Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía electica con diferentes fuentes de biomasa

Artículo 20

Por su parte, las tarifas referentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del Capítulo II de la Ley N.º 7200, indistintamente de su fuente, son definidas dentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de realizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de precios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley. De modo que la ARESEP, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas. 6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional Según la organización intergubernamental “International Renewable Energy Agency” por sus siglas en inglés, IRENA, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo especializado en la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible de las energías renovables, del informe Renewable-Power- Generation Costs 3 (2023, pág. 165), se destacan algunos datos para la generación con biomasa: 3 https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Entre 2010 y 2024, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) promedio ponderado global de la bioenergía para proyectos de generación no siguió una tendencia específica al alza o a la baja. En 2024, el LCOE fue de 0,087 USD/kWh. Este valor fue un 1% mayor que en 2010 y un 19% superior al valor de 2023 de 0,073 USD/kWh. No obstante, en 2024 el LCOE se mantuvo por debajo de los niveles máximos observados durante el período 2010–2024. • Para los proyectos de bioenergía que se pusieron en marcha en 2024, el costo total de instalación promedio ponderado global fue de USD 3 242 / kW. Esto representó un aumento del 16% respecto al promedio ponderado de 2023 de USD 2 795 / kW. • Los factores de capacidad para las plantas de bioenergía son heterogéneos, dependiendo de la tecnología y la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global para proyectos de bioenergía varió entre un 67% registrado en 2012 y 2016, y 86%, registrado en 2017. En 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fue del 73%. • En 2024, el LCOE promedio ponderado varió desde un mínimo de USD 0,062 / kWh en India y USD 0,065 / kWh en China, hasta máximos de USD 0,096 / kWh en Europa y USD 0,106 / kWh en América del Norte. La información anterior se resume en el siguiente gráfico: Gráfico 2. Costos totales instalados promedio ponderados globales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2024 El gráfico muestra la forma en que el costo instalado, el factor de capacidad y los costos del kWh han variado en los últimos años sin mostrar una tendencia clara hacia la baja o hacia el alza. Gráfico 3. Costos totales instalados de proyectos de generación de bioenergía por materias primas seleccionadas y materias primas seleccionadas y país / región, 2000-2024 En el gráfico anterior, en el primer recuadro representa los costos instalados de la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se genera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de América, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de menos de USD 2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más pequeñas, entre 20 y 30 MW. Según datos de IRENA (2024), los proyectos de generación eléctrica mediante bioenergía han exhibido una considerable variabilidad en sus factores de capacidad, dependiendo tanto de la tecnología utilizada como de la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fluctuó entre un 67% —valor observado en 2012 y 2016— y un máximo de 86% en 2017. Para 2024, dicho factor global se situó en 73%. Cuando la biomasa disponible es constante a lo largo del año, algunas plantas pueden alcanzar factores de capacidad muy elevados —entre 85% y 95%. Sin embargo, este nivel de eficiencia disminuye si la materia prima depende de ciclos agrícolas estacionales. A ello se suma una preocupación creciente: el impacto potencial del cambio climático sobre la disponibilidad de biomasa, ya que las variaciones en los patrones de temperatura y precipitación podrían alterar no solo el volumen total anual disponible, sino también su distribución a lo largo del año. Los datos utilizados por IRENA (2024) indican que las plantas que operan principalmente con bagazo tienden a mostrar factores de capacidad más bajos que aquellas basadas en otros tipos de biomasa. Durante el período analizado, tales plantas registraron valores típicos entre 50% y 60%, con extremos que van desde 39% en América del Norte hasta 82% en Europa. Por el contrario, las instalaciones que utilizan desechos vegetales u agrícolas —incluyendo residuos de madera—alcanzaron factores de capacidad ponderados por región que varían entre 63% y 93%. Entre estas, los residuos de madera sobresalen por su estabilidad como materia prima, mostrando valores agrupados típicamente entre 68% y 78%. En el caso de Costa Rica, la materia prima disponible es estacional, al basarse en los tiempos de la cosecha de la caña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas plantas generan entre cuatro y cinco meses al año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que mantiene el División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, anterior CENCE) y que se encuentran disponibles en la ARESEP. En el informe de Irena (2024, pág. 171), los costos fijos de operación y mantenimiento incluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina de los componentes de la planta, como calderas, gasificadores, equipos de manipulación de materias primas y otros elementos. En total, según el mencionado informe estos costos de operación y mantenimiento representan entre el 2% y el 6% de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía bioenergética tienden a tener costos fijos de operación y mantenimiento por kW más bajos, debido a las economías de escala. Dicho informe agrega que, los costos variables de operación y mantenimiento presentan un promedio de USD 0,004 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los costos fijos de operación y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de servicio son los componentes principales de los costos variables de operación y mantenimiento, aunque también incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la eliminación de cenizas. Gráfico 4. LCOE por proyecto y promedios ponderados de proyectos de generación de energía bioenergética por materia prima y país / región, 2000-2024 Del gráfico anterior se puede observar que el promedio ponderado más alto para este período (2000-2024) fue de USD 0,106 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos cayeron entre USD 0,052 / kWh y USD 0,206 / kWh. 6.2. El modelo tarifario actual En relación con el modelo tarifario vigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta con dos metodologías tarifarias aprobadas por la ARESEP para la generación eléctrica con biomasa, a saber: • “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma. • “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta N.º 233 del 05 de diciembre de 2011 y su reforma. En el caso de la metodología de bagazo de caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que considera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de electricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de inversión y de explotación. Por su parte, el modelo de biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de costos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una estructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo de la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad. Este último modelo se aprobó bajo la premisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación con fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy amplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes biomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como las condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama de condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos financiero-contables de cada generador. En ambos modelos se establecen los procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como, los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento. 6.3. Necesidades del sector regulado Como parte del proceso de mejora regulatoria, destacado en la definición y revisión de las metodologías tarifarias, la ARESEP ha procurado detectar en el ejercicio de su labor establecida mediante la Ley N.º 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos regulatorios, ello sin perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que se puedan conocer por parte de algún prestador o tercero interesado y que resulten susceptibles de considerarse en el proceso. 6.3.1. Observaciones del ICE El ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto, de dichas manifestaciones se destacan las siguientes: • Desacuerdo con que las tarifas sean en dólares, esto dado a que las empresas realizan la mayoría de sus erogaciones por concepto de costos de operación y administrativos en colones. • La inconveniencia de aplicar en la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son inconsistentes con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias. • Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente. • Ajuste por índices de precios, debido a que los costos de inversión y los costos totales cambian al actualizarlos por índices, sin embargo, en las empresas modelos se busca que los costos se actualicen por mejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos costos o incrementos que no representen ninguna eficiencia para la planta y que esto incentive a los generadores a ser más eficientes y así buscar la mejora de sus sistemas de producción. • Cuestionamiento del porcentaje de reserva del bagazo. • Porcentajes de distribución de la energía para consumo propio y la energía para la venta y su impacto en los costos de producción de la actividad de generación de energía. • Reconocimiento de gastos que no son considerados en otras metodologías, entre ellos el gasto por impuesto de renta y los gastos financieros. Adicionalmente, por medio de oficio 0510-55-2026 del 20 de enero de 2026, el ICE solicitó a ARESEP revisar y ajustar la metodología/tarifa aplicable a plantas de bagazo “existentes” (con contrato prorrogado), porque considera que la metodología vigente (planta modelo) sobrestima la tarifa al reconocer inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta nueva, aun cuando esos costos ya se habrían recuperado en el primer contrato. 6.3.2. Observaciones de la IE La IE, como aplicador de las metodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora, las cuales fueron remitidas a la DGDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos: • Alcance de las fijaciones tarifarias extraordinarias. • Falta de claridad en la metodología sobre cuáles variables pueden y deben actualizarse en las fijaciones tarifarias. • Inclusión del uso de información proveniente de la contabilidad regulatoria. • Reconocimiento del impuesto de la renta dentro de los costos tarifarios. • Reconocimiento de los gastos financieros dentro de los gastos tarifarios. • La indexación de los costos totales. • La rentabilidad que se calcula sobre un monto de inversión que considera una planta siempre nueva. • La conveniencia de fijar las tarifas en dólares. 6.3.3. Observaciones de la DGDR La DGDR, por medio del informe IN-0053-DGDR-2025 del 22 de setiembre de 2025, recomienda diferenciar explícitamente el tratamiento metodológico entre plantas nuevas y plantas existentes en cogeneración con biomasa, porque el enfoque para plantas nuevas debe incorporar recuperación de la inversión y la rentabilidad, mientras que la metodología de existentes debe reconocer principalmente la rentabilidad sobre el capital invertido. Por ello, esta dirección señaló que se requiere un tratamiento diferenciado, ya sea mediante metodologías separadas o mediante un apartado específico dentro de la misma metodología que permita reconocer y recuperar la inversión cuando corresponda. Adicionalmente, la DGDR enfatizó que la variable clave para diferenciar entre plantas nuevas y existentes es el reconocimiento de la inversión: en plantas existentes no debe reconocerse nuevamente la recuperación de esa inversión (si ya fue reconocida en un primer contrato), mientras que en plantas nuevas sí debe reconocerse la recuperación junto con la rentabilidad. 6.4. Análisis de las necesidades del sector Posterior a la valoración de las necesidades del sector planteadas por el ICE, las empresas prestadoras y los equipos técnicos de la ARESEP, se propone consolidar en una sola metodología las reglas aplicables a la cogeneración con bagazo de caña y a la biomasa distinta del bagazo. Esta consolidación busca uniformar criterios, mejorar la trazabilidad de la información y fortalecer la consistencia regulatoria. No obstante, dada la naturaleza del negocio y los distintos estados de madurez de las inversiones, la metodología incorpora una segmentación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el fin de diferenciar el reconocimiento de la recuperación de la inversión y la rentabilidad, según corresponda. En este contexto, la diferenciación entre plantas nuevas y existentes atiende una necesidad práctica del sector, particularmente en escenarios de renovación de contratos. En las plantas existentes, resulta determinante evitar el reconocimiento de componentes de inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta que inicia en “año cero”, cuando esos costos pudieron haber sido recuperados total o parcialmente en periodos contractuales previos. A su vez, para plantas nuevas, se justifica un tratamiento que reconozca tanto la recuperación de la inversión como la rentabilidad, sustentado en supuestos técnicos verificables (vida útil, vida remanente, antigüedad, condiciones de operación y estacionalidad). Asimismo, considerando las particularidades de la cogeneración con biomasa y la información disponible, se plantea abandonar el esquema de planta modelo y adoptar un enfoque de tarifas máximas por empresa. Este criterio se sustenta en que la ARESEP cuenta con información financiero-contable y operativa auditada de un número reducido de prestadores y, además, se trata de plantas heterogéneas (en energía generada y en estructura de inversión, operación y mantenimiento). En ese sentido, definir un precio máximo por empresa a partir de valores reales (estados financieros auditados, contabilidad regulatoria y demás fuentes disponibles) permite reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador y establecer señales regulatorias más transparentes; adicionalmente, la tarifa máxima preserva un margen para la negociación entre las partes sin trasladar automáticamente supuestos uniformes que no representan la realidad de cada planta. Finalmente, al incorporar la segmentación (nuevas/existentes) y el enfoque de tarifa máxima por empresa, la metodología puede mejorar la transparencia y la trazabilidad de los componentes reconocidos, reducir riesgos de distorsión y fortalecer el principio de servicio al costo. Al mismo tiempo, este enfoque exige complementar la aplicación tarifaria con criterios de depuración y verificación de la información y con mecanismos que promuevan eficiencia, de forma que se reconozcan únicamente costos necesarios y razonables para la prestación del servicio de generación destinada a la venta de excedentes. (…)” XIV. Que las respuestas a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, se fundamentan en el informe IN-0045-DGDR-2026, del 5 de agosto de 2026. XV. Que con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es 1- Dictar la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” . 2- Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, lo señalado en el informe IN-0045-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y agradecer a los participantes en este proceso, su valiosa participación. 3- Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la ARESEP, para que proceda notificar a Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario y al Instituto Costarricense de Electricidad, el informe técnico de respuesta a las posiciones presentadas (IN-0045-DGDR-2026) y la presente resolución, en un solo acto. 4- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el Diario Oficial La Gaceta de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” . 5- Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que coordine con la Dirección de Relaciones Institucionales la divulgación en la página web institucional de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” . 6- Comunicar a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, la presente resolución, para lo que corresponda, tal y como se dispone. XVI. Que en la sesión extraordinaria 71-2026, celebrada el 24 de agosto de 2026, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico de análisis y respuesta a las posiciones presentadas en audiencia pública IN-0045-DGDR-2026, del 5 de agosto de 2026, el informe técnico final IN-0046-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026, ambos elaborados y remitidos por la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0319-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y el OF-0135-DGAJR-2026 del 12 de agosto de 2026, de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria , acuerda con carácter firme, dictar la presente resolución: POR TANTO : Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley N° 7593), en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP “Reglamento a la Ley 7593” y en el “ Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado” (RIOF); se dispone lo siguiente: LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RESUELVE : I. Dictar la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” , de conformidad con lo siguiente: “METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN ORDINARIA DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA EXPEDIENTE IRM-003-2026 CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................... 39 2. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 39 3. ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 40 4. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 44 4.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de biomasa ........................ ……..44 4.2. Información financiera contable disponible ................................................................................ 45 4.3. Elección de modelo tarifario ....................................................................................................... 46 5. MARCO LEGAL ............................................................................................................................ 55 5.1. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer metodologías tarifarias. ............................................................................................... …55 5.2. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio público. .................................................................................................................................59 5.3. Sobre la regulación de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el proceso de cogeneración ................................................................................... …61 5.4. Ejercicio de la potestad tarifaria y metodológica de la ARESEP, en relación con los generadores privados amparados por el capítulo I de la Ley N.º 7200 ........................................ …64 6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 29 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional……..29 6.2. El modelo tarifario actual .......................................................................................................... 33 6.3. Necesidades del sector regulado ...................................................................................... ……33 6.4. Análisis de las necesidades del sector...................................................................................... 35 7. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA .......71 7.1. Abreviaturas ...................................................................................................................... ……71 7.2. Acrónimos ................................................................................................................................ 71 7.3. Definiciones ............................................................................................................................. 72 8. DEFINICIÓN DEL MODELO .......................................................................................................73 8.1. Alcance ................................................................................................................................... 73 8.2. Objetivos ............................................................................................................................ ….74 8.2.1. Objetivo general .................................................................................................... …………74 8.2.2. Objetivos específicos .......................................................................................................... 74 8.3. Aspectos generales de la metodología ................................................................................. .74 8.4. Selección del enfoque regulatorio y aplicación ................................................................. ….75 8.5. Capítulo I: Plantas nuevas de cogeneración de energía eléctrica .................................... ….76 8.5.1. Formulación del modelo ........................................................................................ ………..76 8.5.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) .................................................... 77 8.5.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) .................................................. 78 8.5.4. Horas en operación anual (H) ........................................................................................... 84 8.5.5. Factor de planta (Fp) ........................................................................................................ 85 8.5.6. Otras consideraciones ...................................................................................................... 85 8.6. Capítulo II: Plantas existentes de cogeneración de energía eléctrica ................................. 86 8.6.1. Formulación del modelo ........................................................................................ ………86 8.6.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) ................................................. 87 8.6.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) ................................................ 88 8.6.4. Horas en operación anual (H) ............................................................................... ……...94 8.6.5. Factor de planta (Fp) ...................................................................................................... 94 9. MONEDA EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA .................................................................95 10. APLICACIÓN ANUAL DEL INSTRUMENTO TARIFARIO ...................................................95 11. COMPETENCIAS DEL ÁREA INTERNA DE LA ARESEP ENCARGADA DE LA FIJACIÓN TARIFARIA 95 12. OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES .....................................................95 13. SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN ..........................................................................................96 13.1. Revisión de la posibilidad de definir tarifas de industria .................................................... 96 13.2. Baterías de índices para el seguimiento del mercado de cogeneración con biomasa . …..97 14. TRANSITORIO ..................................................................................................................... 98 14.1. Transitorio I: Aplicación por primera vez de la metodología .......................................... ….98 15. DEROGATORIAS ..................................................................................................................98 16. RECOMENDACIONES ................................................................. íError! Marcador no definido. RESUMEN EJECUTIVO La metodología tarifaria que se desarrolla en este documento establece el mecanismo para la determinación de la tarifa máxima aplicable a la venta de energía eléctrica producida por prestadores del servicio de cogeneración con biomasa, sujetos al Capítulo I de la Ley N.