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):
(*)
Actualización
del
monto de
inversión
en activos
fijos
La
actualización
del
monto
de inversión
en
activos
fijos
que
conforman
la
base
tarifaria,
se
realizará
utilizando
un índice
de
precios
representativo,
en
caso
de que
los
datos
utilizados
muestren
una
antigüedad
superior
al año.
La
selección
del
índice
considerará
los
siguientes
aspectos:
que
provenga
de una
fuente
de acceso
público,
especializada
en la
generación
de información
técnica
y con
la
información
más
reciente.
La actualización
del
monto
de
inversión
en activos
fijos
se
realizará
anualmente
y se
aplicará
de manera
consistente
el
mismo
índice.
En
el evento
de que
se
llegue
a considerar
necesario
en
el
futuro
modificar
el índice
a utilizar,
se
justificará
la
razón
técnica
que
fundamente
dicha
decisión
con
base
en la
ciencia,
técnica
y lógica
tal y
como
lo
establece
la
Ley
General
de la
Administración
Pública
.
- (*)(Así
adicionado el párrafo anterior mediante resolución N| RJD-027-2014 del
20 de marzo del 2014)
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
estimar
la
rentabilidad
sobre
aportes
al capital
son
los
siguientes:
tasa
libre
de
riesgo,
prima
por
riesgo,
riesgo
país,
beta
desapalancada,
relación
entre
deuda
y capital
propio,
y tasa
de impuesto
sobre
la
renta.
La fuente
de
cada
uno
de
ellos
es la
siguiente:
Tasa
libre
de riesgo
(KL):
Es
la
tasa
nominal
(TCMNOM)
de los
Bonos
del
Tesoro
de los
Estados
Unidos
de América
(USA).
Se
utilizará
la
tasa
con
el
mismo
período
de
maduración
al
que
se
calcula
la
prima
por
riesgo,
la
cual
está
disponible
en la
página
de internet
de
la
Reserva
Federal
de
los
Estados
Unidos,
en
la
dirección
de
internet:
http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.
Prima
por
riesgo
(PR)
se
empleará
la
variable
denominada
"Implied
Premium
(FCFE)".
Riesgo
país
(RP)
se
considera
el valor
publicado
para
Costa
Rica,
de los
datos
denominados
Risk
Premiums
for the
other
markets
y donde
el
riesgo
país
se
denomina
Country
Risk
premium
). Los
valores
de esta
variable
y el
beta
desapalancado
se
obtendrán
de la
información
publicada
por
el Dr.
Aswath
Damodaran,
en la
dirección
de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar
o,
alternativamente,
del
"Ibbotson®
Cost
of Capital
Yearbook".
Si
alguna
de estas
fuentes
dejara
de
estar
disponible,
se
recurrirá
a otra
que
sea
pública
y confiable.
3.
La fuente
de información
elegida
para
las
variables
descritas
en los
puntos
1 y
2, será
utilizada
de manera
consistente,
en cuanto
a extensión
de la
serie
histórica
(5 años),
la
frecuencia
de las
observaciones
(una
observación
por
año,
correspondiente
al
promedio
publicado)
y el
cálculo
del
promedio
(promedio
aritmético
de las
5 observaciones
correspondientes
a los
5 años
más
recientes
para
los
que
se
disponga
de
información).
En
el caso
de que,
para
alguna(s)
de
las
variables
citadas,
no
sea
posible
para
ARESEP
contar
con
una
serie
histórica
reciente
que
complete
5 observaciones
anuales,
se utilizará
la
serie
histórica
menor
a 5
años
pero
que
sea igual
para
todas
las
variables.
4.
Relación
entre
deuda
y capital
propio
(D/Kp):
Se
estima
con
la
fórmula
D/Kp
= Y/(1-Y),
donde
Y es
el apalancamiento
financiero.
Para
este
cálculo
se
utilizará
un
promedio
ponderado
por
capacidad
instalada
de
la
información
más
reciente
referente
al
nivel
de financiamiento
de
cada
tipo de
planta
privada
de generación
eléctrica
que
esté
disponible
en
la
Autoridad
Reguladora.
5.
Tasa de
impuesto
sobre
la renta:
Es
la
tasa
impositiva
para
personas
jurídicas
con
fines
de
lucro,
correspondiente
al
último
tracto
de
impuestos
sobre
la
renta
-la
tasa
marginal
mayor-,
establecida
y actualizada
vía
decreto
por
el
Ministerio
de
Hacienda.
- (*)(Así
reformado el párrafo anterior mediante resolución N° RJD-027-2014 del
20 de marzo del 2014)
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.-