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ALCANCE DIGITAL Nº 211

Año CXXXIV San José, Costa Rica, lunes 24 de diciembre del 2012 Nº 248

PODER LEGISLATIVO

LEYES

DOCUMENTOS VARIOS

CONTRATACIÓN ADMINISTRATIVA

REGLAMENTOS

INSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS

RÉGIMEN MUNICIPAL

AVISOS

CONSTA DE 5 TOMOS

TOMO IV

2012

Imprenta Nacional

La Uruca, San José, C. R.

1028-RCR-2012 1

RESOLUCIÓN 1028-RCR-2012 San José, a las 16:00 horas del 20 de diciembre de dos mil doce

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA PETICIÓN TARIFARIA

PRESENTADA POR EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTR ICIDAD PARA EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN

EXPEDIENTE ET-139-2012

RESULTANDO:

I. Que el 14 de setiembre de 2012, mediante oficio 5407-103-2012, el Instituto Costarricense

de Electricidad (ICE) presentó su solicitud de ajuste tarifario por medio del señor Francisco Garro Molina, en su calidad de Director con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (según personería jurídica incluida en folios del 20 al 23), solicita un ajuste en la tarifa de peaje del sistema de transmisión de electricidad, cuya concesión fue otorgada mediante la Ley de creación del Instituto Costarricense de Electricidad, No. 449 y la cual tiene una vigencia de 90 años a partir de su promulgan en el año 1948.

II. Que el Comité de Regulación El 01 de febrero de 2012, mediante resolución 713-RCR–2012

del 1° de febrero de 2012, publicada en La Gaceta Nº 23 del 01 de febrero del 2012, fijó las tarifas para el servicio de transmisión del ICE.

III. Que la entonces Dirección de Servicios de Energía, mediante Oficio 1117-DEN-2012 del

10 de octubre de 2012 otorgó admisibilidad a la petición de tarifas (folio 959 al 960). IV. Que la convocatoria a audiencia pública fue publicada en los diarios La Nación del 1° de

noviembre de 2012 y La Republica del 2 de noviembre de 2012 y en La Gaceta 214 del 6 de noviembre de 2012 (folios 973, 980 y 981).

V. Que la audiencia pública se llevó a cabo el 5 de diciembre de 2012, según consta en el

acta que corre agregada al expediente. VI. Que de conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del

Usuario en el Informe de Instrucción, agregado al expediente, se presentaron las posiciones u oposiciones siguientes:

a. La Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE) b. La Asociación Cámara de Industrias y Comercio. c. Asociación Costarricense de la industria del Plástico d. Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham e. Cámara Nacional de Cafetaleros f. Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (ASOFRAS) g. Cámara Costarricense de la Construcción VII. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión

021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de

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los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones”.

VIII. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

IX. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

X. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

XI. Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

XII. Que el Comité de Regulación en su sesión número 248 de las 15:00 horas del 20 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XIII. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de

ley.

CONSIDERANDO: I. Que del oficio 095-IE-2012 / 120721 del 20 de diciembre del 2012, que sirve de

base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

IV. ANÁLISIS REGULATORIO En este apartado se presenta el análisis regulatorio de la solicitud tarifaria del ICE, para el servicio de transmisión de electricidad. 1. Parámetros utilizados Parámetros utilizados por la DEN Las proyecciones de los parámetros económicos utilizados por la Intendencia de Energía para los respectivos estudios tarifarios y otras actividades que lo ameriten, han sido elaboradas tomando como referencia el diagnóstico de la situación económica presentada por el Banco Central de Costa Rica en su Programa Macroeconómico 2012-2013

1 y sus respectivas revisiones, las perspectivas de la economía mundial según el

1 Programa Macroeconómico, periodo 2012-2013. Aprobado por la Junta Directiva del Banco Central de Costa Rica en el artículo 7 del acta de la sesión 5532-2012 del 25 de enero del 2012. www.bccr.fi.cr.

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Fondo Monetario Internacional, así como, las expectativas de inflación y variación de tipo de cambio plasmadas en las diferentes encuestas formuladas por el BCCR. En lo que respecta a la proyección de la inflación externa, se tomó como base las estimaciones realizadas por el Fondo Monetario Internacional