º 7200. Su alcance comprende tanto a las plantas que actualmente generan energía a partir del bagazo de caña como a aquellas que utilicen otras fuentes de biomasa, bajo un enfoque regulatorio unificado que permita atender de manera consistente las particularidades técnicas, operativas y económicas de esta actividad. Actualmente, la fijación de las tarifas se determina por medio de las metodologías aprobadas por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), mediante las resoluciones RJD-004-2010 y su modificación, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y su fórmula de indexación” (publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010) y, RJD-162-2011 y su modificación, “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” (publicado en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre de 2011). Esta última metodología no se ha aplicado debido a que ninguna de las empresas con concesión emplea una biomasa distinta al bagazo de caña para la generación de electricidad. Con el propósito de actualizar, armonizar y consolidar el tratamiento tarifario vigente, se plantea una metodología única para la cogeneración con diferentes fuentes de biomasa, sustentada en la fijación de tarifas máximas por empresa. Este enfoque parte de la información financiera, contable, técnica y operativa disponible para cada prestador, incluyendo estados financieros auditados, la contabilidad regulatoria y cualquier otra información que la ARESEP determine pertinente, de modo que la tarifa refleje los costos y gastos razonables y atribuibles a la actividad regulada. La propuesta también incorpora una diferenciación entre plantas de cogeneración nuevas y plantas de cogeneración existentes, con el fin de reconocer de forma adecuada sus distintas realidades económicas. En particular, esta segmentación permite distinguir aquellos casos en los que corresponde reconocer componentes asociados a la inversión inicial y su recuperación, de aquellos en que, por tratarse de plantas existentes cuya inversión ya ha sido utilizada y remunerada en periodos previos de operación, no resulta procedente volver a reconocer en la tarifa el costo de reposición de dicha inversión. Con ello, se procura que el instrumento tarifario sea más consistente con el principio de servicio al costo, con la sostenibilidad financiera del prestador y con una señal tarifaria acorde con la madurez de cada planta. En términos generales, la propuesta busca dotar al sector de un instrumento metodológico más actualizado, flexible y trazable, que facilite futuras fijaciones tarifarias, fortalezca la transparencia del cálculo y permita incorporar, en un solo marco regulatorio, la diversidad de fuentes de biomasa que pueden ser empleadas en la cogeneración eléctrica bajo el régimen del Capítulo I de la Ley N.º7200. INTRODUCCIÓN El presente informe técnico final contiene la propuesta de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para la energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa”, aplicable a la energía vendida por cogeneradores privados, al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200. La propuesta se desarrolla en atención a la necesidad institucional y sectorial de contar con un instrumento metodológico actualizado que permita integrar en una sola metodología el tratamiento tarifario de las plantas que generan con bagazo de caña y de aquellas que emplean otras fuentes de biomasa; considerando además la diferenciación entre plantas de cogeneración nuevas y plantas de cogeneración existentes, en función de sus particularidades técnico-económicas y del tratamiento regulatorio de la inversión. En lo procedimental, esta propuesta se elabora conforme al procedimiento institucional vigente para la formulación y modificación de metodologías tarifarias, y se ubica en la etapa de formulación técnica, con el propósito de someter el planteamiento a análisis y retroalimentación de las instancias correspondientes, previo a la consolidación del documento final y su trámite formal. En términos de alcance, la propuesta se circunscribe a la definición del marco metodológico para la determinación de tarifas máximas aplicables a la venta de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, bajo un esquema que reconozca los costos y gastos atribuibles a la actividad regulada, la proporción de la capacidad destinada a la venta de energía, así como las diferencias entre plantas nuevas y existentes. Para facilitar su revisión, el documento se estructura en apartados que desarrollan los antecedentes de la propuesta, el marco jurídico aplicable, la descripción general de la actividad de cogeneración con biomasa, la justificación técnica y regulatoria del modelo planteado, la definición del modelo, así como la propuesta específica de redacción metodológica, concluyendo con las recomendaciones correspondientes para la continuidad del trámite dentro del expediente respectivo. ANTECEDENTES 1. El 26 de abril del 2010, mediante la resolución RJD-004-2010, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) aprobó la "Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación", publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo del 2010. Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014, del 20 de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N.º 10 a La Gaceta N.º 65, del 2 de abril de 2014. 2. El 9 de noviembre de 2011, mediante la resolución RJD-162-2011, la Junta Directiva de la ARESEP aprobó el “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233, del 5 de diciembre del 2011. Posteriormente, fue modificada mediante la resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014, publicaba en el Alcance Digital N.º 10 a La Gaceta N.º 65 del 2 de abril de 2014. 3. El 21 de abril de 2025, mediante la resolución RE-0055-JD-2025, la Junta Directiva de la ARESEP tomó el acuerdo 04-30-2025 del acta de la sesión ordinaria número 30-2025, celebrada el 21 de abril del 2025, donde se lee: “Acuerdo 04-30-2025: (…) VI. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que emita un nuevo informe técnico de la propuesta de “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, considerando lo aquí señalado, dentro del plazo de tres meses, contado a partir del momento en que se le comunique la presente resolución”. 4. El 22 de abril de 2025, mediante el oficio OF-0251-SJD-2025, la SJD comunicó a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación (DGDR), el acuerdo 05-30-2025, del acta de la sesión ordinaria 30-2025, celebrada el 21 de abril de 2025, el cual indica: l. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que valore la posibilidad de elaborar una propuesta de modificación de la "METODOLOGÍA ORDINARIA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS PARA COGENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FUENTES DE BIOMASA", en la que se establezca un esquema de bandas tarifarias para la fijación de precios aplicables a la generación eléctrica a partir de biomasa y bagazo, incorporando en dicha propuesta una diferenciación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el objetivo de uniformar el tratamiento tarifario que se da con el resto de las metodologías aplicables a los generadores privados del Sistema Eléctrico Nacional. Para lo anterior se otorga un plazo de tres meses. (…)” (Folios 186 al 188). 5. El 22 de setiembre de 2025, mediante el informe IN-0053-DGDR-2025, la Fuerza de Tarea remitió, al Director de la DGDR, una valoración sobre la posibilidad de elaborar una modificación de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. Esto en atención al acuerdo 05-30-2025, de la sesión ordinaria 30-2025, celebrada el 21 de abril de 2025 (Folios 189 al 225). 6. El 22 de setiembre de 2025, mediante el oficio OF-0322-DGDR-2025, el Director de la DGDR remite al RG el informe IN-0053-DGDR-2025. (Folios 226 y 227). 7. El 06 de octubre de 2025, mediante el informe IN-0060-DGDR-2025, la Fuerza de Tarea remitió el informe “Ampliación de la justificación sobre la modificación de la metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuetes de biomasa”. Esto en atención al acuerdo 04-30-2025 de la sesión ordinaria 30-2025 del 21 de abril de 2025 (Folios 228 al 312). 8. El 06 de octubre de 2025, mediante el oficio OF-0342-DGDR-2025, el Director de la DGDR remitió al RG el informe IN-0060-DGDR-2025 (Folios 313 al 315). 9. El 27 de octubre de 2025, la Junta Directiva conoce los informes IN-0053-DGDR-2025 e IN-0060-DGDR-2025 en la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025, y resuelve el siguiente acuerdo: (…) III. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que al 30 de enero de 2026, presente una propuesta de modificación al marco metodológico vigente para la fijación tarifaria para la generación de electricidad con biomasa (RJD-004-2010 y RJD-162-2011 ? sus reformas RJD-027-2014-), con base en los informes IN-0060-DGDR-2025 y IN-0053- DGDR-2025, así como las observaciones derivadas de la discusión del tema en la presente sesión (86-2025), considerando al menos la posibilidad de definir indicadores ex post y la necesidad de la revisión periódica de la metodología. Asimismo, que se incorpore el cálculo de tarifas aplicables a plantas nuevas de cogeneración de energía con diferentes fuentes de biomasa. (…)” 10. El 07 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0835-SJD-2025, la Secretaría de Junta Directiva comunicó a la DGDR el acuerdo 03-86-2025 del acta de la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025 y ratificada el 5 de noviembre de 2025 (Folios 316 y 317). 11. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0384-DGDR-2025, el DGDR le solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del respectivo expediente preliminar, para el trámite de la propuesta de metodología ordinaria para la fijación de tarifas para la cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa. Al respecto, se apertura el expediente PIRM-005-2025 (Folios 318 y 319). 12. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0387-DGDR-2025, el equipo de trabajo nombrado a lo interno de la DGDR para el desarrollo de la propuesta de la metodología para la fijación ordinaria de tarifas para la cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa, solicitó autorización para prescindir de etapas y actividades del DR-PO-03 “Procedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos” (Folios 320 al 327). 13. El 27 de noviembre de 2025, mediante el oficio OF-0389-DGDR-2025, el Director General de la DGDR remitió al Regulador General la solicitud planteada por medio del citado oficio OF-0387-DGDR-2025 (Folios 328 y 329). 14. El 15 de diciembre de 2025, mediante la resolución RE-0437-RG-2025, el Regulador General dispuso “Prescindir, de conformidad con lo establecido en el Procedimiento DR-PO-03, Procedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos” y por motivos de conveniencia y oportunidad, de las actividades de la etapa 7.1, dentro del procedimiento de desarrollo de la propuesta de metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, tramitada bajo el expediente PIRM-005-2025 (Folios 330 al 341). 15. El 20 de enero de 2026, por medio del oficio 0510-55-2026, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) solicitó la revisión de aspectos puntuales del instrumento regulatorio (Folios 342 al 345). 16. El 13 de marzo de 2026, por medio del oficio OF-0162-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva comunicó el acuerdo 06-19-2026 del acta de la sesión ordinaria 19-2026, celebrada el 02 de marzo de 2026 y ratificada el 11 de marzo de 2026, donde la Junta Directiva resolvió: “ACUERDO 06-19-2026 (…) II. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para que analice la conveniencia de incorporar las consideraciones formuladas por el Instituto Costarricense de Electricidad, dentro del proceso de revisión metodológica actualmente en curso, conforme a las funciones asignadas en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF). (…) (Folios 346 y 347). 17. El 13 de marzo 2026, por medio del informe IN-0009-DGDR-2025, la fuerza de tarea remitió al Director General de la DGDR, el informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 348 al 430). 18. El 16 de marzo de 2026, mediante el oficio OF-0105-DGDR-2026, el Director General de la DGDR remitió a la Intendencia de Electricidad (IE), a la Consejería del Usuario y a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), el informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 431 y 432). 19. El 23 de marzo de 2026, mediante el oficio OF-0804-DGAU-2026, la DGAU remitió a la DGDR las observaciones al informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 433 al 436). 20. El 15 de abril del 2026, mediante el oficio OF-0337-IE-2026, la IE remitió a la DGDR sus observaciones al informe técnico preliminar de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 437 al 448). 21. El 28 de abril de 2026, se realizó una reunión de trabajo entre la IE y la DGDR, con el fin de atender consultas, aclarar el alcance de las observaciones remitidas mediante el oficio OF-0337-IE-2026, ampliar aspectos técnicos de la propuesta metodológica y coordinar el tratamiento que se brindaría a dichas observaciones. 22. El 12 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0178-DGDR-2026, la DGDR remitió a la IE el detalle de la atención otorgada a las observaciones contenidas en el oficio OF-0337-IE-2026, en concordancia con los temas analizados y los compromisos definidos en la reunión realizada el 28 de abril de 2026 (Folios 449 al 453). 23. El 22 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0193-DGDR-2026, la DGDR remitió a la Junta Directiva una presentación con el avance en el cumplimiento del acuerdo 03-86-2025 sobre propuesta de metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa. (Folios 454 y 455). 24. El 27 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0348-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva comunicó el acuerdo 03-44-2026, del acta de la sesión extraordinaria 44-2026, celebrada el 27 de mayo de 2026, donde la Junta Directiva resolvió por unanimidad de los votos de las personas miembros presentes y con carácter de firme, lo siguiente: I. Dar por recibido el oficio OF-0193-DGDR-2026, del 22 de mayo de 2026, de la Dirección General de Desarrollo de la Regulación; y dar por recibida la presentación sobre el “Avance del informe técnico preliminar de la metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”, en el marco del cumplimiento del acuerdo 03-86-2025 de la sesión extraordinaria 86-2025, celebrada el 27 de octubre de 2025. Esto, como seguimiento previo a la presentación final del informe técnico correspondiente. II. Comunicar el presente acuerdo a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para lo que corresponda. (…) (Folio 456). 25. El 29 de mayo de 2026, mediante el informe IN-0028-DGDR-2026, la fuerza de tarea remitió al Director General a.i. de la DGDR, el informe técnico inicial de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 94 al 178). 26. El 29 de mayo de 2026, mediante el oficio OF-0205-DGDR-2026, el Director General a.i. de la DGDR remitió a la Junta Directiva, el informe técnico inicial de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 179 al 181). 27. El 5 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0088-DGAJR-2026, la DGAU remitió el proyecto de resolución para someter a audiencia pública la propuesta de la “Metodología ordinaria para la fijación de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 182 al 183). 28. El 12 de junio de 2026, mediante el acuerdo 04-49-2026, del acta de la sesión extraordinaria 49-2026, la Junta Directiva resolvió entre otras cosas, por unanimidad de los votos de los miembros presentes y con carácter en firme, lo siguiente “VII. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, para que, una vez concluido el procedimiento de audiencia pública, proceda con el análisis de las posiciones y la elaboración de la propuesta final ajustada de la “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” y proceda a remitirla a la Junta Directiva de la Aresep.” 29. El 16 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0405-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva, le comunicó a la DGDR, a la DGAU y al Departamento de Gestión Documental (DGD) el acuerdo 04-49-2026, a fin de que se tramitara la apertura del respectivo expediente y la correspondiente convocatoria de la audiencia pública de la Propuesta de Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 02 al 93). 30. El 16 de junio de 2026, mediante el oficio OF-0407-SJD-2026, la Secretaría de Junta Directiva le solicitó al Departamento de Gestión Documental la apertura del respectivo expediente para el trámite de la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. Al respecto se apertura el expediente IRM-003-2026 (Folio 001). 31. El 24 de junio de 2026 se publicó en el Alcance N° 80 de La Gaceta N° 116, la convocatoria a la respectiva audiencia pública (Folios 469 y 470). 32. El 26 de junio de 2026 se publicó en los diarios de circulación nacional La Teja y La Extra, la convocatoria a la respectiva audiencia pública (Folios 471 y 472). 33. El 07 de julio de 2026, mediante el informe IN-0206-DGAU-2026, la DGAU remitió a la DGDR el “Informe de Instrucción Audiencia Pública” relacionado con la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 475 y 476). 34. El 24 de julio de 2026, a partir de las 17:15 horas, se realizó la audiencia pública virtual según consta en el acta de la audiencia pública AC-0064-DGAU-2026 del 29 de julio de 2026 (Folios 486 al 496). 35. El 29 de julio de 2026, mediante el informe IN-0252-DGAU-2026, la DGAU emitió el “Informe de Oposiciones y Coadyuvancias” presentadas durante la audiencia pública celebrada el 24 de julio de 2026, respecto de la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa” (Folios 497 y 498). 36. El 05 de agosto de 2026, mediante el informe IN-0045-DGDR-2026, la Fuerza de Tarea remitió al Director General a.i. de la DGDR el “Informe técnico de análisis y respuesta a las posiciones presentadas sobre la propuesta de “Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa”. (Folios 499 y 536). 4. JUSTIFICACIÓN El desarrollo de esta propuesta de metodología para la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa, tiene sustento en lo siguiente: 4.1. Cogeneración en la producción de energía eléctrica a partir de biomasa En actividades industriales con altas demandas de calor, como la industria azucarera, la cogeneración permite producir vapor a alta presión para los procesos y, a la vez, accionar un turbogenerador para generar electricidad. En estos esquemas, una fracción de la energía eléctrica se destina al autoconsumo del proceso productivo y, cuando la capacidad instalada y la disponibilidad de combustible lo permiten, los excedentes pueden inyectarse a la red eléctrica. En el caso de la cogeneración con biomasa, la fuente primaria proviene típicamente de residuos biomásicos del proceso principal (por ejemplo, bagazo en ingenios azucareros o cascarilla de arroz), lo que posibilita valorizar subproductos y reducir la dependencia de combustibles convencionales. En términos operativos, este tipo de plantas suele presentar una marcada estacionalidad: gran parte de los costos variables de explotación se concentran en el periodo de cosecha o procesamiento, mientras que en los meses restantes predominan costos asociados a mantenimiento preventivo y disponibilidad operativa. De forma general, en plantas agroindustriales como los ingenios, la biomasa residual se utiliza como combustible en una caldera para generar vapor; dicho vapor se emplea en el proceso y/o se expande en una turbina acoplada a un generador para producir electricidad. El diseño puede contemplar capacidad adicional para maximizar excedentes eléctricos en periodos de alta disponibilidad de biomasa. Para fines regulatorios, resulta relevante reconocer que, en muchos esquemas de cogeneración industrial, una porción significativa de la inversión y de los costos de operación y mantenimiento responde primordialmente a la actividad productiva principal (por ejemplo, el procesamiento agroindustrial), y solo una parte es atribuible a la actividad de venta de electricidad. En consecuencia, el análisis económico-regulatorio debe delimitar y justificar el criterio de asignación de costos e inversiones entre: i) el proceso principal (autoconsumo térmico y eléctrico) y ii) la energía eléctrica destinada a la red, considerando además la estacionalidad del despacho y los excedentes. En el ámbito de la bioenergía, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) distingue entre usos tradicionales y modernos. El uso tradicional se asocia a la combustión directa de biomasa en formas como leña, desechos animales y carbón vegetal tradicional; mientras que la bioenergía moderna comprende, entre otras, biocombustibles líquidos, biorrefinerías, biogás por digestión anaerobia de residuos y sistemas de calefacción con pellets de madera 4 . 4 https://www.irena.org/bioenergy, tomado 22/06/2022 4.2. Información financiera contable disponible Las metodologías tarifarias aplicables a generadores privados con bagazo de caña (RJD-004-2010) y a otras fuentes de biomasa distintas del bagazo (RJD-162-2011) establecieron la obligación de presentar anualmente ante la ARESEP información financiero-contable auditada, incluyendo gastos de operación y mantenimiento, gastos administrativos y registros de inversión por rubro, junto con su debida justificación, de conformidad con la Ley N.º 7593. Como parte del proceso de desarrollo y actualización de metodologías y con la finalidad de contar con la información financiera completa y oportuna para el sector de generación privada, la Junta Directiva mediante la resolución RJD-045-2017 del 7 de febrero de 2017, entre otras cosas, resolvió: “(…) II. Instruir a la Administración para implementar las medidas adicionales que se incluyen en el plan de acción y mejora regulatoria propuesto en el informe remitido mediante el oficio 948-RG-2016 en relación con: contabilidad regulatoria procesos sancionatorios contra las empresas que no suministren información al programa de auditorías a las empresas de generación privada y la solicitud de colaboración al Ministerio de Hacienda relacionada con información contable-financiera de estas empresas.” Como resultado de estos esfuerzos, los generadores privados remiten periódicamente a la ARESEP su información financiero-contable auditada. Estos datos constituyen un insumo clave para la definición y aplicación de metodologías tarifarias que requieren información contable en sus cálculos (por ejemplo, para determinar variables asociadas a costos de explotación, inversión y estructura de financiamiento). En este sentido, el uso sistemático de información auditada favorece la transparencia, la comparabilidad, la confiabilidad y la trazabilidad de los datos, y contribuye al cumplimiento del principio del servicio al costo. En el caso específico de los que generan con bagazo, por parte de las empresas que actualmente componen el sector cuya fuente de generación es el bagazo de caña (El Viejo S.A. y Taboga S.A.), estas han presentado datos de la contabilidad regulatoria desde su primer año de implementación, por lo que a la fecha se cuenta con información actualizada presentada anualmente para estas dos plantas, para los periodos 2018, 2019, 2020 y 2021, las cuales se encuentran en los expedientes de acceso público OT-238-2017, OT-840-2019, OT-055-2021 y OT-034-2022, respectivamente. No obstante, para su uso regulatorio, la información suministrada y disponible debe someterse a procesos de depuración, verificación y control, con el fin de asegurar su consistencia y calidad, conforme a los criterios y parámetros definidos por la ARESEP y, finalmente, para que se cuente con la rigurosidad necesaria para ser útil en los procesos de fijación tarifaria. En conjunto, la disponibilidad de información financiero-contable auditada y recurrente representa una oportunidad de mejora para las metodologías tarifarias de cogeneración privada con bagazo y otras biomasas, en tanto permite robustecer los supuestos, validar el comportamiento de costos e inversiones y sustentar con mayor evidencia las decisiones metodológicas. 4.3. Elección de modelo tarifario En esta sección se procederá, en primera instancia, a revisar qué establece la teoría económica sobre la metodología de “planta modelo” o “empresa modelo”. Posteriormente se analizará la diferencia entre un esquema de estructura productiva modelo (según lo señala el artículo 31 de la Ley N.º 7593) y un modelo de industria. Luego, se evaluará si dichos planteamientos teóricos resultan válidos y aplicables en el contexto particular de la industria costarricense. 