el precio final. La primera fijación se realizará
inmediatamente después de aprobada esta metodología y las siguientes según las
condiciones establecidas.
III. Establecer que los generadores
privados a los que se les aplique el modelo a que se refiere el inciso I de la
parte dispositiva de esta resolución, tendrán la obligación de 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, 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.
En cumplimiento de lo que ordena el
artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, se indica que
contra la anterior resolución caben el recurso ordinario de reposición y el
recurso extraordinario de revisión; que podrán interponerse ante la Junta
Directiva, a la que corresponde resolverlos.
El recurso de
reposición deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del
día siguiente a la notificación; el extraordinario de revisión, dentro de los
plazos señalados en el artículo 354 de la citada ley.
Notifíquese y publíquese.
San José, 11 de noviembre de 2011.-
Ficha articulo