2 y las estadísticas serán

extraídas de la página electrónica del Bureau of Labor Statistic de los Estados Unidos de Norteamérica. Comportamiento macroeconómico y proyecciones según el BCCR El BCCR en su Programa Macroeconómico 2012-2013 y su respectiva revisión estableció como objetivo de inflación un 5% para los años 2012 y 2013, en ambos casos con un rango de tolerancia de ±1 punto porcentual (p.p.). La proyección de inflación propuesta por el Ente emisor está encaminada en avanzar, gradual y ordenadamente, hacia un esquema monetario de metas de inflación, en procura de ubicar la inflación, en el largo plazo, en niveles similares a los que presentan los principales socios comerciales del país (entre 3% y 4% anual). En el plano interno, existen ciertas presiones en los precios internos como consecuencia de factores como el elevado déficit fiscal, una mayor competencia por el ahorro financiero, así como, de los riesgos exógenos provocados por la inestabilidad en la situación europea y conflictos geopolíticos en Oriente Medio. Aunado a lo anterior, las expectativas de la economía costarricense para el 2012 apuntan a un incremento moderado en el precio de materias primas. En el caso del petróleo, aún cuando se disponía de un acuerdo de liberación de reservas por parte de países miembros de la Agencia Internacional de Energía y el aumento en producción acordado por la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio se ha visto afectado por políticas especulativas, provocando presiones alcistas asociadas con factores geopolíticos en Oriente Medio y climáticos, permitiendo expectativas de que la cotización promedio de hidrocarburos se ubique en torno a EUA$ 118 por barril para el 2012 y una leve reducción para el 2013 según los precios futuros en los mercados internacionales. De acuerdo con las proyecciones internacionales, las posibilidades de una mayor expansión de la producción por la vía de las exportaciones están limitadas, siendo por tanto la demanda interna el impulsor del crecimiento interno durante este período. En este contexto el PIB crecería alrededor de un 3,8% en el 2012 y un 3,5% en el 2013, resaltando rubros como construcción pública como privada enfocada en obras de mejora portuaria, almacenaje de combustibles, modernización de la planta de refinería de petróleo, construcción de carreteras y puentes y proyectos hidroeléctricos. A la fecha el comportamiento de la economía ha mostrado una leve recuperación, según el IMAE, siendo la inflación acumulada al mes de octubre de 3,42%, mientras que la inflación interanual resultó de 4,68%, aún cuando las expectativas de inflación siguen estando anclada en un 5% ±1

2 Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf

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En lo que respecta al tipo de cambio, según lo establece el Programa Macroeconómico 2012-2013, el BCCR mantendrá su compromiso con los parámetros de la banda cambiaria en el corto plazo, sin que ello limite continuar con la transición, gradual y ordenada, hacia la flotación cambiaria y así cumplir uno de los prerrequisitos en el proceso de avance hacia un esquema monetario de metas de inflación. De acuerdo con lo anterior y dada la gran incertidumbre que impera en un mercado como el cambiario, el cual responde de conformidad con la cantidad de divisas (demanda de divisas– oferta de divisas) en la economía, inversión extranjera directa y la especulación en el corto plazo, la Intendencia de Energía proyectó que la depreciación del colón respecto al dólar será cercana al 3,40% para el año 2012 y 3,70% para el 2013, lo anterior basado en la teoría económica y la evidencia empírica que señalan que la presencia de un desequilibrio fiscal, lleva a un desequilibrio similar en la cuenta corriente de la balanza de pagos dada la presión que el gasto público ejerce, por lo que el ensanchamiento de esta brecha genera conlleva un efecto macroeconómico que puede derivar en inestabilidad cambiaria. Actualmente, el comportamiento del tipo de cambio ha presentado una tendencia contraria a la propuesta por la ARESEP durante el año, ya que a octubre ha sufrido una apreciación del colón con relación al dólar del 2,91%, comportamiento explicado en parte por una mayor oferta de divisas en el mercado local, la intervención en el mercado de divisas del Ente emisor y a políticas de endeudamiento de los diferentes actores en moneda extranjera (dólar), provocando por ende, un efecto amortiguador para los consumidores de energía, dado que no trasfiere presiones vía costos a las tarifas de los servicios que prestan las empresas del mercado energético. En lo que respecta a la inflación externa (Índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos), éste ha sido, en promedio, cercana al 2,27% (promedio simple de largo plazo - últimos 5 años-). No obstante, la economía estadounidense ha resentido los efectos de la crisis económica que arrastró la economía mundial los últimos años. Si bien es cierto, la inflación acumulada de los últimos dos años, a saber 2010 y 2011 ha sido de 1,50% y 2,96% respectivamente, es de esperar que para los años 2012 -2013, según las estimaciones del Fondo Monetario Internacional (Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf), que la inflación de los EEUU se ubique cercana al 2,0% y 1,30% respectivamente. En el siguiente cuadro resumen, se puede observar el comportamiento de los índices antes mencionados y el porcentaje de apreciación del colón respecto al dólar, siendo estos parámetros los utilizados por la Autoridad Reguladora en los respectivos estudios tarifarios y otras acciones.