4.3.1. Fundamentos teóricos de la metodología de la planta modelo La metodología de enfoque “planta modelo” o “empresa modelo” se utiliza con frecuencia en la regulación de servicios públicos para determinar costos eficientes y tarifas justas para los usuarios. Consiste, a grandes rasgos, en diseñar una planta o empresa “típica” o “representativa” (que cumpla con ciertos estándares de eficiencia) y emplear sus costos de inversión y operación como referencia para fijar la tarifa o la remuneración regulada de las empresas reales. Su lógica es simple, en ausencia de presiones competitivas, el regulador asume el rol de la competencia al fijar los precios según los costos de una empresa hipotética, diseñada con la máxima eficiencia. El objetivo es crear un incentivo para que las empresas reales busquen aumentar su eficiencia operativa y de inversión, tratando de emular ese estándar ideal. Esta regulación por incentivos busca desligar las tarifas de los costos reales de la empresa y acercarlas a un estándar eficiente. La metodología de la planta modelo encuentra su fundamento en la teoría económica de la producción y los costos, la cual proporciona el marco conceptual para definir un estándar de eficiencia que guíe la regulación tarifaria. A partir de este enfoque, se busca establecer una referencia objetiva que permita evaluar y orientar el desempeño de las empresas reales en términos de eficiencia operativa, sostenibilidad financiera e incentivos de inversión. A continuación, se presentan los principales elementos teóricos que sustentan este modelo: la función de producción y los costos, los incentivos regulatorios asociados y la necesidad de actualizar periódicamente los parámetros para mantener la validez del estándar en un entorno dinámico. 4.3.1.1. Teoría de costos y función de producción La planta modelo se construye idealmente a partir de la función de producción que describe la relación entre los insumos (trabajo, capital, energía, etc.) y la producción de bienes o servicios. Se asume que esa empresa “modelo” opera en la zona de rendimientos a escala óptima y con eficiencia técnica y asignativa (con la mejor combinación posible de insumos al menor costo). En la regulación, este concepto se traduce en la determinación de costos estándar: costos de operación y mantenimiento, costos de capital, reposiciones y depreciaciones calculados con supuestos de eficiencia. 4.3.1.2. Incentivos y regulación Un principio central de la teoría de regulación establece que la empresa regulada debe recibir ingresos suficientes para cubrir costos eficientes y obtener una rentabilidad adecuada. La empresa modelo introduce un benchmarking (comparación con un estándar) que incentiva a las empresas reales a situar sus costos en un nivel igual o cercano a este estándar para no ver penalizada su remuneración o utilidad. 4.3.1.3. Actualización periódica Dada la naturaleza dinámica de la producción (cambios tecnológicos, variaciones de precios de insumos, modificaciones en la demanda, etc.), la metodología planta modelo debe actualizarse periódicamente para reflejar las condiciones reales del mercado y la industria. La teoría indica que la realidad regulatoria debe acompañar la evolución de la función de producción y el nivel de eficiencia posible, evitando que el estándar se rezague respecto a los avances tecnológicos o de productividad. En resumen, desde el punto de vista de la teoría económica, la metodología de la planta modelo se basa en la idea de un benchmarking eficiente construido a partir de una curva de costos óptima y actualizado en intervalos regulares para reflejar la evolución del sector regulado. 4.3.2. Esquema de estructura productiva modelo vs modelo de industria Para fijar los precios y las tarifas de los servicios públicos, ARESEP debe cumplir con lo que establece el artículo 31 de la Ley N.º 7593, que indica: " Artículo 31.- 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. [...]" (el resaltado no es del original) Una estructura productiva modelo o un enfoque de planta modelo, refleja cómo debería operar una empresa eficiente en condiciones tecnológicas y organizativas óptimas; se inspira en la teoría de la empresa eficiente y en la regulación por incentivos; no corresponde a ninguna empresa real y sus costos se definen a partir de estudios técnicos, cotizaciones de mercado, manuales de ingeniería y comparaciones con información internacional. Generalmente, se suele confundir el término estructura productiva modelo con un modelo de industria. Sin embargo, un modelo de industria se construye a partir de la información real de las empresas que conforman un sector regulado, considerando sus estructuras de costos, niveles de inversión y la tecnología actualmente disponible. A diferencia del enfoque de estructura productiva modelo, el modelo de industria refleja la realidad existente en el sector, la cual puede no ser necesariamente eficiente. Como consecuencia, las tarifas que se determinen bajo este esquema estarán basadas en el desempeño promedio de la industria y no en una frontera de eficiencia ideal, y se aplicarán de manera homogénea a todas las empresas del sector, sin diferenciar entre operadores más o menos eficientes. Como parte del estudio realizado para la actualización del modelo que se presenta en este documento, se procedió a analizar si la resolución inicial, cumple con lo establecido en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, al establecer una metodología que se basa en un modelo de planta eficiente de generación con bagazo. Según se extrae de la resolución RJD-004-2010 (Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación): ¨El modelo tarifario general se basa en la definición de una planta modelo, a la cual se le han definido sus costos de inversión, operación y mantenimiento; y agregado un rédito acorde con el tipo de actividad¨ Para la construcción de ese modelo eficiente, según se detalla en el informe técnico del 28 de octubre de 2009 rendido por la consultora Ana María González Trabanino, (expediente ET-189-2009), el modelo se centró en una planta de 20 MW con una configuración termoeléctrica de alta presión anexa a un ingenio azucarero, ya que en ese momento del tiempo, ese era el tipo de planta más común en la región. Los costos de generación de electricidad se prorratearon con los costos de producción de azúcar, lo que redujo el precio por kWh. Se analizaron dos escenarios o proyectos modelo: 3. Proyecto 1 (sin excedentes de bagazo): Todo el bagazo excedente del ingenio se utiliza para generar energía. Esto permite una mayor producción para venta. Se obtuvo un factor de planta de 0,86 y una tarifa de US$ 0,0752 por kWh. La tasa de rentabilidad fue del 14,21%. 4. Proyecto 2 (con excedentes de bagazo): Se retiene un 6% del bagazo para reservas del ingenio. El factor de planta fue de 0,71 y la tarifa de US$ 0,0940 por kWh. También se consideró la depreciación por el método de línea recta (con una vida útil de 5 a 20 años) y los gastos financieros, con una tasa de interés del 6% a un plazo de 20 años. Los costos de operación se dividieron en fijos y variables. Todo parece indicar que, en sus inicios, el modelo establecido por medio de la resolución RJD-004-2010 cumplió con lo que dicta el artículo 31 de la Ley N.º 7593. Ahora bien, según se señaló en el apartado anterior, la actualización y revisión periódica de los modelos regulatorios de empresa modelo resulta fundamental para garantizar su validez y efectividad. Dado que los costos de producción, las tecnologías disponibles, las condiciones de mercado y las prácticas operativas evolucionan constantemente, un modelo estático corre el riesgo de quedar desfasado y generar señales inadecuadas para las empresas reguladas. Si no se actualiza, el estándar podría fijar tarifas que no reflejen los costos eficientes actuales: ya sea sobreestimándolos (lo que trasladaría sobreprecios a los usuarios) o subestimándolos (lo que desincentivaría la inversión y comprometería la calidad del servicio). Sin embargo, según se extrae del oficio 770-DEN-2009/33271 del 4 de noviembre del 2009, el modelo inicial utilizado en Costa Rica propone realizar la actualización solamente basado en una indexación respecto al Índice de Precios al Consumidor, y no tomando en consideración el resto de los elementos que propone el modelo teórico: “Para mantener la estructura de costos de la planta modelo actualizados (indexación), se presentó una fórmula de indexación, en la cual se relacionó el Índice de Precios al Consumidor para los costos variables y el tipo de cambio con los costos fijos asociados a la importación de materias primas. Los Costos Variables representan un 20% de los costos totales y los Costos Fijos representan un 80%, por lo cual, la fórmula de indexación de la estructura de costos es: Costo total= (CF x 0,80) (TC 2010/TC 2009)+(CV x 0,20) (IPC2010/IPC 2009)” Por otro lado, en la resolución RIE-111-2015 del 4 de noviembre del 2015 “Aplicación de Oficio de la Metodología Tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación” publicada el 9 de noviembre del 2015 en el diario oficial La Gaceta, en el Alcance Digital No. 92.; se presenta la actualización que se le aplicó al modelo inicial, acordado mediante la resolución RJD-004-2010. Esta actualización responde al Por Tanto II de la resolución RIE-081-2014 en donde se instruyó: “Realizar un nuevo estudio de mercado, para el próximo estudio tarifario, donde se actualicen los costos, dado que los datos observados son de hace 5 años”. En el siguiente cuadro, se presentan los ajustes realizados a la metodología tarifaria, que fueron presentados en la resolución RIE-111-2015: Tabla 2. Ajustes realizados a la metodología tarifaria (RIE-111-2015) Componente Ajuste realizado Inversión Actualización de costos de terrenos, equipos, edificaciones, vehículos, herramientas y capital de trabajo. La inversión total se calculó a partir de cotizaciones actualizadas de proveedores internacionales y nacionales, así como de información real de ingenios azucareros. Se actualizaron cálculos anteriores (ej. en el caso del valor de los terrenos, se ubicaron las zonas donde se encuentran Azucarera El Viejo, Ingenio Taboga y CATSA) y se utilizó información oficial (Ministerio de Hacienda, ICE, Coopeguanacaste, entre otros). Costos de explotación Actualización de rubros de materias primas (agua, bagazo, químicos, leña), transporte, mano de obra, seguros, impuestos, gastos administrativos. No se reconoció un valor explícito al bagazo por falta de justificación técnica. Costos de depreciación y financieros Se aplicó el método de depreciación en línea recta según vida útil de activos. Se reconocieron gastos financieros tomando como referencia una tasa de interés de 8,44% (datos del Banco Central de Costa Rica) y un plazo de deuda de 20 años. Rentabilidad (CAPM) Se aplicó el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizando como insumos: tasa libre de riesgo (bonos Tesoro EE.UU.), prima de riesgo de mercado, riesgo país Costa Rica, beta sector eléctrico “Utility General”. Fuente: Elaboración propia, 2025. Adicionalmente, la actualización de la inversión total mediante cotizaciones y la incorporación de datos reales de las empresas, genera de manera indirecta un efecto en cadena sobre el modelo, pues existen otros rubros (como obras civiles, supervisión local del montaje civil, materiales y servicios de construcción civil, así como la planta de tratamiento de agua de efluentes) que se calculan como un porcentaje específico de dicha inversión. En consecuencia, una modificación puntual en los valores de inversión tiene un impacto multiplicador sobre componentes asociados, lo que altera la coherencia del modelo tarifario respecto a su concepción original como planta modelo de referencia. En resumen, con la actualización presentada en la resolución RIE-111-2015, la metodología tarifaria vigente no se modificó en su estructura, sino que se aplicó una actualización de costos con base en información reciente para ese momento del tiempo, datos reales de las empresas prestadoras y cotizaciones de mercado. En dicha actualización en lugar de incorporar solamente ajustes asociados a avances tecnológicos, se introdujeron en algunos rubros datos reales de las empresas prestadoras del servicio. Este ejercicio implicó una distorsión del propósito original de la planta modelo, cuyo objetivo es servir como referencia de eficiencia. Al incluir información proveniente de las empresas reales, el modelo de planta eficiente deja de reflejar un estándar óptimo y, por el contrario, termina absorbiendo las posibles ineficiencias propias de dichas empresas. Al respecto, el ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes sobre la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Por ejemplo, en el oficio 0510-905-2017 en la sección 3: Elementos de la solicitud, página 7, se señala: “ 3.1 Costos teóricos y reales que se incluyen en la aplicación de la “planta modelo” El ICE ha planteado ante la ARESEP la inconveniencia de incluir como parte de los datos para la aplicación de la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas Azucarera El Viejo S.A. y del Ingenio Taboga S.A. Dentro de los alegatos del ICE se ha insistido en que los costos reales de las plantas son inconsistentes con los costos de una “planta modelo”, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias”. Se concluye entonces que la resolución RJD-004-2010 en su conceptualización original implementó un modelo tarifario basado en plantas modelo, cumpliendo en ese momento, con el artículo 31 de la Ley N.º 7593. Sin embargo, no fue sometido a actualizaciones como lo indica la teoría económica y la actualización realizada en el 2015 (RIE-111-2015) tomó en consideración datos de mercado y de las empresas. Al incorporar información real de estas, el modelo perdió su función de referencia de eficiencia y terminó reflejando también ineficiencias de los prestadores. 4.3.3. Determinación sobre la vigencia de la metodología planteada en la resolución RJD-004-2010 con la teoría económica y la imposibilidad de aplicar un modelo por industria La fijación de tarifas en industrias con competencia limitada representa uno de los desafíos más complejos y críticos para las autoridades regulatorias. Cuando en un mercado existen pocas empresas que, además, operan con estructuras productivas y de costos diferentes; el propósito de la regulación es doble: por un lado, se debe impedir que el poder de mercado conduzca a cobrar precios excesivamente altos a los consumidores, lo cual podría derivar en una producción ineficientemente baja y en tarifas elevadas. Por otro lado, es esencial asegurar que las empresas tengan los incentivos económicos adecuados para invertir en infraestructura, mejorar la calidad del servicio y, sobre todo, operar de manera eficiente a largo plazo. La regulación en este contexto debe ser particularmente sofisticada para evitar soluciones que, aunque puedan parecer justas en teoría, resulten en una asignación ineficiente de recursos o, peor aún, en la inviabilidad de uno de los operadores. Si una de las empresas posee una estructura de costos más moderna o una ventaja inherente en eficiencia, cualquier mecanismo tarifario que no reconozca esta heterogeneidad podría ser perjudicial para el conjunto de la industria y para el bienestar del consumidor final. Para evitar que en el mercado costarricense se produzca lo mencionado anteriormente, y para asegurarse que se cumple con uno de los requerimientos establecidos en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, es necesario evaluar si la fundamentación teórica sigue vigente; es decir, si la metodología establecida en la resolución RJD-004-2010, reproduce los elementos básicos de la teoría económica y si existe una imposibilidad comprobada de aplicar un modelo por industria. El primer ejercicio consiste en verificar si se cumple con el supuesto de homogeneidad de las empresas. Esto se traduce a que, dentro de un sector o mercado, las firmas tienen características muy similares en aspectos clave de su operación, estructura y resultados. Es decir, que utilizan equipos y métodos comparables; que presentan proporciones similares entre costos fijos, variables, de mantenimiento, financieros y administrativos; que enfrentan la misma demanda; y que tienen tamaños y capacidades productivas parecidas, entre otros. Al respecto, según la contabilidad regulatoria y los informes financieros del año 2023 remitidos a la ARESEP por las empresas prestadoras del servicio (que, para efectos ilustrativos, se identificarán como Empresa A y Empresa B), se observa que presentan características significativamente distintas entre sí. Por ejemplo: • La empresa B genera 19% más ingresos que la empresa A y tiene costos operacionales un 26% mayores que A. • La empresa A presenta endeudamiento, mientras que la empresa B no. • La empresa B tiene costos operativos y de mantenimiento más elevados, pero la empresa A presenta mayor peso en gastos administrativos y financieros. • La empresa B duplica a la empresa A en lo que se refiere a propiedades, planta y equipos afectos a la generación. • La empresa B presenta costos de mantenimiento asociados a la generación 4 veces mayores que la empresa A. Esto puede deberse a que la maquinaria de ambas empresas también presenta antigüedad distinta. Dado lo anterior, y teniendo presente lo señalado en la sección 7.4.: Análisis de las necesidades del sector, del informe técnico IN-0027-CDR-2023 (pág.43) 5 : 5 Las simulaciones ejecutadas por la fuerza de trabajo encargada de realizar el informe IN-0027-CDR-2023, así como la información más detallada de las empresas, fue analizada en la Sesión del 09 de agosto del 2023 según se registra en el Acta de la Sesión Extraordinaria No. 65-2023 de la Junta Directiva de ARESEP. Sin embargo, según se constata en la página 44 de dicha acta: “A partir de este momento, el señor Eric Bogantes Cabezas decreta un receso, desde las 9:47 horas a las 10:48 horas para conocer las simulaciones. Una vez se reanuda la sesión se continúa con la presentación del tema”. Lo anterior, con el fin de respetar la confidencialidad de la información. “Adicionalmente, dado que la Aresep solamente cuenta con la información de operación y financiero-contable de dos plantas muy diferentes entre sí, tanto en la cantidad de energía que generan, como sus costos de inversión, de operación y mantenimiento...”. Se presenta un escenario donde las empresas no deberían tratarse como homogéneas, con lo cual se estaría incumpliendo uno de los supuestos esenciales que señala la teoría detrás de un modelo de planta eficiente. Además, dada la no homogeneidad de las prestadoras actuales de generación de energía por medio de bagazo, se verifica la imposibilidad de aplicar una estructura productiva modelo basado en la información real de las participantes de este mercado costarricense en específico. Con lo cual, se cumple con lo estipulado en el artículo 31 de la Ley N.º 7593, que indica: “ Artículo 31.- 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. [...]” (el resaltado no es del original) Adicionalmente, el modelo establecido mediante la resolución RJD-004-2010, utiliza características y variables que aplica a las dos empresas de manera indistinta, provocando distorsiones en la tarifa final. Por ejemplo: • Aplica un 80% de apalancamiento, cuando la empresa B, no tiene deudas, con lo que el modelo teórico no se ajusta a la realidad del mercado, haciendo que los rendimientos que se reconozcan no reflejen la situación actual de los prestadores. • La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero. En los procesos de fijación tarifaria, la determinación de la rentabilidad se realiza bajo un supuesto metodológico consistente en considerar, para cada periodo de cálculo, un escenario que inicia en el año 0. Esto significa que, al inicio de la proyección, cada año se reconoce el 100% del valor de la inversión como si fuese realizada en ese momento, aun cuando la infraestructura ya esté en operación y depreciada. Lo anterior, tiene varias implicaciones: la empresa recibe una rentabilidad como si su activo fuera nuevo en cada proceso tarifario, sin reconocer la depreciación real acumulada; tarifas más elevadas para los usuarios, ya que se recupera más rentabilidad de la que correspondería a un activo parcialmente depreciado; tarifariamente, se remunera como si los equipos e instalaciones estuvieran siempre al inicio de su vida útil, lo que puede desincentivar la eficiencia en el reemplazo oportuno de activos; entre otros. Al respecto, el ICE por medio de los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018 ha señalado lo siguiente: “Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente”. El segundo ejercicio realizado consiste en verificar si la metodología establecida en la Resolución RJD-004-2010 determinó un proceso de revisión con el fin de incorporar tecnologías más eficientes, variaciones de costos de insumos y otros factores relevantes. En el apartado anterior se explicó en detalle la única revisión y modificación que ha tenido el modelo inicial. Retomando un poco, la resolución RIE-111-2015 no modificó la estructura de la metodología tarifaria vigente, sino que se limitó a realizar una actualización de costos, sustentada en la información disponible en ese momento, incluyendo datos reales de las empresas prestadoras y cotizaciones de mercado. Sin embargo, en esa actualización, en lugar de incorporar únicamente los ajustes derivados de avances tecnológicos, se incluyeron en algunos rubros datos provenientes de las empresas prestadoras del servicio. Este enfoque generó una distorsión respecto al propósito original de la planta modelo, cuyo objetivo es servir como parámetro de eficiencia. Al integrar información de empresas reales, el modelo de planta eficiente dejó de representar un estándar óptimo y, por el contrario, terminó reflejando también las ineficiencias inherentes a dichas empresas. En el siguiente gráfico se ilustra que, en Costa Rica, las tarifas para la generación de energía con bagazo en los últimos años han mostrado una tendencia al alza, y que incluso el precio a reconocer por US$/kWh subió en el momento en que se aplicó la actualización de costos por medio de la resolución RIE-111-2015. Lo anterior, puede deberse según se comentó anteriormente, a la actualización del modelo basado solamente en el Índice de Precios al Consumidor. Bajo un modelo de planta eficiente, como consecuencia de los incentivos a incorporar nuevas tecnologías y aprovechar eficiencias, es de esperar una presión a la baja en las tarifas, situación que no se presenta en el mercado de generación eléctrica con bagazo. Gráfico 3. Fijaciones tarifarias para la generación de energía con bagazo en (US$/kWh) 4.3.4. Tarifa diferenciada por empresa El artículo 31 de la Ley N.º 7593 establece que, si existe imposibilidad comprobada para aplicar el procedimiento de tomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, se considerará la situación particular de cada empresa: " Artículo 31.- 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¨. Según se detalló en el apartado anterior, se concluye que: • El modelo establecido mediante la resolución RJD-004-2010, podría no ser el más indicado para la industria costarricense. • Existe imposibilidad comprobada para aplicar una estructura productiva modelo en el mercado costarricense en cuestión, basado en la información real de las empresas prestadoras. La metodología de “empresa modelo” es más adecuada para industrias donde las empresas son comparables, es decir, tienen estructuras de costos y modelos operativos similares. Su aplicación se torna no conveniente en un mercado con muy pocos prestadores del servicio que además presentan diferencias importantes. En contraste, una metodología en la cual el regulador define un precio máximo por empresa a partir de valores reales obtenidos de estados financieros, ventas a determinados entes (por ejemplo, al ICE) y demás datos contables, permitiría reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador. Este enfoque contribuiría a establecer tarifas más ajustadas a la realidad del sector, generando señales regulatorias más transparentes, incentivando la eficiencia y ofreciendo una mejor protección tanto a los usuarios como a la sostenibilidad financiera de las empresas, lo cual resulta preferible en un contexto regulatorio. A continuación, se realiza un análisis comparativo entre ambos enfoques, destacando las ventajas que aporta la nueva metodología, sus desventajas y cómo podría mejorarse con elementos que provienen de la teoría regulatoria y de la experiencia con el modelo de empresa eficiente. Tabla 4. Criterios de comparación teórica entre los modelos Criterio Empresa modelo Precios máximos con datos reales Base de costos Costos teóricos de eficiencia (benchmark). Costos contables declarados por cada empresa. Ajuste por eficiencia Normalmente sí: factor X, tecnología de frontera. Potencialmente no, si no se diseñan incentivos adicionales. Actualización Requiere actualización de supuestos e ingeniería. Se basa en balances presentados (actualización contable). Homogeneidad/ Comparación Un único estándar (o pocos) que se impone a todos. Cada empresa tiene su propio cálculo y precio máximo. Incentivo a la mejora Alto (empresas deben acercarse a costos modelo) Bajo (riesgo de perpetuar costos ineficientes) Fuente: elaboración propia, 2025. La propuesta de precio máximo por empresa parte de la determinación de un tope de ingresos o tarifas específico para cada prestador, basándose en su estructura de costos real, su contabilidad y sus ventas. Esto conduce a que esta metodología presenta ventajas en su implementación para el caso costarricense como las siguientes: 8. Reconoce diferencias particulares entre empresas. Y parte de datos financieros reales, dado que la información se toma directamente de los estados financieros del prestador, con sus costos directos, gastos operativos, inversiones, deuda, etc. Resulta trascendental la revisión de costos por parte del regulador para garantizar que se reconozcan únicamente los costos necesarios para brindar el servicio (servicio al costo). 