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Cuadro No. 2 Índices de Precios y Tipo de Cambio

Utilizados por la Autoridad Reguladora Porcentajes de Variación Anuales (%)

Periodo 2010-2014

Inflación Interna (IPC-CR) 5,83% 4,73% 4,27% 5,00% 5,00%Inflación Externa (IPC-USA)

1,50% 2,96% 2,77% 1,30% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -9,39% 0,05% -2,37% 3,70% 3,70%


1,64% 3,16% 2,21% 1,59% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -8,41% -3,20% -0,94% 1,66% 3,70%

INDICES 2010 2011 2012 2013 2014

Variaciones según ARESEP (al final del año)

Variaciones según ARESEP (promedio anual)

Notas: Los años 2013 - 2014 son estimados. Las variaciones se estiman a finales de año (diciembre) o como variación de los promedios anuales de los respectivos índices.

Fuente: Programa Macroeconómico 2012-2013 y el Fondo Monetario Internacional.

2. Análisis del mercado

a. Mercado presentado por el ICE

Como parte del análisis realizado por la Intendencia de Energía (IE), se procedió a evaluar las variables que integran el estudio de mercado del servicio de transmisión presentado por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Los aspectos más sobresalientes de la evaluación se detallan seguidamente: a. El ICE solicita ingresos adicionales de ¢3 925 millones en el 2013, para lo cual solicitan un incremento del 5,09% en el transporte de electricidad T-TE y un 0% en el transporte de electricidad en dólares T-TEb. En promedio un aumento del sistema de 4,91% a partir del 1 de enero de 2013 (folio 3). b. Según el estudio de mercado presentado, los clientes que pagan el servicio de transmisión son las ocho empresas distribuidoras del país (incluido el ICE) y las industrias Cemex de Costa Rica S.A., Componentes Intel de Costa Rica, S.A., Aluminios Nacionales, S.A., y Holcim de Costa Rica, S.A.; las cuales se consideran como parte del sistema de generación por estar conectadas a alta tensión. Debe indicarse además, que se incluyen el Ingenio Azucarera el Viejo y la planta eólica de Guanacaste. c. La solicitud se divide en dos componentes: T-TE (ocho empresas distribuidoras), el precio propuesto de ¢9,04 por kWh que retiren del servicio de transmisión del ICE; T-TEb (Empresas de Alta tensión) de $0,016 por KWh que retiren del servicio de transmisión del ICE (folios 3 y 4).

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d. En el estudio del ICE, para calcular la energía que corresponde facturar en la tarifa de transmisión, usa los registros de los últimos doce meses y la proyección de ventas mensuales de energía para el período en estudio, basadas en los registros mensuales de enero 1994 a junio de 2012. (folio 71). e. Para calcular el promedio de la energía transmitida, se suma la energía que trasegó el cliente en los últimos doce meses y se divide entre la energía total vendida a ese cliente por el sistema de Generación en el mismo período (folio 71). f. Los ingresos mensuales para este sistema, con tarifa vigente, se calculan al multiplicar el precio de peaje autorizado por la ARESEP, por la estimación de la energía a trasegar por el cliente en el período de estudio (folio 72).

b. Situación Actual del mercado

Durante el 2012, el 77% de la energía trasegada correspondió a las dos empresas distribuidoras más grandes del país: la CNFL, S.A. (40%) y el ICE (37%). El 23% restante de la energía transportada corresponde a las seis empresas distribuidoras y a las otras empresas conectadas a alta tensión. Los ingresos muestran esa misma distribución relativa, por tratarse de un cobro fijo por kWh.

c. Resultados del mercado de la Intendencia de Energía

La IE actualizó los datos a octubre de 2012 y efectúo las proyecciones para cada una de las ocho empresas distribuidoras y las empresas de alta tensión. Para estimar la energía que corresponde facturar en la tarifa de transmisión, usa los registros reales a octubre 2012 de los últimos doce meses y la proyección de compras mensuales de energía para el período 2013 y 2014, basadas en los registros mensuales históricos por empresa. Para calcular la razón de la energía transmitida por mes, se divide la energía mensual que trasegó el cliente en los últimos doce meses y se divide entre la energía mensual vendida a ese cliente por el sistema de generación, en el mismo período. La transmisión en kWh se proyecta al multiplicar la razón estimada por mes y por empresa por las compras de energía al ICE estimadas para el 2013 y 2014. Además, en el caso de las empresas distribuidoras cuya producción de energía eléctrica de sus plantas propias se inyecta en subestaciones del ICE, estas deben pagar el peaje por la energía que extraerán luego del sistema de transmisión. Esto ha representado un aumento en las unidades físicas extraídas con respecto a las unidades compradas al sistema de generación.

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Por esta razón, se aumentó la estimación de la cantidad de energía trasegada de las empresas: CNFL, SA, JASEC, ESPH, SA y COOPELESCA, RL por los proyectos de generación nuevos: Balsa Inferior, Toro III, Tacares y Cubujuquí respectivamente. Cabe mencionar que Eólico Valle Central no paga transmisión del ICE pues se conecta directamente a las líneas de transmisión de CNFL, SA. En cuanto al bajo porcentaje de diferencia del 1,3% entre las estimaciones de la IE versus las del ICE para el 2013, se puede mencionar: a. El ICE en su solicitud, no incluye la generación adicional que generarán las

empresas distribuidoras y que utilizarán las líneas de transmisión del ICE. Lo cual

subestima la cantidad de energía que se espera sea trasegada por el sistema de

trasmisión con respecto a las estimaciones realizadas por la IE.

b. A pesar de lo anterior, la variación en los valores reales de compras y

transmisión de la IE y el ICE (el ICE tiene valores reales a junio 2012 y la IE a octubre

2012), hace que se generen mayores diferencias en las estimaciones de Compras de

energía al ICE Generación y en las razones transmisión entre compras estimadas para los

últimos meses del año 2012.

Finalmente, de los análisis financieros contables efectuados por la IE, se propone un aumento en el precio al pasar de ¢8,60 por kWh a ¢9,74 kWh, la cual empezaría a regir el 1 de enero de 2013; lo que representa un aumento de 13,3% con respecto a la vigente. Con la propuesta los ingresos con tarifa propuesta aumentan con respecto a los ingresos con tarifa vigente en ¢10 467 millones en el 2013. Para un desglose por empresa, véase el anexo Nº2. 3. Análisis de activos a capitalizar y retirar

a. Objetivos análisis del estudio

El objeto de este estudio es presentar el resultado del análisis del programa de inversiones para el sistema de transmisión presentado por Instituto Costarricense de Electricidad, dentro de la petitoria ordinaria de tarifas tramitada en el expediente ET-139-2012. Incluye tanto la verificación al cumplimiento de lineamientos indicados en anteriores resoluciones emitidas por la Autoridad Reguladora como el detalle de adición de activos reconocidos para ser incluidos en la base tarifaria. De la revisión a la documentación contenida en el expediente de marras, se determinó que el ICE ha cumplido con las disposiciones y requerimientos de información relativas a las inversiones, señalados en la Resolución RCR-743-2011, del 01 de Febrero del 2012.

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b. Análisis de Inversiones del sistema de transmisión

El sistema de transmisión nacional opera a dos niveles de tensión, el de 230 kV que, permite trasegar la energía de los principales centros de producción de la zona norte del país a los centros de consumo, ubicados en el valle central. El transporte de la energía de este principal foco de generación de electricidad en la zona norte, con una capacidad instalada cercana a 1.000,00 MW, se hace mediante tres corredores de líneas de 230 kV, hacia el centro de carga del país, donde el nivel de tensión es reducido a 138 kV para alimentar las principales subestaciones de distribución. La transmisión de energía en la zona atlántica se mantiene a un nivel de tensión de 138kV, aunque se está en proceso de conversión a 230 kV. Existen además, dos tramos para la interconexión regional correspondiente a las líneas Liberia-Masaya (conexión con Nicaragua) y Río Claro-Progreso (conexión con Panamá), ambas con un nivel de tensión de 230 kV. Para el año 2011, la capacidad total de transformación del sistema eléctrico nacional fue de 9 174 MVA aportados a través de 52 subestaciones de transmisión con 9 011 MVA y 10 subestaciones de distribución con 163 MVA. Por otra parte, el sistema cuenta con 726,7 kilómetros de líneas con un nivel de tensión de 138 kV y 1 286,75 kilómetros de líneas a 230 kV, para un total de 2 023,45 kilómetros. (Folios 31-32, Tomo I). El plan de inversiones presentado por el ICE en la presente petición tarifaria (folios 81 al 123), representa la estimación cuantitativa de las metas y esfuerzos necesarios para el desarrollo y mejoramiento del sistema de transmisión, de acuerdo con el Plan de Expansión, con el fin de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del país en años futuros. Para el año 2011, el total de inversiones ejecutadas por el ICE en el sector de transmisión se compone de ¢21 331,5 millones en obras correspondientes al programa de Desarrollo Eléctrico III y ¢1 297,8 millones del programa obras correspondientes al programa Desarrollo Eléctrico IV y ¢7 272,3 millones del programa obras ICE, así como por ¢431,1 millones en obras de transmisión asociadas a la generación, ¢20 603,2 millones en mejoras al sistema y ¢15 090,4 millones entre otras inversiones y otros activos. (Folio 82). En general, la metodología utilizada por el ICE, contiene la estimación de las inversiones del sistema de transmisión con base en la revisión de los objetivos y metas cumplidas en años anteriores así como en los requerimientos de los diferentes proyectos, que garanticen el cumplimiento de las metas anuales que le permita poner en operación los proyectos establecidos en su plan de expansión, pero considerando la disponibilidad razonable de recursos. (Folios 83 a 85) El programa de inversiones para el período 2012-2014, está compuesto por los siguientes programas:

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i. Programa de desarrollo eléctrico III: obras que se financian parcialmente con los recursos del préstamo BID No.1908/OC-CR, así como los recursos provenientes de las emisiones de bonos internacionales.

ii. Programa de desarrollo eléctrico IV: obras que se financian parcialmente con los recursos de préstamo BID 1908/OC-CR; contempla recursos provenientes de la emisión de bonos internacionales, específicamente para los años 2012 y 2013.

iii. Programa obras ICE: contempla obras de transmisión no incluidas en los programas anteriores y que responden a necesidades particulares de la red a efecto de garantizar la continuidad y calidad del servicio.

iv. Transmisión asociada a la generación: incluye obras de transmisión asociadas a los proyectos de generación eléctrica. Dentro del período de análisis se contemplan las obras correspondientes a los proyectos hidroeléctricos Reventazón y el Diquís.

v. Mejoras al sistema: mejoras o adiciones a la red, para satisfacer las necesidades de la red de distribución, transformadores de respaldo y otras mejoras al Centro de Control de Energía, así como la construcción de un nuevo centro de control y,

vi. Otros activos: que comprenden la compra de mobiliario, herramientas, equipo de cómputo y equipos de trabajo, que integran las áreas de apoyo y que son necesarios para realizar una adecuada gestión del sistema (Folios 81-125, Tomo I) En el siguiente cuadro el ICE presenta las inversiones para el sistema de transmisión, período 2012-2014, inversiones que fueron analizadas (folio 103):

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Cuadro No. 3

Con base en los datos reales y proyecciones de inflación y tipo de cambio, utilizados por la Autoridad Reguladora, para los citados años, aplicables a los valores aportados por el ICE para sus cálculos tarifarios, se procedió a recalcular los montos de las inversiones propuestas según se señalan en el cuadro siguiente:

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Cuadro No. 4

c. Capacidad de Ejecución Plan de Inversiones

Respecto con la capacidad de ejecución del ICE la Tabla Nº 6.1 del expediente en estudio, muestra los porcentajes de ejecución de obras programadas en el sector de transmisión para los años 2009, 2010, y 2011. El cuadro muestra las proyecciones de inversión reconocidas por la Autoridad Reguladora para dichos años y los montos invertidos por el ICE, con el correspondiente porcentaje de ejecución.

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Cuadro No. 5 Sistema de Transmisión, ICE

Montos y porcentajes de Ejecución según plan de inversiones Periodo 2009-2011

(millones de colones)

AÑO Monto ARESEP Monto ICE Porcentaje de Ejecución

2009 65 440,00 53 036,90 81,00%

2010 57 324,50 61 722,30 108,00%

2011 100 071,30 66 026,20 66,00%

Promedio 85%

Fuente: Expediente ET-139-2012. ICE (Folio 81, Tomo I)

d. Adición de activos del sistema de transmisión

El ICE en su petición tarifaria, expediente ET-139-2012, presenta una solicitud de adición de activos para el periodo (folios 660 al684, Hoja electrónica Anexo No.11 “ADICIONES,

resumen del Sistema por FUENTE”). Del análisis a dicha solicitud se consideró hacer varias modificaciones, con base en los parámetros económicos calculados por la ARESEP y el promedio del porcentaje de ejecución de los últimos 5 años. En el siguiente cuadro se muestran las adiciones señaladas por el ICE:

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Cuadro No. 6 Sistema de Transmisión

Inversiones y adiciones totales propuestas por ICE Período 2012-2014


En el siguiente cuadro se muestran las adiciones a reconocer por la ARESEP una vez aplicados los parámetros, por ésta determinados.

Cuadro No. 7

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En el siguiente cuadro se muestra el resumen consolidado de las inversiones y adiciones, del sistema de transmisión, conforme la propuesta del ICE.

Cuadro No. 8

Sistema de Transmisión, ICE Inversiones y adiciones propuesta por el ICE

Período 2012-2014 (millones de colones)

Año 2012 2013 2014 Total Período

2012-2014

Actividad

INVERSIONES ₡29.254,40 ₡35.989,80 ₡71.709,90 ₡136.954,10

ADICIONES ₡7.901,79 ₡15.339,38 ₡68.384,37 ₡91.625,54 Fuente: ET-139-2012

En el siguiente cuadro se muestra el resumen consolidado de las inversiones y adiciones, del sistema de transmisión, conforme los lineamientos y parámetros definidos por la Autoridad Reguladora.