9. Al usar la información contable directa, se reducen los supuestos sobre ingeniería y tecnología de frontera; los datos son tangibles y comprobables. Según lo dispone la ley de la ARESEP, el ente regulador revisa la información contable para asegurarse de que no existan sobrecostos injustificados, gastos no relacionados con la prestación, entre otros. Además, la información presentada por las prestadoras es complementada con datos sobre ventas anuales al ICE. Como es conocido por los prestadores, la aplicación de esta metodología está estrechamente vinculada con la implementación y verificación de la contabilidad regulatoria, así como con la eventual puesta en marcha del Sistema de Información Regulatoria (SIR). Ello se debe a que las empresas deben reportar sus estados financieros al regulador y, con el SIR, la recopilación de datos se realizaría de manera más ágil y sistemática. En contraste, mantener un “modelo hipotético” implica recurrir a un alto nivel de análisis técnico y a la formulación de múltiples supuestos, los cuales pueden distanciarse significativamente de la realidad de la industria nacional que se busca regular. 10. Procura evitar cualquier desalineación que pudiera existir entre el modelo teórico y la situación particular del prestador. Además, permite reconocer condiciones tecnológicas, capacidad real instalada, vida útil, escala y antigüedad de la infraestructura específica de cada prestador. 11. Busca evitar la posibilidad de sobreestimación o subestimación de costos si los parámetros de eficiencia no se actualizan o no coinciden con la realidad. 12. La metodología puede, en teoría, aplicarse más rápidamente, sobre todo si existe la obligación legal de reportar balances auditados. 13. Cada empresa conoce su situación y tendrá la certeza de que su tarifa máxima dependerá de sus costos reales, no de un estándar que puede ser cuestionado. 14. Existe la posibilidad de la negociación en la compra-venta de energía, con la garantía de que las tarifas van a reconocer los costos fijos y que el productor de energía no vendería por debajo de su costo marginal. Sin embargo, con la determinación de tarifas basadas en costos reales, surge la necesidad de que se establezcan incentivos para la reducción de costos, y desarrollar la capacidad de implementar fiscalizaciones para asegurar que solo se reconozcan costos necesarios y eficientes, no obstante, el primer paso es tener precisión y claridad de esos costos por empresa. Además, existe la posibilidad de que regulatoriamente se pueden definir indicadores ex post como la determinación de la diferencia entre la tarifa regulada y los costos unitarios realizados, el regulador podría eventualmente realizar los ajustes para fijar las tarifas acordes a las nuevas condiciones. Y por último también existe la posibilidad de revisar la metodología, en caso de que ante alguna situación no considerada el modelo no resulte aplicable o cause alguna distorsión en la tarifa, facultad que siempre existe dentro de las potestades del regulador. Se concluye que la fijación de tarifas mediante un modelo de tasa de retorno aplicado a la empresa con tarifa máxima permite reconocer las condiciones reales de cada prestador, procurar su sostenibilidad financiera y brindar mayor transparencia a los usuarios. Este enfoque, basado en costos contables fiscalizados, se ajusta mejor a la realidad nacional y ofrece un balance entre eficiencia, protección al usuario y viabilidad del servicio. 5. MARCO LEGAL 5.1. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para establecer metodologías tarifarias. La ARESEP es una institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley N.º 7593, o bien, de aquellos servicios a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de la Constitución Política y artículo 1° de la Ley N.º 7593). En igual sentido, el numeral 3.a) de la Ley N.º 7593, define el servicio público, como aquel, que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley. El artículo 4 de esa misma Ley, dispone como objetivos fundamentales de la ARESEP, entre otros: "c) Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) "f) Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios públicos." Lo anterior, es acorde con lo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N.º 29847-MP-MINAE-MEIC), norma que define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, siendo que establece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y en sus artículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará la prestación del servicio a los abonados y usuarios, serán: a. La calidad del voltaje y frecuencia de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad en el suministro de la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación del servicio. La Ley N.º 7593, le otorgó a la ARESEP, facultades suficientes para ejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan en el país, incluidos los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de la Ley N.º 7593. Ello, en relación con el artículo 6.d) de la Ley N.º 7593, que establece como obligación de la ARESEP "(...) fijar las tarifas y los precios de conformidad con los estudios técnicos"", asociado a lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante los cuales se fijan los parámetros, criterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al principio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo 4.a).2) del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-M. Ahora bien, el artículo 9 de la Ley N.º 7593, dispone que la ARESEP continuará ejerciendo la competencia que la Ley N.º 7200 y sus reformas, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad. Asimismo, dispone que ningún prestador de un servicio público de los descritos en el artículo 5 de esta Ley podrá prestar el servicio, si no cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado por la ARESEP. En esa línea, le corresponde a la ARESEP, velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley N.º 7593, remite al artículo 25 ibídem, el cual establece que la ARESEP emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos existentes en el país o en el extranjero, para cada caso. Dichas normas, a su vez, deben concordar con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, los cuales disponen en lo de interés: " Artículo 32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación del servicio. La Autoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes servicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para ello empleará: a. La información que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de la Ley N.º 7593. b. Cumplimiento de la normativa vigente. c. Las disposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el Organismo Regulador. d. Los indicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que el Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio. e. Cualquier otra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para cumplir con sus funciones." " Artículo 34.-Emisión de normas técnicas y económicas. La Autoridad Reguladora, de conformidad con lo estipulado en la Ley N.º 7593 y previa consulta y coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas bajo las cuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores de regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que se logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de las inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del mejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación." (Resaltado es nuestro). " Artículo 41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora. Como parte de las responsabilidades y potestades que le asigna la Ley N.º 7593 a la Autoridad Reguladora, ésta será responsable de: a. Promulgar las normas técnicas y económicas para la debida prestación del servicio. b. Evaluar, regular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este reglamento y de las normas correspondientes. c. Aplicar las sanciones estipuladas en la Ley N.º 7593 y su Reglamento." " Articulo 42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de este reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley N.º 7593 y leyes conexas." Por su parte, el artículo 29 de la Ley N.º 7593 dispone que: "la Autoridad Reguladora formulará y promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a las que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos." El procedimiento para fijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley N.º 7593 y a su vez, el cardinal 31 de la citada ley, establece que para fijar tarifas se deben tomar en cuenta las estructuras productivas modelo o la situación particular de cada empresa. Además, dicha norma dispone que la ARESEP deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la ARESEP considere pertinente. Así, en el procedimiento tarifario, cada petición sobre tarifas y precios deberá estar debidamente justificada, según lo dispone el artículo 33 de la Ley N.º 7593 y regirán las tarifas y precios, que fije la ARESEP, a partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o a partir del momento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo 34 ibidem. En esa línea, el artículo 15 del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-MP, dispone que, para fijar las tarifas, se utilizarán modelos, los cuales deben ser aprobados por la ARESEP, de acuerdo con la ley. El numeral 36 de la Ley N.º 7593, dispone por su parte, el procedimiento de audiencia pública, que deberá seguirse en la formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, así como, la formalización y revisión de las normas técnicas, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse. Dicho numeral se encuentra reglamentado en los artículos 44 al 56 del Decreto No. 29732-MP, en relación con el numeral 9 de la Constitución Política, de modo que manifiestan el ejercicio del derecho constitucional de participación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la jurisprudencia de la Sala Constitucional, entre otras, en la sentencia N.º 7213-2012, al establecer la obligación de la ARESEP, de garantizar la participación ciudadana en la formulación de metodologías tarifarias (en igual sentido, ver las sentencias N.º 016649-2009 y N.º 17093-2008). Asimismo, a partir del artículo 31 de la Ley N.º 7593, concordado con el numeral 6 inciso 16) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado, (RIOF), se desprende que la Junta Directiva de la ARESEP tiene la competencia para aprobar las metodologías tarifarias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo competencia de la ARESEP. De igual forma, el numeral 9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General, designar equipos para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución de proyectos para el diseño de metodología de fijación de tarifas. Por su parte, el artículo 21.2 del RIOF establece que le compete al DGDR, la "(...) Dirigir el proceso de desarrollo de los instrumentos regulatorios promoviendo la innovación y la mejora continua” De las normas citadas anteriormente, se puede extraer que, la ARESEP tiene la competencia exclusiva y excluyente para la fijación de las tarifas de los servicios públicos regulados según la Ley N.º 7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP). En ese sentido, definir y establecer las metodologías o modelos tarifarios mediante los cuales se determinarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación y las normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios públicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la ARESEP. La Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N.º 001687-F-S1- 2012, ha señalado con respecto a las potestades de la ARESEP, para establecer las metodologías tarifarías, que: "la Autoridad Reguladora se constituye en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados (...). Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios". En esa línea de análisis, la Procuraduría General de la República (PGR), en reiterados pronunciamientos, ha afirmado que la definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la ARESEP de fijar tarifas, tales como, los dictámenes C-165-2014 del 27 de mayo de 2014 y C-416-2014 del 24 de noviembre de 2104. Así, se cita en el dictamen C-416-2014 lo siguiente: "c) La definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la ARESEP de fijar tarifas, sin que se encuentre obligada a coordinar con otras entidades u órganos". Esa misma posición, ha sido reiterada por la PGR en el dictamen C-023-2017 del 1° de febrero de 2017. Aunado a lo anterior, se debe indicar que el establecimiento de metodologías y criterios tarifarios, por parte de la ARESEP, se enmarca claramente dentro de la discrecionalidad técnica que se le ha reconocido a este ente, siempre y cuando se respete el principio del servicio al costo. Lo anterior, es acorde con los artículos 15, 16 y 160 de la LGAP). Al respecto, la Sala Primera, ha reconocido esa discrecionalidad de la ARESEP, en el establecimiento de metodologías, al indicar: "No existe duda de que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de solicitudes tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para ello la Ley N.º 7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6 inciso d) y 29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo es para elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que serán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización (en el procedimiento en sí)." Así las cosas, en aplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11 de la Constitución Política), las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente, establecidos por la ARESEP para tal efecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley N.º 7593 y su reglamento (audiencia pública). 5.2. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica como servicio público. Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde a la Secretaría de Planificación Sectorial de Ambiente y Energía (SEPLASA), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), ente que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE- (actualmente, rige el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030), y el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo (PND), a los cuales está sujeta la ARESEP, según dispone el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley N.º 7593. Por otro lado, la labor de regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas (generación, transmisión, distribución y comercialización) está a cargo de la ARESEP, según se indica, en el artículo 5.a) la Ley N.º 7593, en el cual, se dispone su función de fijar precios y tarifas, además de velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, en la prestación tanto de dicho servicio público, como de los demás regulados. A las funciones anteriores se suman, los objetivos y las obligaciones establecidas en los artículos 4 y 6 de la Ley N.º 7593, respectivamente, cuyo cumplimiento, enmarca el ejercicio de las competencias y potestades de la ARESEP, en relación con la regulación de los servicios públicos. Dichas potestades implican la fijación tarifaria, la definición de normativa técnica y de metodologías tarifarias (entre otras), sancionar ante la comisión de alguna falta, y fiscalizar la prestación de los servicios públicos. Lo anterior, no es ajeno a la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica, pues dicho servicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la ARESEP, el ejercicio de las potestades mencionadas, de conformidad con la Ley N.º 7593 y su Reglamento. Ahora bien, considerando que la Ley N.º 7593 y su Reglamento, forman parte esencial del marco legal aplicable a la regulación de los servicios públicos en general, es preciso identificar en cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, que la ARESEP también debe realizar su labor con vista en el "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone lo siguiente: "

Artículo 1

Campo de aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación. Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes. Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.

Artículo 2

Objeto. El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas." A través de dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la ARESEP, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio. Nótese que, la observancia y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de los prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas, de conformidad con las leyes correspondientes. Y de forma adicional, también se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa autorización de la ARESEP, siempre que no se afecten las condiciones del servicio a terceros. En igual sentido, resulta aplicable al servicio en cuestión, el “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica” (Decreto 30065-MINAE) que establece: "

Artículo 2

Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley N.º 7593 (...). "

Artículo 3

El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley N.º 7593.” La anterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el artículo 9 de la Ley N.º 7593, debe tener todo prestador de un servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la ARESEP (en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas). Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica. Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las tarifas respectivas. En este sentido, resulta importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de tarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés: "(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su comercialización (...)". 5.3. Sobre la regulación de la generación de energía eléctrica a partir de biomasa, considerando el proceso de cogeneración Tal y como se ha indicado, la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, se encuentra debidamente regulada por parte de la ARESEP, desde el ejercicio de sus competencias y potestades otorgadas mediante la Ley N.º 7593. Ahora bien, dependiendo del prestador del servicio de generación de energía eléctrica, así resulta aplicable el marco normativo específico para cada caso, igualmente, la Ley N.º 7593, su Reglamento y la demás normativa que emita la ARESEP les resulta aplicable, considerando tarifaria y metodológicamente aspectos propios del tipo de generador y de la fuente con la que se genere la energía eléctrica. De esta forma, la ARESEP, como parte de sus potestades regulatorias, ha emitido metodologías tarifarias para la generación eléctrica privada, considerando entre otros aspectos, la fuente de generación sea ésta, hídrica, eólica, solar, térmica, geotérmica, o con biomasa. En Costa Rica, tales fuentes son tomadas en su mayoría de los llamados recursos renovables, que son transformados en electricidad, lo que a su vez refleja el alto nivel de energía renovable que caracteriza a nuestro país. En este sentido, es importante señalar que en el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública del Bicentenario (2019-2022), se hizo referencia a la posibilidad de que Costa Rica sea la primera economía descarbonizada del mundo al año 2050, para lo cual se requiere disminuir paulatinamente hasta eliminar, el consumo de combustibles fósiles e incursionar aún más en un sistema cuya generación de energías renovables sea sostenible y autosuficiente, de modo que contribuya a mitigar el impacto de las actividades económicas en el medio ambiente. En línea con lo anterior, el subsector de electricidad del VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 contiene como parte de sus ejes, la sostenibilidad de la matriz energética. A su vez, sus objetivos buscan, entre otros, diversificar las fuentes de energía para la producción de electricidad, de modo que se evite la participación relativa de la energía térmica dentro de la matriz energética nacional. Lo anterior asociado al Programa Nacional de Energías Renovables no convencionales, establecido en el mencionado Plan, que apunta a aprovechar en mayor medida esas fuentes. Ahora bien, la Política Energética Nacional, propuesta mediante el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030, se encuentra respaldada por una serie de ejes programáticos contenidos en este Plan. De forma específica, a dicha política que propone, entre otros, el aumento de la contribución del sector energía a la competitividad productiva en el país, se le han aparejado una serie de acciones que buscan mejorar el marco metodológico que norma las fijaciones de tarifas de electricidad, entre otros. Entre esas acciones, se encuentra “la creación o la mejora de algunas metodologías tarifarias requeridas para la compra de electricidad por parte del ICE a los generadores privados; en particular, las relacionadas con generación mediante biomasa y con residuos sólidos municipales. De esta forma, se busca aprovechar el potencial de generación con esas fuentes que posee el país.” El resaltado es propio. Lo anterior, involucra directamente a la ARESEP que, en el ejercicio de sus competencias, como se ha indicado, regula la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica, indistintamente de su fuente, definiendo entre otros, las metodologías tarifarias que corresponda aplicar en cada caso particular. En este sentido, cabe resaltar que, para la ARESEP, no es novedoso lo referente a las metodologías tarifarias relativas a la generación con biomasa, pues desde el 2009, emitió la “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta Al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación ”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de 2010 y vigente a la fecha, en la cual, se considera específicamente como fuente de generación el bagazo de caña, mediante el cual, se produce la energía que los generadores privados le venden al ICE a la luz, de la Ley N.º 7200, capítulo I. En igual sentido, en el 2011, la ARESEP emitió el “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, aprobado mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011 y vigente a la fecha, también relativo a los generadores privados cubiertos por el capítulo I de la Ley N.º 7200. Dicho modelo es aplicable al mismo tiempo que lo es la metodología referente al bagazo de caña, ello, dependiendo de la fuente de generación de la que se trate, así, se dispuso en éste: “1.1. Objetivo y alcance (…) Se excluyen de esta metodología las fijaciones de tarifas asociadas con ventas de electricidad producidas únicamente con bagazo de caña de azúcar, a las cuales se les aplica la metodología aprobada por la Junta Directiva mediante la resolución RJD-004-2010. También se excluyen las fijaciones tarifarias para ventas de energía generada por plantas que utilizan residuos municipales como insumo. (…)” De esta forma, como se puede observar, la ARESEP en el ejercicio de sus competencias regulatorias y en aras de la mejora continua, ha venido estableciendo metodológicamente lo referente a la generación eléctrica con biomasa y la revisión de los instrumentos técnicos para la regulación, en atención a lo dispuesto en la política energética establecida en el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030. Ahora bien, ciertamente se ha venido haciendo referencia a la etapa de la generación como parte del servicio público de suministro de energía eléctrica, según el artículo 5 inciso a) de la Ley N.