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Cuadro No. 9 Sistema de Transmisión. Inversiones y adiciones consideradas por

ARESEP Período 2012-2014


Año 2012 2013 2014 Total Período

2012-2014

Actividad

INVERSIONES ₡28.466,16 ₡32.931,30 ₡69.268,92 ₡130.666,98

ADICIONES ₡11.247,79 ₡9.539,27 ₡42.604,31 ₡63.391,36 Fuente: Propia

e. Obras asociadas a la normativa de calidad consideradas en las inversiones del sistema de generación

La mayoría de las obras que el ICE propone también conllevan la intención de garantizar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento de la electricidad del sistema costarricense. Si bien se trata de garantizar: a) la demanda de energía eléctrica de país en años futuros, b) los niveles de calidad y oportunidad en la prestación del servicio y c) ampliar y mejorar las actuales subestaciones y líneas de transmisión; también es cierto que el “Plan de Inversión del ICE”, es omiso en señalar una vinculación técnica y directa entre las obras proyectadas y la calidad. Establece una condición general, pero no se establece una relación directa y técnicamente sustentada entre las proyecciones de inversión y el mejoramiento de los índices de calidad en lo que respecta a la continuidad en el suministro eléctrico. (Folios 30 al 33, 81 al 125) 4. Retribución al capital A continuación se muestra el cálculo del rédito para el desarrollo y la base tarifaria para el servicio de transmisión que presta el Instituto Costarricense de Electricidad.

a. Tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo

Según la metodología tarifaria vigente, los ingresos de operación (precio promedio multiplicado por las cantidades vendidas de energía, más otros ingresos), deben ser iguales que la suma de los gastos tarifarios, más el rédito de desarrollo o rentabilidad en términos absolutos (monetarios); de tal modo que esta última variable determina en gran medida el nivel de las tarifas. El ICE propone, en primera instancia, un rédito para el desarrollo promedio para el 2013 del 6,70%, según el siguiente detalle: sistema de generación = 6,66%; sistema de transmisión = 7,30%; sistema de distribución = 6,45% y sistema de alumbrado público =

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6,01%, según se detalla en el Informe “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector

Electricidad y los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público

de agosto 2012”. Para obtener una tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo que sirva como parámetro para esta fijación tarifaria, la Intendencia de Energía utilizó el modelo Promedio Ponderado del Costo de Capital (WACC por sus siglas en inglés) y el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés). El primero de estos modelos indica que la tasa de rentabilidad de la empresa, se obtiene ponderando las tasas del costo del capital propio y del costo de la deuda. Este último se puede obtener, por ejemplo, como el costo marginal del endeudamiento (v.g. tasa de interés del último crédito obtenido); como el costo promedio ponderado de los diferentes préstamos que tiene la empresa o como la razón del costo de la deuda entre el pasivo promedio. El Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizado para calcular el costo del capital propio, señala que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado con éste y pueden ser separados en dos grandes componentes: los relacionados con el mercado en su conjunto (riesgo sistemático) y los derivados de las inversiones específicas (riesgo específico)

3. Este modelo es consistente con la política

regulatoria que contempla como uno de sus objetivos básicos la sostenibilidad del servicio, dado que esto implica entre otras cosas, garantizar un rendimiento sobre el capital invertido que haga atractivas las inversiones en el sector, lo cual además es consistente con lo establecido en la Ley 7593 que regula los servicios públicos en nuestro país. Para el cálculo del costo de capital del ICE se emplearon las siguientes fórmulas:

(1) rkp = rl + ββββ (rm – rl) + rp (modelo CAPM) En donde: rkp = Costo del capital propio rm = Rendimiento de una cartera diversificada de acciones y rl = Tasa libre de riesgo. rm - rl = Prima de riesgo. rp = Riesgo país.

β = Mide la correlación entre los rendimientos de mercado y los de una inversión específica. (2) rk = rd * (1-t) * D/A + r kp * P/A (modelo WACC) En donde: rk = Costo de capital de la empresa

3 Los estudios efectuados por la Autoridad Reguladora y resumido en esta sección se han basado en el documento preparado por Martín Rossi, Martín Rodríguez y Omar Chisari, especialmente el documento “El Costo del Capital en Empresas Reguladas, Incentivos y Metodología”, del cual se extraen las principales conclusiones que se citan.

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rd = Costo del endeudamiento rkp = Costo del capital propio t = Tasa impositiva D = Valor de la deuda P = Valor del capital propio (KP) o patrimonio A = Valor total de los activos (D + P). Los valores y la fuente de información de cada variable del modelo es la siguiente: � La tasa libre de riesgo (rl ) fue obtenida como el promedio de los promedios mensuales de los últimos 12 meses de la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a 20 años plazo, con corte al 30 de noviembre del 2012 (2,56%). Se utilizó como fuente de información, la siguiente dirección electrónica: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

� La Prima por riesgo (PR) (rm – rl) se obtuvo de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses, siendo éste de 6,52% con corte al mes de noviembre del 2012.