º7593, no obstante, tal y como se explicó en el anterior apartado 5. Justificación, en el caso que nos ocupa, se hace referencia específica a la cogeneración de energía eléctrica considerando como fuente la biomasa. Tal y como se explicó, en el caso que nos ocupa, se trata de una cogeneración, debido a que la energía eléctrica a partir del uso de biomasa es el resultado de una generación simultánea como parte de un proceso de energía térmica y eléctrica, de forma que, las plantas cogeneradoras consumen el calor y la energía para sus actividades y en función de su capacidad instalada aprovechan también para vender la energía eléctrica sobrante a la red eléctrica. Es por ello por lo que, más que tratarse de una generación de energía eléctrica, en el sentido puntual que señala el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, se trata de una cogeneración, en el tanto, el prestador, finalmente produce energía eléctrica como resultado de un proceso propio de otra actividad productiva principal. No obstante, lo anterior no deja de ser parte de la etapa de generación de suministro de energía eléctrica, pues, finalmente, se está produciendo energía para la venta al ICE, a la luz de la Ley N.º 7200, servicio que como se ha indicado, debe ser regulado por la ARESEP. Adicionalmente, a la normativa mencionada, el “Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela”, Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET publicado en el Alcance N.º 72 del Diario Oficial La Gaceta N.º 108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la participación de generadores privados: “ Artículo 3.- Participación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en participar en la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto establezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento. El ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de veinte años. (…)” Además, este Decreto establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y precios de compra: “(…) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200 y sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las plantas existentes. (…) Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.” Este artículo establece como una de las modalidades legalmente dispuestas para que la ARESEP, lo defina dentro de la metodología tarifaria, el precio máximo, lo cual es el enfoque que se presenta en esta propuesta, ello en el ejercicio de la discrecionalidad técnica con la que cuenta la ARESEP. En ese sentido, la ARESEP cuenta con potestad técnica discrecional para definir las metodologías y modelos de cálculo para cada servicio público que regula. De modo que, conforme a parámetros, criterios y valoraciones técnicas, entre otros, puede determinar en cada caso particular la metodología que considere necesaria y adecuada. Dicha discrecionalidad técnica está ampliamente reconocida en la jurisprudencia judicial. A manera de ejemplo se cita: "(…) Nótese que la misma legislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de aquel órgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición no vinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que en orden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo, excluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa particularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe adoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa autoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los modelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en la fijación de las tarifas. Como parte del principio de legalidad, las tarifas deben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el efecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia pública). Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe publicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de cálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe o no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica y constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios. (…)” Resolución N.º 00557-F-2007 del 10 de agosto de 2007, de la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia. Las normas mencionadas resultan concordantes con el “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés: “ Artículo 22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo. Artículo 23.-Aplicación. Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N.º 7593, a su Reglamento y a este Reglamento.” El análisis integral del marco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31 al 36 de la Ley N.º 7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14 de la Ley N.º 7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo N.º. 37124-MINAET, artículo 23 y 26 del “Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos”, Decreto 29847-MPMINAE- MEIC, corresponde a la ARESEP fijar los precios y tarifas de dichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia de los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General de la República. De esta forma, resulta evidente que la cogeneración en el sentido que propone esta metodología tarifaria, debe ser un servicio amparado no solo por la Ley N.º 7200, sino, también por la Ley N.º 7593 y su reglamento, que dispone funciones de regulación de la Autoridad Reguladora. 5.4. Ejercicio de la potestad tarifaria y metodológica de la ARESEP, en relación con los generadores privados amparados por el capítulo I de la Ley N.º 7200 En el caso que nos ocupa, es preciso identificar que las metodologías y modelos tarifarios que la ARESEP emita, a fin de realizar la fijación tarifaria para el servicio de generación de energía eléctrica producida, en este caso, a partir de la biomasa utilizando procesos de combustión, le resultan aplicables de forma exclusiva a los generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N.º7200, excluyendo aquellos que generan en atención al Capítulo II de ésta (adicionado mediante la Ley N.º 7508). Lo anterior, se sustenta no solo en la inclusión de la generación como una de las etapas del servicio de suministro de energía eléctrica estipulado en el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593, sino también, en la propia Ley N.º 7200, artículo 14 y en el Reglamento al Capítulo I de dicha Ley (Decreto N.º 37124-MINAET),

Artículo 20

Por su parte, las tarifas referentes a las ventas de energía eléctrica que se realicen a la luz del Capítulo II de la Ley N.º 7200, indistintamente de su fuente, son definidas dentro de los procedimientos de licitación pública que efectúa el ICE a fin de realizar la contratación que requiera, en los cuales, existe competencia de precios de venta, según el artículo 21 de la mencionada Ley. De modo que la ARESEP, no tiene injerencia directa en la definición de tales tarifas. 6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON BIOMASA 6.1. Situación actual de los costos de la energía producida con biomasa a nivel internacional Según la organización intergubernamental “International Renewable Energy Agency” por sus siglas en inglés, IRENA, con sede en la ciudad de Masdar, Abu Dabi, organismo especializado en la promoción del conocimiento, la adopción y el uso sostenible de las energías renovables, del informe Renewable-Power- Generation Costs 6 (2023, pág. 165), se destacan algunos datos para la generación con biomasa: 6 https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 • Entre 2010 y 2024, el costo nivelado de la electricidad (LCOE) promedio ponderado global de la bioenergía para proyectos de generación no siguió una tendencia específica al alza o a la baja. En 2024, el LCOE fue de 0,087 USD/kWh. Este valor fue un 1% mayor que en 2010 y un 19% superior al valor de 2023 de 0,073 USD/kWh. No obstante, en 2024 el LCOE se mantuvo por debajo de los niveles máximos observados durante el período 2010–2024. • Para los proyectos de bioenergía que se pusieron en marcha en 2024, el costo total de instalación promedio ponderado global fue de USD 3 242 / kW. Esto representó un aumento del 16% respecto al promedio ponderado de 2023 de USD 2 795 / kW. • Los factores de capacidad para las plantas de bioenergía son heterogéneos, dependiendo de la tecnología y la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global para proyectos de bioenergía varió entre un 67% registrado en 2012 y 2016, y 86%, registrado en 2017. En 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fue del 73%. • En 2024, el LCOE promedio ponderado varió desde un mínimo de USD 0,062 / kWh en India y USD 0,065 / kWh en China, hasta máximos de USD 0,096 / kWh en Europa y USD 0,106 / kWh en América del Norte. La información anterior se resume en el siguiente gráfico: Gráfico 2. Costos totales instalados promedio ponderados globales, factores de capacidad y LCOE para bioenergía, 2010-2024 __ El gráfico muestra la forma en que el costo instalado, el factor de capacidad y los costos del kWh han variado en los últimos años sin mostrar una tendencia clara hacia la baja o hacia el alza. Gráfico 3. Costos totales instalados de proyectos de generación de bioenergía por materias primas seleccionadas y país / región, 2000-2024 En el gráfico anterior, en el primer recuadro representa los costos instalados de la biomasa del tipo bagazo (que es la única fuente de biomasa con la que se genera energía actualmente en Costa Rica) y principalmente para el norte de América, se desprende de la información que el costo instalado promedio es de menos de USD 2000/kW y que para este tipo de fuente se utilizan capacidades más pequeñas, entre 20 y 30 MW. Según datos de IRENA (2024), los proyectos de generación eléctrica mediante bioenergía han exhibido una considerable variabilidad en sus factores de capacidad, dependiendo tanto de la tecnología utilizada como de la disponibilidad de materia prima. Entre 2010 y 2024, el factor de capacidad promedio ponderado global fluctuó entre un 67% —valor observado en 2012 y 2016— y un máximo de 86% en 2017. Para 2024, dicho factor global se situó en 73%. Cuando la biomasa disponible es constante a lo largo del año, algunas plantas pueden alcanzar factores de capacidad muy elevados —entre 85% y 95%. Sin embargo, este nivel de eficiencia disminuye si la materia prima depende de ciclos agrícolas estacionales. A ello se suma una preocupación creciente: el impacto potencial del cambio climático sobre la disponibilidad de biomasa, ya que las variaciones en los patrones de temperatura y precipitación podrían alterar no solo el volumen total anual disponible, sino también su distribución a lo largo del año. Los datos utilizados por IRENA (2024) indican que las plantas que operan principalmente con bagazo tienden a mostrar factores de capacidad más bajos que aquellas basadas en otros tipos de biomasa. Durante el período analizado, tales plantas registraron valores típicos entre 50% y 60%, con extremos que van desde 39% en América del Norte hasta 82% en Europa. Por el contrario, las instalaciones que utilizan desechos vegetales u agrícolas —incluyendo residuos de madera— alcanzaron factores de capacidad ponderados por región que varían entre 63% y 93%. Entre estas, los residuos de madera sobresalen por su estabilidad como materia prima, mostrando valores agrupados típicamente entre 68% y 78%. En el caso de Costa Rica, la materia prima disponible es estacional, al basarse en los tiempos de la cosecha de la caña de azúcar, que dura entre tres y seis meses al año, por lo que dichas plantas generan entre cuatro y cinco meses al año, lo cual se refleja en los registros históricos de venta de energía que mantiene el División Operación y Control del Sistema Eléctrico (DOCSE, anterior CENCE) y que se encuentran disponibles en la ARESEP. En el informe de Irena (2024, pág. 171), los costos fijos de operación y mantenimiento incluyen mano de obra, seguros, mantenimiento programado y reemplazo de rutina de los componentes de la planta, como calderas, gasificadores, equipos de manipulación de materias primas y otros elementos. En total, según el mencionado informe estos costos de operación y mantenimiento representan entre el 2% y el 6% de los costos totales de instalación por año. Las grandes plantas de energía bioenergética tienden a tener costos fijos de operación y mantenimiento por kW más bajos, debido a las economías de escala. Dicho informe agrega que, los costos variables de operación y mantenimiento presentan un promedio de USD 0,004 / kWh, suelen ser bajos para las plantas de energía de bioenergía, en comparación con los costos fijos de operación y mantenimiento. Las piezas de repuesto y los costos incrementales de servicio son los componentes principales de los costos variables de operación y mantenimiento, aunque también incluyen los costos de combustibles distintos de la biomasa, como la eliminación de cenizas. Gráfico 4. LCOE por proyecto y promedios ponderados de proyectos de generación de energía bioenergética por materia prima y país / región, 2000-2024 Del gráfico anterior se puede observar que el promedio ponderado más alto para este período (2000-2024) fue de USD 0,106 / kWh en América del Norte, donde los percentiles 5 y 95 de los proyectos cayeron entre USD 0,052 / kWh y USD 0,206 / kWh. 6.2. El modelo tarifario actual En relación con el modelo tarifario vigente, como se ha mencionado a través del documento, actualmente se cuenta con dos metodologías tarifarias aprobadas por la ARESEP para la generación eléctrica con biomasa, a saber: • “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de electricidad y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-004-2010, del 26 de abril de 2010, y publicada en La Gaceta N.º 98 del 21 de mayo de 2010, y su reforma. • “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar y su fórmula de indexación”, aprobada mediante la resolución RJD-162-2011 del 9 de noviembre de 2011, y publicada en La Gaceta N.º 233 del 05 de diciembre de 2011 y su reforma. En el caso de la metodología de bagazo de caña (RJD-004-2010), ésta se basa en la definición de una planta modelo que considera una estructura productiva modelo para la actividad de generación de electricidad con bagazo de caña a partir de un benchmarking de los costos de inversión y de explotación. Por su parte, el modelo de biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar (RJD-162-2011), se basa en un modelo de costos, organizados en una plantilla de cálculo, en la cual se definió una estructura de costos de inversión, operación y mantenimiento para el desarrollo de la actividad; y agrega una rentabilidad acorde con el tipo de actividad. Este último modelo se aprobó bajo la premisa de que en el país no se contaba con experiencia previa en la generación con fuentes biomásicas, distintas al bagazo de caña, y que existe una gama muy amplia de condiciones técnicas y económicas de producción con fuentes biomásicas, por ello, no se optó por establecer empresas modelo de referencia, sino que, se propuso un método de fijación de tarifas individuales con base en la información que proveerían los interesados habilitados, dentro de un esquema tarifario y una estructura de costos claramente definidos. En este modelo, como las condiciones de existencia de múltiples fuentes biomásicas y una amplia gama de condiciones técnicas y económicas se mantienen, se incorporó la misma estructura de costos y gastos del modelo de generación con biomasa distinta de bagazo de caña de azúcar con fijaciones individuales según los datos financiero-contables de cada generador. En ambos modelos se establecen los procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como, los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento. 6.3. Necesidades del sector regulado Como parte del proceso de mejora regulatoria, destacado en la definición y revisión de las metodologías tarifarias, la ARESEP ha procurado detectar en el ejercicio de su labor establecida mediante la Ley N.º 7593, las oportunidades de mejora de sus instrumentos regulatorios, ello sin perjuicio de las diversas observaciones sustentadas que se puedan conocer por parte de algún prestador o tercero interesado y que resulten susceptibles de considerarse en el proceso. 6.3.1. Observaciones del ICE El ICE ha remitido a la ARESEP una serie de inquietudes respecto de la metodología de bagazo (RJD-004-2010 y RJD-027-2014), mediante los oficios 0510-905-2017 y 0610-094-2018. Al respecto, de dichas manifestaciones se destacan las siguientes: • Desacuerdo con que las tarifas sean en dólares, esto dado a que las empresas realizan la mayoría de sus erogaciones por concepto de costos de operación y administrativos en colones. • La inconveniencia de aplicar en la metodología de “planta modelo”, los valores de costo propios de las empresas El Viejo S.A. y Taboga S.A., ya que estos costos son inconsistentes con los costos de una planta modelo, debido a que se cargan las ineficiencias propias de las empresas existentes a los precios, siendo los consumidores finales los que asumen estas ineficiencias. • Antigüedad de las plantas que generan electricidad con bagazo en la estimación de los costos de inversión. La metodología simula una empresa modelo eficiente que inicia operaciones en el año cero; sin embargo, la realidad es que las plantas de generación térmica con bagazo, a las que se les ha aplicado esta metodología, han sido repotenciadas y operan desde varios años previos a la primera fijación tarifaria con esta metodología, por lo que sus activos se encuentran depreciados parcial o totalmente. • Ajuste por índices de precios, debido a que los costos de inversión y los costos totales cambian al actualizarlos por índices, sin embargo, en las empresas modelos se busca que los costos se actualicen por mejores tecnológicas e incluso se excluyan aquellos costos o incrementos que no representen ninguna eficiencia para la planta y que esto incentive a los generadores a ser más eficientes y así buscar la mejora de sus sistemas de producción. • Cuestionamiento del porcentaje de reserva del bagazo. • Porcentajes de distribución de la energía para consumo propio y la energía para la venta y su impacto en los costos de producción de la actividad de generación de energía. • Reconocimiento de gastos que no son considerados en otras metodologías, entre ellos el gasto por impuesto de renta y los gastos financieros. Adicionalmente, por medio de oficio 0510-55-2026 del 20 de enero de 2026, el ICE solicitó a ARESEP revisar y ajustar la metodología/tarifa aplicable a plantas de bagazo “existentes” (con contrato prorrogado), porque considera que la metodología vigente (planta modelo) sobrestima la tarifa al reconocer inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta nueva, aun cuando esos costos ya se habrían recuperado en el primer contrato. 6.3.2. Observaciones de la IE La IE, como aplicador de las metodologías tarifarias vigentes, ha detectado algunas oportunidades de mejora, las cuales fueron remitidas a la DGDR, mediante los oficios OF-1450-IE-2019, OF-1017-IE-2020 y IN-0131-IE-2020 abarcando los siguientes aspectos: • Alcance de las fijaciones tarifarias extraordinarias. • Falta de claridad en la metodología sobre cuáles variables pueden y deben actualizarse en las fijaciones tarifarias. • Inclusión del uso de información proveniente de la contabilidad regulatoria. • Reconocimiento del impuesto de la renta dentro de los costos tarifarios. • Reconocimiento de los gastos financieros dentro de los gastos tarifarios. • La indexación de los costos totales. • La rentabilidad que se calcula sobre un monto de inversión que considera una planta siempre nueva. • La conveniencia de fijar las tarifas en dólares. 6.3.3. Observaciones de la DGDR La DGDR, por medio del informe IN-0053-DGDR-2025 del 22 de setiembre de 2025, recomienda diferenciar explícitamente el tratamiento metodológico entre plantas nuevas y plantas existentes en cogeneración con biomasa, porque el enfoque para plantas nuevas debe incorporar recuperación de la inversión y la rentabilidad, mientras que la metodología de existentes debe reconocer principalmente la rentabilidad sobre el capital invertido. Por ello, esta dirección señaló que se requiere un tratamiento diferenciado, ya sea mediante metodologías separadas o mediante un apartado específico dentro de la misma metodología que permita reconocer y recuperar la inversión cuando corresponda. Adicionalmente, la DGDR enfatizó que la variable clave para diferenciar entre plantas nuevas y existentes es el reconocimiento de la inversión: en plantas existentes no debe reconocerse nuevamente la recuperación de esa inversión (si ya fue reconocida en un primer contrato), mientras que en plantas nuevas sí debe reconocerse la recuperación junto con la rentabilidad. 6.4. Análisis de las necesidades del sector Posterior a la valoración de las necesidades del sector planteadas por el ICE, las empresas prestadoras y los equipos técnicos de la ARESEP, se propone consolidar en una sola metodología las reglas aplicables a la cogeneración con bagazo de caña y a la biomasa distinta del bagazo. Esta consolidación busca uniformar criterios, mejorar la trazabilidad de la información y fortalecer la consistencia regulatoria. No obstante, dada la naturaleza del negocio y los distintos estados de madurez de las inversiones, la metodología incorpora una segmentación entre plantas nuevas y plantas existentes, con el fin de diferenciar el reconocimiento de la recuperación de la inversión y la rentabilidad, según corresponda. En este contexto, la diferenciación entre plantas nuevas y existentes atiende una necesidad práctica del sector, particularmente en escenarios de renovación de contratos. En las plantas existentes, resulta determinante evitar el reconocimiento de componentes de inversión, depreciación y financiamiento como si se tratara de una planta que inicia en “año cero”, cuando esos costos pudieron haber sido recuperados total o parcialmente en periodos contractuales previos. A su vez, para plantas nuevas, se justifica un tratamiento que reconozca tanto la recuperación de la inversión como la rentabilidad, sustentado en supuestos técnicos verificables (vida útil, vida remanente, antigüedad, condiciones de operación y estacionalidad). Asimismo, considerando las particularidades de la cogeneración con biomasa y la información disponible, se plantea abandonar el esquema de planta modelo y adoptar un enfoque de tarifas máximas por empresa. Este criterio se sustenta en que la ARESEP cuenta con información financiero-contable y operativa auditada de un número reducido de prestadores y, además, se trata de plantas heterogéneas (en energía generada y en estructura de inversión, operación y mantenimiento). En ese sentido, definir un precio máximo por empresa a partir de valores reales (estados financieros auditados, contabilidad regulatoria y demás fuentes disponibles) permite reflejar con mayor precisión las condiciones efectivas de operación de cada prestador y establecer señales regulatorias más transparentes; adicionalmente, la tarifa máxima preserva un margen para la negociación entre las partes sin trasladar automáticamente supuestos uniformes que no representan la realidad de cada planta. Finalmente, al incorporar la segmentación (nuevas/existentes) y el enfoque de tarifa máxima por empresa, la metodología puede mejorar la transparencia y la trazabilidad de los componentes reconocidos, reducir riesgos de distorsión y fortalecer el principio de servicio al costo. Al mismo tiempo, este enfoque exige complementar la aplicación tarifaria con criterios de depuración y verificación de la información y con mecanismos que promuevan eficiencia, de forma que se reconozcan únicamente costos necesarios y razonables para la prestación del servicio de generación destinada a la venta de excedentes. 7. ABREVIATURAS, ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES UTILIZADAS EN LA METODOLOGÍA 7.1. Abreviaturas kWh: kilo Watt hora. MW: Megavatio. kW: Kilovatio. 7.2. Acrónimos ARESEP: Autoridad Reguladora de los servicios Públicos. CAPM: Capital Asset Pricing Model (Modelo de valoración de activos de capital, al traducirla al español). DOCSE: División Operación y Control del Sistema Eléctrico. DGDR: Dirección General de Desarrollo de la Regulación. DGAJR: Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria. DR-PO-03: Procedimiento para desarrollar y modificar modelos tarifarios y reglamentos técnicos, versión del 18 de marzo de 2022. ICE: Instituto Costarricense de Electricidad. IE: Intendencia de Energía. IRENA: International Renewable Energy Agency (Agencia Internacional de las Energías Renovables, al traducirla al español). LGAP: Ley General de la Administración Pública. MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía. OS: Operador del Sistema. PGR: Procuraduría General de la República. PND: Plan Nacional de Desarrollo. PNE: Plan Nacional de Energía. RIOF: Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora y su órgano desconcentrado. SEN: Sistema Eléctrico Nacional. 