� El riesgo país (rp) se consideró como cero (0) en este caso, entre otras cosas por tratarse de una empresa de propiedad pública, que no tiene la posibilidad de invertir alternativamente en recursos fuera del país.

� El valor de la beta (β) se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York, USA, según la página: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar. Su valor se estimó en 0,48 (beta desapalancada).

� El valor del costo de la deuda (rd) se obtuvo del estudio elaborado por el ICE para estos efectos (informe titulado “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector


de agosto 2012”), remitido mediante el oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012 y es de 5,55% en promedio.

� La tasa impositiva (t) se supuso igual a cero (0) en este caso, dada la naturaleza pública del ICE y el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999).

� El valor de la deuda (D) se estimó con base en el estudio efectuado por el ICE sobre costo de la deuda (oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012).

� El valor del capital propio o patrimonio (P) es de ¢ 172 277 millones y el valor total de los activos (A) es de ¢507 676 millones, se calcula con base en información de los Estados Financieros auditados del ICE a diciembre del 2011.

Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el costo del capital total del sistema de transmisión, ICE (modelo WACC), se obtienen cifras cercanas al 7,35%, suponiendo los valores citados. El costo del capital propio de

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generación (modelo CAPM) es de 11,12%, mientras que el costo de la deuda de dicho sistema es de 6,07% en promedio. En general los resultados de este modelo para cada uno de los Sistemas del ICE – Electricidad, son los siguientes:

Cuadro No. 10

Tasas de rentabilidad recomendadas para el ICE por sistema Modelo CAPM y WACC – 2013

Costo del Capital Propio (CAPM)

solicitado

Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC)

solicitado

Costo del Capital propio (CAPM),

ARESEP

Costo Promedio Ponderado del

Capital (WACC), ARESEP

WACC reconocido por

ARESEP

7,66% 6,66% 8,12% 6,85% 6,66%9,38% 7,30% 11,12% 7,35% 7,30%6,73% 6,45% 6,89% 5,51% 5,51%7,26% 6,01% 7,24% 4,54% 4,54%7,64% 6,70% 7,88% 7,51% 6,70%

Sistema de Alumbrado PúblicoTotal ICE-Electricidad

Sistema

Sistema de GeneraciónSistema de TransmisiónSistema de Distribución

Notas: Los cálculos son con base en la última información financiera auditada a diciembre del 2011, parámetros de mercado a noviembre del 2012 y el costo ponderado de la deuda a mayo del 2012 (según informe del ICE a agosto del 2012). Fuente: Elaboración propia con base en la información aportada por el ICE y la Intendencia de Energía.

De acuerdo con la información financiera presentada por el ICE a diciembre 2011, al Informe “Tasa de rédito para el desarrollo del ICE Electricidad y los Sistemas de

Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público de agosto 2012”, la información financiera a diciembre del 2011 y dado que los ajustes del ICE afectan a todo el SEN, la IE considera conveniente para el año 2013 un nivel de rédito para el desarrollo de la siguiente manera: generación un 6,66%, transmisión un 7,30%, distribución un 5,51% y alumbrado público un 4,54%. Es importante indicar que siendo el ICE una empresa de capital costarricense, la cual es regulada mediante la metodología “Tasa de Retorno” y que no presenta una alta exposición a riesgos de mercado, debería de aprovechar esas ventajas para colocar instrumentos de deuda (bonos de largo plazo) a costos menores, razón por la cual, esta Intendencia considera que el ICE no debe de endeudarse por encima de su costo promedio ponderado del capital. Adicionalmente, es pertinente recalcar que las estimaciones de rédito para el desarrollo son muy sensibles al costo de la deuda, motivo por el cual es pertinente que dicho aporte de información sea lo más reciente posible, de igual forma que la información financiera de la empresa para su respectivo cálculo, ya que las estimaciones no son las más adecuadas cuando entre los datos existen diferencias temporales de 6 meses, dado que se tratan de realidades diferentes de la empresa y el mercado como tal.