7.3. Definiciones Bagazo de caña : Residuo que se obtiene del proceso de fabricación del azúcar a partir de la caña, es una fuente de biomasa. Biomasa : Materia orgánica de origen biológico, compuesta principalmente por estructuras de lípidos e hidratos de carbono y otra serie de compuestos biomoleculares, normalmente acompañada de altos porcentajes de humedad. No derivada del petróleo, que es aprovechable para producir energía renovable. Capacidad instalada o capacidad de planta : Es el potencial de producción o volumen máximo de producción que una empresa o planta en particular, puede lograr durante un período de tiempo determinado, teniendo en cuenta todos los recursos que tienen disponibles, sea los equipos de producción, instalaciones, recursos humanos, tecnología, experiencia/conocimientos entre otros. Central de energía eléctrica o central eléctrica o planta generadora de energía eléctrica : Instalación industrial diseñada para convertir la energía mecánica proveniente del agua, la biomasa, búnker, el gas u otros, en energía eléctrica. Cogenerador : Planta o central eléctrica que genera energía eléctrica para su proceso productivo normal de su actividad económica y los excedentes los dispone en la red eléctrica pública para la venta de energía al comprador de la energía. Combustión : Proceso mediante el cual se produce la quema de cualquier sustancia, en este caso, biomasa, para producir calor. Comprador de la energía: Para efectos del presente instrumento tarifario, se entenderá por comprador de la energía al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o a cualquier otro prestador legalmente habilitado para la adquisición de energía eléctrica, con el cual el cogenerador mantenga vigente el respectivo contrato de compra de energía eléctrica. Concesión : Autorización que el Estado otorga para operar, explotar y prestar el servicio de generación. Generador con biomasa : Central de energía diseñada para generar energía eléctrica a partir de residuos biológicos o biomasa. También se denomina generador a la persona física o jurídica que posee una central de energía eléctrica. Planta de generación nueva: Se entenderá por planta de cogeneración nueva aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada previamente en ningún proceso de producción de electricidad a partir de biomasa. En consecuencia, para efectos de esta metodología, una planta nueva es aquella que no ha generado energía eléctrica para su venta bajo un contrato de compraventa de electricidad ni para fines de autoconsumo. Planta de generación existente: Se entenderá por planta de cogeneración existente aquella cuya inversión en capital físico ya ha sido empleada previamente en la producción de electricidad, sea para la venta de energía o para autoconsumo. En consecuencia, para efectos tarifarios, estas plantas no incorporarán el reconocimiento del costo de reposición de la inversión, por tratarse de instalaciones cuya inversión inicial ya fue recuperada a través de las tarifas aplicadas durante su período de operación. Periodo de cosecha: Lapso durante el cual se lleva a cabo la recolección, disponibilidad y aprovechamiento de la biomasa que sirve de insumo para el proceso de cogeneración. En aquellos casos en que la biomasa utilizada no derive de un proceso de recolección propiamente dicho, el período de cosecha corresponderá al plazo durante el cual se obtenga dicha biomasa para su aprovechamiento energético. 8. DEFINICIÓN DEL MODELO 8.1. Alcance Esta metodología aplicará para la fijación de tarifas ordinarias de oficio o a solicitud de parte para la compraventa de energía eléctrica producida con diferentes fuentes de biomasa, con una periodicidad de aplicación anual, bajo las condiciones técnicas establecidas en el país por la ARESEP y que cumplan con el ordenamiento jurídico aplicable, así como la normativa vigente y las consideraciones, premisas y criterios expuestos para esta metodología o las que a futuro se establezcan. La finalidad de esta metodología es definir un mecanismo claro, consistente, actualizado y flexible que permita calcular las tarifas máximas por cogenerador para la venta de energía eléctrica producida con distintas fuentes de biomasa en procesos de combustión, diferenciando entre plantas nuevas y plantas existentes, para efectos de reconocer adecuadamente la recuperación de la inversión y la rentabilidad asociada a cada condición. Lo anterior de conformidad con el artículo 20 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 “Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela”, N.º 37124-MINAET, el cual en su artículo 20 indica que “Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.” Considerando lo anterior, la metodología propuesta tiene su campo de acción en la venta de energía eléctrica producida por cogeneradores privados de energía por medio de diferentes fuentes de biomasa en procesos de combustión, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley N.º 7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas de biomasa con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley N.º 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP; en consecuencia, se circunscribe a proyectos de cogeneración que comercializan excedentes bajo el marco de dicha Ley y su Reglamento. No incluye la producción de energía con residuos sólidos municipales, ni procesos como gasificación, pirólisis, reactores de plasma, entre otros. La metodología considera que la biomasa utilizada proviene de un proceso productivo cuya actividad principal no es la generación eléctrica; en ese contexto, la planta cogeneradora destina una parte de la energía producida al autoconsumo del propio proceso productivo y únicamente el excedente se inyecta a la red para su respectiva venta, por lo que la venta de electricidad constituye una actividad complementaria o secundaria respecto del giro productivo principal. La metodología utilizará como insumo para su aplicación, la información financiera contable aportada a la ARESEP por los prestadores de este servicio, proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria según los formatos y plazos establecidos por el área encargada de la aplicación tarifaria. En caso de que se emplee otra información distinta a la incluida en los estados financieros, se requiere justificar el motivo de su inclusión e indicar cuál es la fuente de la información. Por su parte, se aclara que la determinación de una tarifa para la producción de energía con otras fuentes de biomasa distintas al bagazo podrá realizarse en la medida en que el interesado aporte información financiero-contable suficiente, completa y verificable, de conformidad con las disposiciones que en esta materia haya establecido la ARESEP o que en un futuro establezca, incluida la posibilidad de requerir información técnica complementaria para sustentar supuestos de operación y costos. 8.2. Objetivos 8.2.1. Objetivo general Establecer una metodología tarifaria transparente, consistente y replicable, basada en costos eficientes y una rentabilidad razonable, para definir las tarifas por kWh aplicables a la venta de energía eléctrica producida mediante combustión de biomasa por plantas privadas, diferenciando entre plantas nuevas y existentes, garantizando el principio de servicio al costo y la coherencia con el marco jurídico y técnico vigente, al amparo del Capítulo I de la Ley N.º 7200. 8.2.2. Objetivos específicos i. Definir el procedimiento técnico de cálculo tarifario para la determinación de las tarifas por kWh aplicables a plantas privadas de cogeneración con biomasa, diferenciando el tratamiento entre plantas nuevas y plantas existentes. ii. Establecer los criterios para el reconocimiento, depuración y actualización de costos e inversiones, garantizando que únicamente se incorporen costos eficientes, razonables y atribuibles a la generación destinada a la venta de energía. iii. Determinar la metodología para estimar la rentabilidad del capital invertido, incluyendo el tratamiento del costo del capital, la estructura de financiamiento y la vida económica o remanente de las plantas, en concordancia con el principio de servicio al costo. iv. Definir las fuentes de información, requisitos de reporte y mecanismos de verificación regulatoria, necesarios para asegurar la consistencia, trazabilidad y comparabilidad de la información utilizada en la fijación tarifaria. 8.3. Aspectos generales de la metodología La presente metodología establece el proceso de cálculo de la tarifa máxima para el servicio de venta de energía eléctrica producida con biomasa entre los cogeneradores privados y el comprador de la energía eléctrica, diferenciando entre plantas nuevas y existentes de cogeneración de energía. De esta forma, la metodología cuenta con dos capítulos claramente diferenciados, uno aplicable a plantas privadas de cogeneración nuevas y otro a plantas privadas de cogeneración existentes, donde la principal diferencia se relaciona con la recuperación de la inversión. Esta diferenciación responde a las características técnico-económicas particulares de cada grupo y a la necesidad de contar con criterios tarifarios coherentes con su condición operativa y contractual. Dado que las plantas pueden ser utilizadas para producir energía para autoconsumo, esta tarifa considera únicamente los costos, gastos e inversión que corresponden efectivamente a la generación destinada a la venta de energía. La tarifa será considerada como tarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del usuario. La aplicación del concepto de tarifa máxima no es ajena al quehacer de la ARESEP, ya que esta se encuentra enmarcada entre las potestades excluyentes y exclusivas que el marco legal le permite establecer para equilibrar el interés del operador y de los usuarios en la fijación de precios y tarifas. En la determinación del precio del kWh podrá definirse una estructura tarifaria horaria, estacional o una combinación de ambas. El comprador deberá establecer los parámetros en las bases de contratación o, en su defecto, permitir que los generadores privados presenten sus ofertas conforme a esta metodología. También podrá definirse una estructura por bloques de energía, siempre que se justifique con base en las necesidades del SEN y la optimización del parque generador disponible. Conforme a lo dispuesto en el artículo 22 del Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200, Decreto N.º 37124-MINAET, el comprador deberá considerar, entre otras, las necesidades de abastecimiento del SEN, el plazo de vigencia de la concesión, la vida útil remanente de la planta, el interés público, el costo estimado del contrato, la continuidad óptima del servicio, la política pública sectorial, la conveniencia y optimización económica del servicio y la seguridad operativa del SEN, todo ello dentro de los límites previstos en el artículo 7 de la Ley N.º 7200. A efectos de esta metodología, los prestadores deberán aportar la información relativa a la porción o porcentaje de la energía eléctrica destinada a la venta. Con esta información, y conforme al artículo 32 de la Ley N.º 7593, se analizarán los costos, gastos e inversión asociados al servicio, aplicando los principios de proporcionalidad, razonabilidad y servicio al costo, con el fin de determinar cuáles de esos costos, gastos e inversiones corresponden efectivamente a la producción destinada a la venta. Para el análisis tarifario se entenderá por “último periodo de cosecha” aquel que coincida con los meses comprendidos dentro del periodo fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa sujeta a esta metodología o, en su defecto, el cierre fiscal nacional aplicable. En ningún caso se utilizará información que no corresponda estrictamente a dicho periodo, salvo ajustes debidamente justificados y conciliados para asegurar consistencia y trazabilidad. 8.4. Selección del enfoque regulatorio y aplicación La presente metodología se aplicará, en la etapa actual del mercado de cogeneración con biomasa, mediante la determinación de tarifas máximas individuales por operador, tanto para plantas nuevas como para plantas existentes, conforme a las reglas específicas previstas en los capítulos correspondientes de este instrumento. Este enfoque se justifica en las condiciones actuales del mercado regulado, caracterizado por un número reducido de participantes y por la existencia de diferencias relevantes entre las estructuras operativas, tecnológicas, financieras y de costos de los cogeneradores. Mientras persista esta situación de baja participación y heterogeneidad significativa entre los cogeneradores, resulta técnicamente más consistente aplicar un esquema de tarifa máxima por operador, calculada a partir de la información financiera, contable, técnica y operativa de cada prestador, debidamente verificada por la ARESEP. Este mecanismo permite reconocer de manera más precisa los costos y gastos atribuibles al servicio regulado, fortalece la trazabilidad del cálculo tarifario y se ajusta de mejor forma al principio de servicio al costo. Asimismo, la utilización de tarifas máximas por operador permite atender las particularidades propias de la cogeneración con biomasa, en la que la actividad de venta de energía se encuentra vinculada a un proceso productivo principal distinto de la generación eléctrica, y en la que la biomasa disponible, la proporción destinada al autoconsumo, la potencia contratada, la duración del periodo de cosecha y la condición de planta nueva o existente pueden variar de manera sustancial entre prestadores. Sin perjuicio de lo anterior, el esquema previsto en esta metodología responde a las condiciones actuales del mercado y, por tanto, podrá ser objeto de revisión en el futuro. En la medida en que el sector presente un mayor desarrollo, se incremente la cantidad de operadores y se disponga de información más homogénea y comparable, la Autoridad Reguladora podrá valorar la pertinencia de adoptar mecanismos tarifarios de fijación por industria conforme a lo indicado en la sección 12 denominada “Seguimiento y evaluación”. De esta forma, la metodología adopta un enfoque gradual y prudente: en la coyuntura actual, aplica tarifas máximas por operador como respuesta a la realidad del mercado; y, hacia futuro, prevé mecanismos de seguimiento y revisión que permitan ajustar el modelo tarifario si la evolución del sector demuestra que ya existen condiciones técnicas y regulatorias para un tratamiento de industria. 8.5. Capítulo I: Plantas nuevas de cogeneración de energía eléctrica 8.5.1. Formulación del modelo La definición de la tarifa se lleva a cabo a través del cálculo de una tarifa máxima por cogenerador privado, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el servicio al costo en beneficio del usuario. La definición de la tarifa máxima se realiza de la siguiente forma: Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh. CE = Costo de explotación anual. CFC = Costo fijo por capital anual. EV = Expectativa de venta de energía anual en kW. La variable de “Expectativa de venta de la energía anual en kW (EV)” puede ser expresada en función de la potencia contratada (Pcon), las horas en que la planta estuvo en operación (H) y el factor de planta (Fp); por tanto, la fórmula anterior puede expresarse de la siguiente forma: Simplificando la expresión de la siguiente forma: Donde, La tarifa máxima aprobada por la Autoridad Reguladora constituye el límite superior aplicable para la venta de energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa. En consecuencia, la tarifa final a facturar será la que negocien y acuerden las partes, dentro del margen habilitado por dicha tarifa máxima, sin que en ningún caso pueda superar el monto aprobado por la ARESEP. La tarifa acordada deberá guardar consistencia con los principios de razonabilidad, proporcionalidad y servicio al costo, procurando equilibrar los intereses del comprador de la energía y del generador privado. Asimismo, dicha tarifa no podrá comprometer la continuidad del servicio ni la sostenibilidad financiera del generador privado, por lo que deberá considerar los costos y gastos necesarios, razonables y atribuibles a la actividad regulada de venta de energía eléctrica. 8.5.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) El costo anual de explotación incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de energía, en la cual se reconocen: a) los costos proporcionales a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a costos compartidos entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) los costos exclusivos asociados a la actividad de venta de energía. Los costos de explotación se conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y otros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de regulación. El costo de explotación no incluye: a) gastos de depreciación, b) gastos financieros ni c) los impuestos asociados a las utilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable. A su vez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la materia prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un subproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación de energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de generación están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia prima hacia la planta generadora. El costo de explotación anual por kW contratado se determina con la siguiente fórmula: El cálculo de este valor se hará mediante el uso de la información financiera contable de los prestadores a los que les aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía, b) los costos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para la prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean desproporcionados para prestar el servicio público regulado que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para la venta al comprador de la energía. Se utilizará la información financiera contable del último corte anual disponible, de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector por parte de la ARESEP. En caso de que no se pueda estimar el costo de explotación anual debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación y no se cuenta con estados financieros auditados o la contabilidad regulatoria, la tarifa máxima del operador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”. La fecha de corte de los datos que se utilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los estudios tarifarios contendrán la información actualizada para todas las variables a la misma fecha de corte mencionada anteriormente. 8.5.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) El costo fijo por capital representa la remuneración asociada a la inversión realizada en los activos de una planta de generación. En general, es el mecanismo que reconoce el valor del capital comprometido en la infraestructura de generación y la rentabilidad que se espera obtener por dicho capital. Para el caso de las plantas nuevas es necesario reconocer la recuperación del capital invertido, así como la rentabilidad asociada a ese capital, dado que el inversionista aún no ha recuperado la inversión inicial. El rubro de costo fijo por capital anual por kW contratado para plantas de generación nuevas se determina mediante la siguiente fórmula: 8.5.3.1. Monto de la inversión por kW contratado (IkW) El monto de inversión (I) a reconocer corresponde al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo utilizados para cogenerar energía, en la cual se reconocen: a) la inversión proporcional a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a inversión compartida entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) la inversión exclusiva asociada a la actividad de venta de energía. El monto de la inversión por kW contratado se obtiene en la siguiente fórmula: El monto de la inversión se calculará utilizando la información financiera contable proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria, de conformidad con las disposiciones que establezca la Intendencia de Energía. Dicha información deberá ser remitida por cada prestador al que le aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º7593, de tal forma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la venta de energía, b) inversiones que no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el servicio público ni las c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para venta al comprador de la energía. No se reconocerán los activos que estén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de la cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la cogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se reconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de energía eléctrica. Para esta variable se considerará el valor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y equipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio público) utilizado para la cogeneración. Dichos activos se valorarán a su valor actualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará seguidamente), información que será suministrada mediante la contabilidad regulatoria. En relación con la actualización al valor presente de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar sus activos de conformidad con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o en las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) aplicables en esta materia, o bien conforme a la norma internacional que eventualmente sea adoptada a nivel nacional. Para tales efectos, podrá aplicar el modelo del costo o el modelo de revaluación. En caso de optar por el modelo de revaluación, deberá estimarse el valor razonable de los activos, el cual deberá estar técnicamente sustentado y justificado. Asimismo, la empresa deberá mantener sus registros contables de conformidad con dicha normativa, separando los saldos registrados al costo de aquellos correspondientes a revaluaciones, con el fin de asegurar su adecuada trazabilidad y seguimiento. Adicionalmente, las empresas deberán justificar y presentar la documentación que respalde la política contable adoptada conforme a dichas normas. Esta política deberá estar debidamente revisada y avalada por los auditores externos en el marco de las auditorías a los estados financieros. En caso de que los estados financieros auditados contengan salvedades, una opinión adversa (negativa) o una abstención de opinión por parte del auditor, y que en los hallazgos se indique que la valoración de los activos no se apega a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o a la norma internacional que se adopte a nivel nacional o bien que la empresa no cuente con políticas contables de valoración de activos apegadas a dichas normas, para efectos del cálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de adquisición de los activos. En caso de que no se pueda estimar el costo de la inversión debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación y no cuenta con estados financieros auditados o la contabilidad regulatoria, la tarifa máxima del operador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”. 8.5.3.2. Factor recuperación de capital (Frc) El factor recuperación de capital se utiliza para convertir el monto de una inversión inicial en un pago constante durante un periodo de años, su función principal es distribuir el valor presente de esa inversión en una serie uniforme de pagos que reflejen, simultáneamente, la recuperación del capital y el rendimiento exigido sobre dicho capital. Esto se realiza aplicando una tasa de descuento que incorpora el costo de financiamiento. De esta manera, el monto se distribuye en pagos anuales, donde cada pago incluye dos componentes: una parte destinada a recuperar el monto invertido (es decir, devolver el capital) y otra que compensa al inversionista por el uso de su capital durante el periodo establecido (equivalente al rendimiento o costo del capital). La fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente: 8.5.3.2.1. Rédito para el desarrollo (R) El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas en inglés), según se muestra en la siguiente fórmula: Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver sección 8.5.3.2.1.1. denominada “Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp)”. 8.5.3.2.1.1. Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, “Capital Asset Pricing Model”). Para estimar el costo de capital propio se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la aplicación del CAPM. Dado que la información utilizada está basada en tasas expresadas con moneda en dólares estadounidenses, se considera necesario realizar una equivalencia a colones, por lo que se utiliza la paridad de tipos de interés cubierta. Dicha “condición de paridad establece que el diferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es igual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág. 8)” 7 . 7 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad del capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR. “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Por tanto, esta equivalencia se expresa de la siguiente forma: Para la estimación del “Ccp$" se empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento: “ Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula: Donde, βa = Beta apalancada de la inversión. βd = Beta desapalancada. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio. Ver sección 8.5.3.2.1.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. 8.5.3.2.1.2. Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo Las fuentes, especificaciones y características de los parámetros que se requieren para estimar el rédito para el desarrollo son los siguientes: 1. Costo del endeudamiento (Cd): Para obtener el costo del endeudamiento se utilizará el promedio de la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, de las Otras Sociedades de Depósito (OSD) 8 ,sobre los valores de los últimos cinco años, con corte a la fecha de la información financiera contable utilizada para la fijación tarifaria. Esta fecha corresponderá al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La información se tomará de la publicación mensual realizada por el Banco Central de Costa Rica denominada “Tasa activa negociada (TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en colones”. 8 Incluye bancos, cooperativas, mutuales y financieras. 2. Tasa impositiva (Ti): Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999) que indica “Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser reconocido en la estructura de costos de ningún servicio público regulado por esta Autoridad Reguladora” o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la ARESEP. 3. Valor de la deuda (Vd) y Valor del capital propio (Vcp): • El valor de la deuda (Vd) considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. • El valor del capital (Vcp) corresponde a recursos propios o patrimonio exclusivos para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. 4. Tasa de variación del tipo de cambio (Vtc): Se emplea el dato puntual de las “Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses” publicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya para el mes posterior al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. 5. Tasa libre de riesgo (Kl): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con un periodo de maduración a 10 años, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 . 6. Prima por riesgo (Pr) y Riesgo país (Rp): • Para la prima por riesgo (Pr) se empleará la variable denominada “Implied ERP (FCFE)” o la variable que la sustituya. • Para el riesgo país (Rp) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium. Los valores de estas variables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar . Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública. 7. Beta desapalancada (βd): El Beta desapalancado corresponderá al sector denominado “Utility (general)” y se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de este beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 5, 6 y 7, 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. 8.5.3.2.2. Vida económica del proyecto (Ve) Para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que esa vida económica es menor a la vida útil del proyecto. 8.5.3.2.3. Edad de la planta (Ed) En el caso de plantas nuevas, a la edad de la planta se le asigna el valor de cero (EdNu=0), para asegurar que el periodo de recuperación sea equivalente a la duración del contrato. Lo anterior se debe a que se emplea un factor de recuperación de capital (Frc) para estimar una cuota constante durante todo el periodo del contrato, la cual reconoce la recuperación del capital invertido, así como la rentabilidad asociada a ese capital. 8.5.4. Horas en operación anual (H) Corresponde a la cantidad de horas en que la planta estuvo en operación generando energía durante el periodo de cosecha. Se estima como la cantidad de días de operación multiplicado por la cantidad de horas de un día, la fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente: H = 24 * D (Fórmula 12) Donde, H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía. D = Días de cosecha anuales. Para las plantas nuevas, debido a que no se dispone de información histórica suficiente al inicio de la operación, en aquellos casos en que la planta ya se encontrara en operación y generando energía con anterioridad al inicio de la venta de electricidad, y cuente con información histórica verificable sobre sus periodos de cosecha, la Autoridad Reguladora podrá considerar dicha información para efectos del cálculo de los días de cosecha anual, previa verificación de su consistencia, trazabilidad y pertinencia regulatoria. En caso de que no se puedan estimar las horas de operación debido a que el prestador se encuentra en su primer año de operación, la tarifa máxima del prestador se estimará conforme a lo dispuesto en la sección 8.4.6. denominada “Otras consideraciones”. Para los siguientes años, a partir de la información disponible, la Autoridad Reguladora calculará los días de cosecha anual mediante el promedio simple de los periodos de cosecha efectivamente observados desde el inicio de operación comercial de la planta, conforme se detalla a continuación: • Para el segundo año de operación, se utilizará la información correspondiente al primer periodo de cosecha observado. • Para el tercer año de operación, se utilizará el promedio simple de los dos primeros periodos de cosecha observados. • Para el cuarto año de operación, se utilizará el promedio simple de los tres primeros periodos de cosecha observados. • Para el quinto año de operación, se utilizará el promedio simple de los cuatro primeros periodos de cosecha observados. Una vez que la planta alcance cinco periodos de cosecha observados, la estimación de los días de cosecha anual se realizará mediante el promedio simple de los últimos cinco periodos, en concordancia con lo establecido para las plantas existentes en la presente metodología. El último periodo de cosecha corresponderá al último periodo de cosecha que esté incluido en la información financiera contable disponible, previo al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. 8. 5.5. Factor de planta (Fp) El factor de planta se define como la relación entre la energía efectivamente producida por una planta durante un período determinado y la energía máxima que habría podido generar si hubiese operado a su potencia nominal durante todas las horas de ese mismo período. En términos generales, este indicador permite aproximar el grado de utilización de la capacidad instalada y refleja simultáneamente las condiciones técnicas de operación, la disponibilidad del recurso energético y las restricciones operativas propias de cada tecnología. Sin embargo, se presentan diferencias entre los factores de planta observados entre distintas plantas de biomasa, esto se explica principalmente por la regularidad en el suministro de la materia prima. Cuando el abastecimiento depende exclusivamente de un residuo agrícola de carácter estacional, la planta tiende a operar solo durante una parte del año y, por consiguiente, el factor de planta anual es más bajo que cuando existe una cadena de suministro diversificada o sistemas de almacenamiento que permiten asegurar biomasa durante todo el año, dado que las plantas pueden operar de manera continua, alcanzando factores de planta cercanos a los máximos técnicos de la tecnología. De acuerdo con el análisis global de proyectos de generación eléctrica a partir de bioenergía realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), las plantas de biomasa pueden alcanzar factores de planta entre 85% y 95% cuando el suministro de biomasa se mantiene constante a lo largo del año. En el caso de Costa Rica, para efectos del cálculo tarifario, la metodología utiliza la información correspondiente exclusivamente al periodo de cosecha —días de zafra—, lapso en el cual se concentra la disponibilidad efectiva de biomasa y la operación de las plantas de cogeneración. En consecuencia, el factor de planta no se estima sobre una base anual equivalente, sino como un factor de utilización de la capacidad contratada durante el periodo operativo en el que existe disponibilidad regular de materia prima. Bajo esta premisa, resulta técnicamente razonable emplear como referencia el rango señalado por IRENA para plantas de bioenergía que operan con suministro constante de biomasa, el cual se ubica entre 85% y 95%. Para efectos metodológicos, se adopta el valor medio de dicho rango, equivalente al 90%, por constituir un parámetro regulatorio balanceado que refleja condiciones de operación eficiente durante la zafra, sin asumir una disponibilidad perfecta de la planta ni del recurso. Este supuesto aplica específicamente a la generación eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar. En caso de tratarse de otra fuente de biomasa, el área encargada de la fijación tarifaria podrá valorar la pertinencia de modificar dicho porcentaje. Para ello, la ARESEP establecerá el mecanismo mediante el cual se realizará el ajuste correspondiente, conforme a lo dispuesto en la Ley N.º 7593, sus competencias regulatorias, la ciencia y la técnica, así como la demás normativa aplicable. 8.5.6. Otras consideraciones En aquellos casos en que una planta nueva se encuentre en su primer año de operación y no disponga de la información mínima requerida para la aplicación de la presente metodología tarifaria, la Autoridad Reguladora podrá determinar, únicamente para ese primer año de operación, una tarifa provisional mediante criterios de referencia basados en tarifas vigentes y aprobadas al momento de la fijación para plantas de cogeneración con biomasa. Para tales efectos, se aplicarán los siguientes criterios de forma sucesiva: 1. Cuando existan tarifas vigentes y aprobadas para plantas nuevas que utilicen la misma fuente de biomasa, se empleará como referencia el promedio simple de dichas tarifas. 2. En caso de que no existan plantas nuevas con la misma fuente de biomasa, se utilizará el promedio simple de las tarifas vigentes y aprobadas para todas las plantas nuevas reguladas bajo la presente metodología. 3. Si no existieran tarifas vigentes y aprobadas para plantas nuevas, se utilizará como referencia la tarifa más alta vigente entre las plantas existentes reguladas bajo el marco metodológico correspondiente. La tarifa determinada mediante este mecanismo tendrá carácter provisional y será aplicable únicamente durante el periodo en que la planta no disponga de la información necesaria para la aplicación completa de la presente metodología, en otras palabras, se le establece una tarifa con datos propios hasta que se tenga un año calendario completo de información financiero – contable. Una vez que el operador en cumplimiento de la legislación actual cuente con la información requerida para la estimación de las variables definidas en este instrumento, la tarifa deberá calcularse conforme al procedimiento ordinario establecido en la metodología. 8.6. Capítulo II: Plantas existentes de cogeneración de energía eléctrica 8.6.1. Formulación del modelo Para el caso de plantas existentes, la definición de la tarifa se lleva a cabo a través del cálculo de una tarifa máxima, este mecanismo tiene el objetivo de otorgar flexibilidad, a fin de que las partes determinen el monto a facturar según la tarifa máxima establecida por la ARESEP y los kWh vendidos. La tarifa por kWh no podrá superar el precio máximo establecido y debe armonizar y equilibrar los intereses del prestador del servicio y los intereses del usuario, de modo que, al definir la tarifa, se debe procurar tanto el equilibrio financiero en beneficio del prestador, como el respeto del servicio al costo en beneficio del usuario. La definición de la tarifa máxima se realiza de la siguiente forma: Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh. CE = Costo de explotación anual. CFC = Costo fijo por capital anual. EV = Expectativa de venta de energía anual en kW. La variable de “Expectativa de venta de la energía anual en kW (EV)” puede ser expresada en función de la potencia contratada (Pcon), las horas en que la planta estuvo en operación (H) y el factor de planta (Fp); por tanto, la fórmula anterior puede expresarse de la siguiente forma: Simplificando la expresión de la siguiente forma: Donde, Tm = Tarifa máxima para el prestador por kWh. CEkW = Costo de explotación anual por kW contratado. Ver sección 8.6.2. denominada “Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW)”. CFCkW = Costo fijo por capital anual por kW contratado. Ver sección 8.6.3. denominada “Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW)”. H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía. Ver sección 8.6.4. denominada “Horas en operación anual (H)”. Fp = Factor de planta. Ver sección 8.6.5. denominada “Factor de planta (Fp)”. La tarifa máxima aprobada por la Autoridad Reguladora constituye el límite superior aplicable para la venta de energía eléctrica generada mediante cogeneración con biomasa. En consecuencia, la tarifa final a facturar será la que negocien y acuerden las partes, dentro del margen habilitado por dicha tarifa máxima, sin que en ningún caso pueda superar el monto aprobado por la ARESEP. La tarifa acordada deberá guardar consistencia con los principios de razonabilidad, proporcionalidad y servicio al costo, procurando equilibrar los intereses del comprador de la energía y del generador privado. Asimismo, dicha tarifa no podrá comprometer la continuidad del servicio ni la sostenibilidad financiera del generador privado, por lo que deberá considerar los costos y gastos necesarios, razonables y atribuibles a la actividad regulada de venta de energía eléctrica. 8.6.2. Costo de explotación anual por kW contratado (CEkW) El costo anual de explotación incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta cogeneradora de energía, en la cual se reconocen: a) los costos proporcionales a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a costos compartidos entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) los costos exclusivos asociados a la actividad de venta de energía. Los costos de explotación se conforman de los costos operativos, de mantenimiento, de administración y otros gastos generales, dentro de los cuales se considera el canon de regulación. El costo de explotación no incluye: a) gastos de depreciación, b) gastos financieros ni c) los impuestos asociados a las utilidades o ganancias, de conformidad con la normativa vigente aplicable. A su vez, no se reconocerán como costos de explotación el valor y transporte de la materia prima, porque se entiende que la materia prima (biomasa) es un subproducto de la empresa que se usa alternativamente en la planta de generación de energía eléctrica y siendo que, tanto la empresa como la planta de generación están en el mismo sitio, no requeriría transporte de esa materia prima hacia la planta generadora. El costo de explotación anual por kW contratado se determina con la siguiente fórmula: Donde, CEkW = Costo de explotación anual unitario por kW contratado. CE = Costo de explotación anual de la planta para la venta de energía. CER = Costo de explotación reconocido en otras metodologías tarifarias establecidas por la ARESEP. Pcon = Potencia contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario. La potencia contratada corresponde a la capacidad firme, expresada en kilovatios (kW), acordada entre las partes en el contrato de compra-venta de energía eléctrica suscrito entre el cogenerador privado y el comprador de la energía. La potencia contratada reconocida no podrá sobrepasar el límite máximo dispuesto en la Ley N.º 7200 o la normativa que la sustituya. El cálculo de este valor se hará mediante el uso de la información financiera contable de los prestadores a los que les aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la planta de generación de energía, b) los costos que no sean técnicamente demostrados y justificados como necesarios para la prestación del servicio público regulado y c) los costos que sean desproporcionados para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para la venta al comprador de la energía. Se utilizará la información financiera contable del último corte anual disponible, de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector por parte de la ARESEP. La fecha de corte de los datos, que se utilizarán como insumo para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria y la apertura de los respectivos expedientes para los estudios tarifarios contendrán la información actualizada para todas las variables a la misma fecha de corte mencionada anteriormente. 8.6.3. Costo fijo por capital anual por kW contratado (CFCkW) El costo fijo por capital representa la remuneración asociada a la inversión realizada en los activos de una planta de generación. En general, es el mecanismo que reconoce el valor del capital comprometido en la infraestructura de generación y la rentabilidad que se espera obtener por dicho capital. Para inversiones existentes, la inversión inicial ya ha sido recuperada a través de contratos previos. Por ello, el costo fijo por capital no debe volver a reconocer la recuperación del capital original, únicamente puede reconocer una rentabilidad correspondiente a una porción remanente del valor de la inversión. El rubro de costo fijo por capital anual por kW contratado para plantas de generación existentes se determina mediante la siguiente fórmula: Donde, CFCkW = Costo fijo por capital anual por kW contratado. IkW = Monto de la inversión por kW contratado. Ver sección 8.6.3.1. denominada “Monto de la inversión por kW contratado ( IkW )”. Fu = Factor remanente de utilización para cada prestador (%).Ver sección 8.6.3.2. denominada “Factor remanente de utilización (Fu)”. R = Tasa de rédito para el desarrollo. Ver sección 8.6.3.3. denominada “Tasa de rédito para el desarrollo (R)”. 8.6.3.1. Monto de la inversión por kW contratado ( IkW ) El monto de inversión (I) a reconocer corresponde al costo de la infraestructura, maquinaria y equipo, en la cual se reconocen: a) la inversión proporcional a la potencia contratada para la venta de energía, cuando correspondan a inversión compartida entre el autoconsumo y la venta de excedentes; y b) la inversión exclusiva asociada a la actividad de venta de energía; en otras palabras, inversión que no sería requerida si la planta operara únicamente para el autoconsumo. El monto de la inversión por kW contratado se obtiene en la siguiente fórmula: Donde, IkW = Monto de la inversión por kW contratado. I = Monto de la inversión . IR = Monto de la inversión reconocida en otras metodologías tarifarias establecidas por la ARESEP. Pcon = Potencia contratada en kW de la planta al momento del estudio tarifario. La potencia contratada corresponde a la capacidad firme, expresada en kilovatios (kW), acordada entre las partes en el contrato de compra-venta de energía eléctrica suscrito entre el cogenerador privado y el comprador de la energía. La potencia contratada reconocida no podrá sobrepasar el límite máximo dispuestoen la Ley N.º 7200 o la normativa que la sustituya. El monto de la inversión se calculará utilizando la información financiera contable proveniente de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria, de conformidad con las disposiciones que establezca la Intendencia de Energía. Dicha información deberá ser remitida por cada prestador al que le aplique esta metodología. Esa información deberá superar los filtros de verificación que establece el artículo 32 de la Ley N.º 7593, de tal forma que no se contemplarán: a) las inversiones no relacionadas con la venta de energía, b) inversiones que no sean técnicamente demostradas y justificadas como necesarias para el servicio público ni las c) inversiones excesivas o desproporcionadas para prestar el servicio público regulado, que es únicamente la cogeneración de energía eléctrica para venta al comprador de la energía. No se reconocerán los activos que estén relacionados con otras actividades económicas de la planta, distintas de la cogeneración. En el caso de los activos que se utilizan tanto en la cogeneración como en otras actividades económicas de la planta, solo se reconocerá la proporción del monto del activo empleado para la cogeneración de energía eléctrica. Para esta variable se considerará el valor de adquisición del activo fijo que corresponde a la propiedad, planta y equipo (término contable para denominar los bienes empleados en el servicio público) utilizado para la cogeneración. Dichos activos se valorarán a su valor actualizado al presente (en los casos que corresponda como se detallará seguidamente), información que será suministrada mediante la contabilidad regulatoria. En relación con la actualización al valor presente de la inversión, la empresa tiene la obligación de valorar sus activos de conformidad con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o en las Normas Internacionales de Contabilidad (NIC) aplicables en esta materia, o bien conforme a la norma internacional que eventualmente sea adoptada a nivel nacional. Para tales efectos, podrá aplicar el modelo del costo o el modelo de revaluación. En caso de optar por el modelo de revaluación, deberá estimarse el valor razonable de los activos, el cual deberá estar técnicamente sustentado y justificado. Asimismo, la empresa deberá mantener sus registros contables de conformidad con dicha normativa, separando los saldos registrados al costo de aquellos correspondientes a revaluaciones, con el fin de asegurar su adecuada trazabilidad y seguimiento. Adicionalmente, las empresas deberán justificar y presentar la documentación que respalde la política contable adoptada conforme a dichas normas. Esta política deberá estar debidamente revisada y avalada por los auditores externos en el marco de las auditorías a los estados financieros. En caso de que los estados financieros auditados contengan salvedades, una opinión adversa (negativa) o una abstención de opinión por parte del auditor, y que en los hallazgos se indique que la valoración de los activos no se apega a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) o a la norma internacional que se adopte a nivel nacional o bien que la empresa no cuente con políticas contables de valoración de activos apegadas a dichas normas, para efectos del cálculo tarifario se considerará como valor de la inversión, el valor de adquisición de los activos. 8.6.3.2. Factor remanente de utilización (Fu) El factor remanente de utilización de una planta cogeneradora representa el restante de vida del activo para un momento puntual de la vida útil en función de la edad total del activo principal. El factor remanente de utilización es el siguiente: Donde, Fu = Factor remanente de utilización (%). Vu = Vida útil indicada por el fabricante para el activo más importante de la planta. Edex = Edad de la planta para inversión existente al momento del contrato. DC = Duración del contrato en años. Algunas consideraciones de los parámetros anteriores se especifican a continuación: 1. La vida útil (Vu) es el periodo en el que se espera utilizar el activo más importante de la planta (en este caso el generador) para producir energía y a su vez el tiempo durante el cual se produce la pérdida de valor del activo. La vida útil de la planta de generación eléctrica con biomasa será calculada según la información suministrada por cada uno de los prestadores según la vida útil del turbogenerador empleado. En caso de que se empleen varios turbogeneradores, cada uno con diferente vida útil, se determinará la vida útil con un promedio simple. La vida útil máxima para reconocer es de 50 años. 2. Se establece que el valor mínimo del “Fu” corresponde a un 10%, esto sustentado en los "Términos y condiciones para la determinación de tarifas para fuentes de energía renovable” de distintas comisiones regulatorias de energía de Estados de la India (Nueva Delhi 9 , Rajasthan, Maharastra, Bihar, entre otros) e investigaciones que sitúan el valor de rescate de la tecnología empleada para la generación de energía con bagazo y gasificadores de biomasa en 10% (Kale, R. & Pohekar, S. (2014) y Perwez, U. et al. (2015)). 9 CERC. (2024). Terms and Conditions for Tariff Determination from Renewable Energy Sources Regulations, 2024. Central Electricity Regulatory Commission, Nueva Delhi, India. Memorándum explicativo: https://cercind.gov.in/2024/draft_reg/RETariff- Regulations-EM.pdf 8.6.3.3. Rédito para el desarrollo (R) El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo se realiza mediante la aplicación del Costo Promedio Ponderado del Capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC, por sus siglas en inglés), según se muestra en la siguiente fórmula: Donde, R = Tasa de rédito para el desarrollo. Cd = Costo del endeudamiento. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes,especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ver sección 8.6.3.3.1. denominada “Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp)”. 8.6.3.3.1. Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital (Ccp) El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como CAPM (en inglés, “Capital Asset Pricing Model”). Para estimar el costo de capital propio se debe expresar la equivalencia a colones del resultado de la aplicación del CAPM. Dado que la información utilizada está basada en tasas expresadas con moneda en dólares estadounidenses, se considera necesario realizar una equivalencia a colones, por lo que se utiliza la paridad de tipos de interés cubierta. Dicha “condición de paridad establece que el diferencial entre la tasa de interés en moneda local y en moneda extranjera es igual a la variación cambiaria esperada (Durán & Tenorio, 2008, pág. 8)” 10 . 10 Durán, R., & Tenorio, E. (2008). Costa Rica: sensibilidad del capital de cartera al premio e implicaciones para la política económica (1991-2007). San José, Costa Rica: BCCR. Por tanto, esta equivalencia se expresa de la siguiente forma: Donde, Ccp = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital. Ccp$ = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América (USD). Ver fórmula 22. Vtc = Tasa de la variación esperada del tipo de cambio. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Para la estimación del “Ccp$" se empleará el método CAPM mediante el siguiente procedimiento: Donde, Ccp$ = Tasa de rentabilidad sobre los aportes de capital en dólares de los Estados Unidos de América (USD). Kl = Tasa libre de riesgo. Esta corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo para el inversionista. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. βa = Beta apalancada de la inversión. Ver fórmula 23. Pr = Prima por riesgo. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. λ = Factor de absorción del riesgo país. Estimado mediante la beta desapalancada de la industria ( βd ). Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Rp = Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes de un cierto país. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula: Donde, βa = Beta apalancada de la inversión. βd = Beta desapalancada. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Ti = Tasa impositiva. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vd = Valor de la deuda. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. Vcp = Valor del capital propio. Este valor corresponde a recursos propios o patrimonio. Ver sección 8.6.3.3.2. denominada “Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo”. 8.6.3.3.2. Fuentes, especificaciones y características de los parámetros del rédito para el desarrollo Las fuentes, especificaciones y características de los parámetros que se requieren para estimar el rédito para el desarrollo son los siguientes: 1. Costo del endeudamiento (Cd): Para obtener el costo del endeudamiento se utilizará el promedio de la tasa activa negociada (TAN) para el sector industrial, en colones, de las Otras Sociedades de Depósito (OSD) 11, sobre los valores de los últimos cinco años, con corte a la fecha de la información financiera contable utilizada para la fijación tarifaria. Esta fecha corresponderá al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. La información se tomará de la publicación mensual realizada por el Banco Central de Costa Rica denominada “Tasa activa negociada (TAN), por actividad económica y por grupo de intermediario financiero, en colones”. 11 Incluye bancos, cooperativas, mutuales y financieras. 2. Tasa impositiva (Ti): Será determinada según lo indicado en el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999) que indica “Que el Impuesto Sobre la Renta no debe ser reconocido en la estructura de costos de ningún servicio público regulado por esta Autoridad Reguladora” o lo que en su momento disponga la Junta Directiva de la ARESEP. 3. Valor de la deuda (Vd) y Valor del capital propio (Vcp): • El valor de la deuda (Vd) considera únicamente las obligaciones con costo financiero exclusivas para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. No se reconocerán obligaciones financieras asociadas con la inversión inicial de la planta cuya recuperación haya sido reconocida mediante contratos anteriores; sí se reconocerán inversiones relacionadas con la reposición de activos estratégicos, la modernización tecnológica, entre otras que requieran ser analizadas por la Intendencia de Energía según su justificación técnica, su relación con la prestación del servicio y las características de la deuda. • El valor del capital (Vcp) corresponde a recursos propios o patrimonio exclusivos para la cogeneración de energía eléctrica. Se utiliza el dato de los estados financieros auditados y la contabilidad regulatoria e información complementaria a esta, que la ARESEP establezca, con corte al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. 4. Tasa de variación del tipo de cambio (Vtc): Se emplea el dato puntual de las “Expectativas de mercado sobre variación cambiaria a 12 meses” publicado por el BCCR o la publicación que en el futuro la sustituya para el mes posterior al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda para cada empresa a la que le aplique la tarifa, o en su defecto, al cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. 5. Tasa libre de riesgo (Kl): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA) con un periodo de maduración a 10 años, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15 . 6. Prima por riesgo (Pr) y Riesgo país (Rp): • Para la prima por riesgo (Pr) se empleará la variable denominada “Implied ERP (FCFE)” o la variable que la sustituya. • Para el riesgo país (Rp) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk premium. Los valores de estas variables se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar . Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de esta variable u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública. 7. Beta desapalancada (βd): El Beta desapalancado corresponderá al sector denominado“Utility (general)” y se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. Si la fuente de información deja de estar disponible, se recurrirá a otra que provenga de una fuente de acceso público, confiable, especializada en la generación de información técnica, que sea trazable, continua y con la información más reciente. La decisión de la utilización de este beta u otra en caso de no estar disponible deberá estar justificada técnicamente, tal y como lo establece el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública. La fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 5, 6 y 7, 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. 8.6.4. Horas en operación anual (H) Corresponde a la cantidad de horas en que la planta estuvo en operación generando energía durante el periodo de cosecha. Se estima como la cantidad de días de operación multiplicado por la cantidad de horas de un día, la fórmula empleada para realizar la estimación es la siguiente: Donde, H = Cantidad de horas anuales que la planta estuvo en operación generando energía. D = Días de cosecha anuales. Para las plantas existentes es necesario que los prestadores a los que les aplique esta metodología indiquen el periodo de cosecha anual (en días) de los últimos 5 periodos para reflejar de forma estable el comportamiento de la variable. El último periodo de cosecha corresponderá al último periodo de cosecha que esté incluido en la información financiera contable disponible, previo al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. A partir de esta información, la ARESEP calculará los días de cosecha anual mediante el promedio simple de los días de cosecha para los últimos 5 periodos. 8.6.5. Factor de planta (Fp) El factor de planta se define como la relación entre la energía efectivamente producida por una planta durante un período determinado y la energía máxima que habría podido generar si hubiese operado a su potencia nominal durante todas las horas de ese mismo período. En términos generales, este indicador permite aproximar el grado de utilización de la capacidad instalada y refleja simultáneamente las condiciones técnicas de operación, la disponibilidad del recurso energético y las restricciones operativas propias de cada tecnología. Sin embargo, se presentan diferencias entre los factores de planta observados entre distintas plantas de biomasa, esto se explica principalmente por la regularidad en el suministro de la materia prima. Cuando el abastecimiento depende exclusivamente de un residuo agrícola de carácter estacional, la planta tiende a operar solo durante una parte del año y, por consiguiente, el factor de planta anual es más bajo que cuando existe una cadena de suministro diversificada o sistemas de almacenamiento que permiten asegurar biomasa durante todo el año, dado que las plantas pueden operar de manera continua, alcanzando factores de planta cercanos a los máximos técnicos de la tecnología. De acuerdo con el análisis global de proyectos de generación eléctrica a partir de bioenergía realizado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), las plantas de biomasa pueden alcanzar factores de planta entre 85% y 95% cuando el suministro de biomasa se mantiene constante a lo largo del año. En el caso de Costa Rica, para efectos del cálculo tarifario, la metodología utiliza la información correspondiente exclusivamente al periodo de cosecha —días de zafra—, lapso en el cual se concentra la disponibilidad efectiva de biomasa y la operación de las plantas de cogeneración. En consecuencia, el factor de planta no se estima sobre una base anual equivalente, sino como un factor de utilización de la capacidad contratada durante el periodo operativo en el que existe disponibilidad regular de la materia prima . Bajo esta premisa, resulta técnicamente razonable emplear como referencia el rango señalado por IRENA para plantas de bioenergía que operan con suministro constante de biomasa, el cual se ubica entre 85% y 95%. Para efectos metodológicos, se adopta el valor medio de dicho rango, equivalente al 90%, por constituir un parámetro regulatorio balanceado que refleja condiciones de operación eficiente durante la zafra, sin asumir una disponibilidad perfecta de la planta ni del recurso. Este supuesto aplica específicamente a la generación eléctrica a partir de bagazo de caña de azúcar. En caso de tratarse de otra fuente de biomasa, el área encargada de la fijación tarifaria podrá valorar la pertinencia de modificar dicho porcentaje. Para ello, la ARESEP establecerá el mecanismo mediante el cual se realizará el ajuste correspondiente, conforme a lo dispuesto en la Ley N.º 7593, sus competencias regulatorias, la ciencia y la técnica, así como la demás normativa aplicable. 9. MONEDA EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA Las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en colones (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. 10. APLICACIÓN ANUAL DEL INSTRUMENTO TARIFARIO La actualización de las tarifas se realizará anualmente, iniciando los procedimientos de fijación tarifaria con la apertura de los respectivos expedientes administrativos (uno por prestador) el último día hábil del mes de julio de todos los años, aplicándose esta metodología según sus componentes, utilizando la información disponible y de acuerdo con los criterios señalados en cada sección. 11. COMPETENCIAS DEL ÁREA INTERNA DE LA ARESEP ENCARGADA DE LA FIJACIÓN TARIFARIA La aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios para el sector eléctrico. La aplicación anual de esta metodología se realizará mediante el procedimiento de fijación tarifaria ordinaria previsto en la Ley N.º 7593 y en su respectivo Reglamento; debiendo publicarse la correspondiente convocatoria a audiencia pública. 12. OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES Los generadores privados amparados por el Capítulo I de la Ley N.º 7200, en su condición de prestadores regulados (Art. 5, inciso a, Ley N.º 7593), están obligados a suministrar la información que, el área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, determine para el cálculo tarifario. Lo anterior, conforme a los artículos 14 (incisos c y d) y 24 de la Ley N.º 7593. Para tales efectos, la Intendencia definirá el listado de requerimientos, el formato de envío y la periodicidad de la remisión. En línea con lo anterior, los generadores privados tendrán la obligación de presentar a la Intendencia de Energía o al área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, los Estados Financieros Auditados correspondientes al cierre fiscal autorizado por el Ministerio de Hacienda, o en su defecto, el cierre fiscal establecido a nivel nacional vía Ley. Estos estados financieros deberán ser presentados anualmente y a más tardar el último día hábil del cuarto mes posterior al respectivo cierre fiscal. Por su parte, deberán cumplir con la presentación de la contabilidad regulatoria en los términos que establece la resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, su actualización efectuada mediante la resolución RE-0060-IE-2021 del 21 de setiembre de 2021 y las demás resoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier información necesaria con el fin de realizar las labores regulatorias correspondientes. La ARESEP solicitará a los prestadores los datos necesarios para la determinación tarifaria. Asimismo, podrá requerir al comprador de la energía o al Operador del Sistema (OS) los insumos que, el área interna de la ARESEP encargada de fijar tarifas a este sector, considere pertinentes para dicho cálculo. Para tal fin, el área encargada definirá el listado de requerimientos, el formato de envío y la periodicidad de la remisión. 13. SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN Con el fin de procurar la mejora continua del instrumento tarifario, verificar su desempeño en el tiempo y valorar la evolución del mercado de cogeneración con biomasa, la Autoridad Reguladora realizará un proceso permanente de seguimiento y evaluación de la presente metodología tarifaria. Para tales efectos, el área interna competente de la ARESEP dará seguimiento a la información técnico-operativa, financiera y comercial que presenten los prestadores, así como a cualquier otra información que resulte necesaria para valorar el comportamiento del sector, la razonabilidad de las tarifas aprobadas y la eventual necesidad de introducir ajustes metodológicos, de conformidad con las potestades conferidas por la Ley N.º 7593 y la normativa sectorial aplicable. Este seguimiento se apoyará, entre otros insumos, en la información proveniente de los estados financieros auditados, la contabilidad regulatoria, los registros de generación y venta de energía, así como en la información que pueda ser solicitada al comprador de la energía, al operador del sistema o a otras entidades competentes. 13.1. Revisión de la posibilidad de definir tarifas de industria Dado que la metodología propuesta parte de un esquema de tarifas máximas por prestador, sustentado en la heterogeneidad actual del sector y en el reducido número de prestadores con información disponible, la ARESEP revisará la pertinencia de mantener este enfoque cuando el mercado alcance un mayor grado de desarrollo y comparabilidad entre operadores. En ese sentido, una vez que existan al menos cinco empresas cogeneradoras sujetas a esta metodología tarifaria, considerando plantas nuevas, existentes y de cualquier fuente de biomasa, la Autoridad Reguladora deberá realizar un análisis técnico específico para determinar si existen condiciones suficientes para valorar la eventual definición de tarifas de industria, bandas tarifarias u otros esquemas de referencia sectorial. Respecto al tamaño mínimo de cogeneradoras, esto se basa en que para poder estimar un valor con cierto nivel de certeza estadística es necesario contar con un número mínimo de observaciones, dado que con muy pocos datos, cualquier estimación resulta incierta como para ser útil en la toma de decisiones. Sobre esto, la estadística dispone de una herramienta llamada distribución t de Student, diseñada específicamente para trabajar con muestras pequeñas. A diferencia de otros métodos que requieren grandes cantidades de datos, esta distribución permite realizar estimaciones válidas con pocos casos, siempre que los datos sean razonablemente representativos y no presenten valores extremos que distorsionen los resultados. Diversos autores en el campo de la estadística aplicada, como Walpole, Myers y Myers (2012) y Devore (2016) reconocen que a partir de 5 observaciones es posible construir intervalos de confianza con interpretación estadística válida utilizando la distribución t de Student. Es importante señalar que, si bien intervalos obtenidos con muestras pequeñas serán más amplios que los obtenidos con muestras grandes, esto no los invalida, sino que simplemente refleja con honestidad la incertidumbre propia de trabajar con información limitada. En este contexto, y considerando las restricciones propias del estudio en cuanto a la disponibilidad de datos, se establece 5 empresas como el tamaño mínimo de muestra para iniciar con el análisis sobre la viabilidad de establecer tarifas de industria. Este criterio es coherente con la literatura estadística y permite obtener resultados con validez inferencial, asumiendo que los datos cumplen con el supuesto básico de provenir de un comportamiento aproximadamente normal. Cabe señalar que la sola existencia de cinco empresas cogeneradoras no implicará, por sí misma, la sustitución automática del esquema de tarifas por cogenerador privado. Ese umbral operará únicamente como condición para activar la revisión técnica del modelo vigente, a efectos de determinar si persiste la imposibilidad práctica de aplicar un enfoque por industria o si, por el contrario, el desarrollo del mercado permite construir referencias tarifarias comunes para una misma industria o segmento. 13.2. Baterías de índices para el seguimiento del mercado de cogeneración con biomasa Como parte del seguimiento ex post de la metodología, la ARESEP desarrollará y mantendrá actualizadas un conjunto de índices e indicadores orientados a monitorear la evolución de las principales variables del mercado relacionadas con la cogeneración de energía eléctrica con biomasa. El propósito de estos índices e indicadores será identificar tendencias, detectar cambios estructurales en el sector, mejorar la trazabilidad de la información regulatoria y generar insumos objetivos para futuras revisiones metodológicas o tarifarias. La información señalada anteriormente, podrá agruparse, entre otras, en las siguientes dimensiones: i) indicadores de estructura del mercado, tales como número de prestadores, fuente de biomasa utilizada, capacidad instalada y potencia contratada; ii) indicadores de desempeño operativo, tales como horas de operación, días de cosecha, factor de planta, energía generada, energía destinada al autoconsumo y energía vendida; iii) indicadores económico-financieros, tales como costos de explotación unitarios, inversión unitaria reconocida, estructura de financiamiento, rentabilidad, gastos de mantenimiento y costos administrativos; y iv) indicadores tarifarios y regulatorios, tales como evolución de la tarifa máxima aprobada, diferencias entre tarifas por fuente de biomasa, dispersión tarifaria entre prestadores, entre otros. La definición específica de los índices, su forma de cálculo, periodicidad, fuentes de información y criterios de análisis corresponderá al área interna competente de la ARESEP, la cual podrá ajustarlos o ampliarlos conforme evolucione el mercado o se disponga de mejor información. Los resultados de este seguimiento podrán ser utilizados como insumo para valorar ajustes metodológicos, revisar supuestos relevantes del modelo tarifario, fortalecer los procesos de fiscalización y sustentar técnicamente eventuales modificaciones al instrumento regulatorio. 14. TRANSITORIO 14.1. Transitorio I: Aplicación por primera vez de la metodología La presente metodología se aplicará por primera vez en el proceso ordinario anual de fijación tarifaria correspondiente al año de su entrada en vigencia, conforme a los siguientes supuestos: • Si la entrada en vigencia ocurre antes de la celebración de la audiencia pública del proceso de aplicación anual de las tarifas estimadas mediante la resolución RJD-004-2010, denominada “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, se procederá con el archivo del proceso tramitado bajo dicha resolución y se iniciará con la apertura del expediente correspondiente y la solicitud de información a los regulados conforme a la metodología presente. • Si la entrada en vigencia ocurre con posterioridad a la celebración de la audiencia pública del proceso de aplicación anual de las tarifas estimadas mediante la resolución RJD-004- 2010, denominada “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, dicho proceso continuará hasta su finalización, conforme al marco metodológico bajo el cual fue iniciado. Las tarifas que resulten de ese proceso se mantendrán vigentes hasta que sean sustituidas por las tarifas que se estimen y aprueben mediante la primera aplicación de la presente metodología. Una vez vigente la nueva metodología, se iniciará el proceso de fijación tarifaria, correspondiente a las plantas existentes, con la apertura del expediente correspondiente y la solicitud de información a los regulados conforme a la metodología presente. 15. DEROGATORIAS En virtud de los cambios propuestos, se considera oportuno derogar las siguientes resoluciones: • Resolución RJD-004-2010, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N° 98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas. • Resolución RJD-162-2011 “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas. (…)” II. Derogar la Resolución RJD-004-2010, “Metodología tarifaria según la estructura de costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N° 98 del 21 de mayo del 2010 y sus reformas, y resolución RJD-162-2011 “Modelo y estructura de costos de una planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña y su fórmula de indexación”, publicada en La Gaceta N.º 233 del 5 de diciembre del 2011 y sus reformas. III. Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública virtual, celebrada el 24 de julio de 2026, lo señalado en el informe IN-0045-DGDR-2026 del 5 de agosto de 2026 y agradecer a los participantes en este proceso, su valiosa participación. IV. Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la ARESEP, para que proceda notificar a Ingenio Taboga S.A., Cogeneradora Tempisque Sociedad Anónima, Consejero del Usuario y al Instituto Costarricense de Electricidad, el informe técnico de respuesta a las posiciones presentadas (IN- 0045-DGDR-2026) y la presente resolución, en un solo acto. V. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el Diario Oficial La Gaceta de la “ Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa ”. VI. Instruir a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación para que coordine con la Dirección de Relaciones Institucionales la divulgación en la página web institucional de la “ Metodología para la fijación ordinaria de tarifas para cogeneración de energía eléctrica con diferentes fuentes de biomasa ”. VII. Comunicar a la Dirección General de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, la presente resolución, para lo que corresponda. En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley 6227 Ley General de la Administración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución puede interponerse el recurso ordinario de reposición y el recurso extraordinario de revisión ante la Junta Directiva. De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, el recurso de reposición deberá interponerse dentro del plazo de tres días hábiles, contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación de este acto y el recurso extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de esa misma ley. Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta. PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.