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b. Análisis de la base tarifaria

De la revisión efectuada a los activos que integran la base tarifaria, detallados en la propuesta del actual estudio tarifario por parte del ICE, se determinó la necesidad de aplicar ciertos ajustes. Las razones de esta variación se encuentran principalmente en los siguientes puntos:

i. Se partió de los saldos iniciales a diciembre del 2011, según Estados Financieros Auditados a esa fecha. Estos saldos coinciden con los empleados por el ICE.

ii. Los parámetros económicos utilizados son los resumidos en la sección IV.1. de este informe, y se encuentran actualizados con respecto a los utilizados por el ICE en sus proyecciones.

iii. Se utilizaron las tasas de depreciación vigentes aprobadas por el SNE en su momento.

iv. Las adiciones de activos se tomaron de las cifras estimadas por los técnicos de la IE, de acuerdo con el análisis de inversiones efectuado. (Apartado IV.3.d. de este informe).

v. El ICE para su sistema de transmisión, presenta retiros de activos productivos específicamente en la partida de Subestaciones (folio 587) y para periodos históricos. No hay estimación para los años de proyección por lo que se procede a realizar la estimación del retiro para dichos activos usando el porcentaje de depreciación para cada grupo de activo, se excluyen de este cálculo los terrenos y edificios.

vi. La revaluación de activos se calculó partiendo de los saldos auditados al 31 de diciembre del 2011, a este total se aplicó el respectivo índice de revaluación, calculado con base en la metodología aprobada por ARESEP, utilizando el índice de revaluación obtenido para cada tipo de activo, tomando en cuenta los parámetros macroeconómicos, calculado con base en el componente local y externo de cada tipo de activo, los cuales fueron obtenidos del informe enviado por el ICE, Informe “Análisis del

Componente Local y Externo del costo de los activos fijos en operación” (oficio No 5407-069-2012). Debido a todos los factores enunciados anteriormente, los saldos del total del activo neto en operación mostraron cambios con respecto a lo calculado por el ICE, según el siguiente detalle:

Cuadro No. 11

Sistema de Transmisión, ICE Detalle del activo neto en operación

Periodo 2011-2014 (millones de colones)

Concepto 2011 2012 2013

Activo Fijo en Operación neto revaluado

237 447,45 232 495,78 242 304,88

Otros activos en operación neto revaluado

32 549,53 25 466,04 19 808,98

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Activo Fijo Neto en operación Promedio

263 979,4 260 037,85

Fuente: Estados Financieros Auditados, Diciembre 2011 y Elaboración propia IE.

Capital de Trabajo

En cuanto al capital de trabajo, este es el producto de los costos diarios de la empresa y el período medio de cobro de cada sistema objeto de estudio. El período medio de cobro se obtiene de las cuentas por cobrar, según saldo promedio mostrado en los Estados Financieros Auditados de los años 2009, 2010 y 2011. El total de estas cuentas por cobrar se divide entre las ventas de energía local y se multiplica por 360 días, para la obtención de un período medio de cobro de 51,13 días, el detalle de estos cálculos se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 12

CONCEPTO 2009 2010 2011 PROMEDIOCUENTAS POR COBRAR 7.543,00 3.926,00 5.796,00 5.755,00 VENTAS 35.529,00 42.021,00 44.021,00 40.523,67 ROTACION DE CUENTAS POR COBRAR 0,21 0,09 0,13 0,14PERIODO PROMEDIO DE COBRO 76,43 33,63 47,40 51,13FUENTE: Elaboración propia con base en los Estados Financieros Auditados 2009,2010, 2011.

ICE SISTEMA DE TRANSMISIÓNCÁLCULO DEL PERIODO PROMEDIO DE COBRO

CIFRAS EN MILLONES DE COLONES

Para continuar con el cálculo del capital de trabajo, al gasto de operación se le excluye las depreciaciones, tanto de activos en operación como de otros activos en operación y los gastos por partidas amortizables, ya que estas no representan erogaciones reales de efectivo. Estos gastos sin depreciación se dividen entre 360 para obtener los costos diarios y se multiplican por el periodo medio de cobro detallado en el cuadro anterior para obtener un capital de trabajo, tal y como se muestra a continuación:

Cuadro No. 13 Estimación de Necesidades de capital de trabajo, ARESEP


CONCEPTO 2013

TOTAL DE COSTOS DE OPERACION 69 982,87

MENOS: GASTOS DE DEPRECIACION 18 171,17

COSTOS SIN DEPRECIACION 51 811,69

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DIAS DE AÑO FISCAL 360

COSTOS DIARIOS 143,92

PERIODO MEDIO DE COBRO 51,13

CAPITAL DE TRABAJO 7 358,08

Fuente: Elaboración propia

El capital de trabajo contemplado en los cálculos es de ¢7 358,08 millones para el 2013. 5. Análisis financiero

a. Criterios de proyección aplicados

Los criterios financieros utilizados por la Intendencia para proyectar los gastos del servicio de transmisión de energía eléctrica, son los siguientes:

i. Las proyecciones de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, administrativos y gestión productiva 2013 se realizan a partir de escalamientos, se tomó como base de proyección el 2012 calculado este con base en los gastos reales de enero a mayo y la estimación de los meses de junio a diciembre a precios de 2012, se hizo análisis histórico de los crecimientos superiores a la inflación y se depuró con base en las justificaciones que se presentan en los folios 218 en adelante.

ii. Los componentes local y externo de los costos utilizados para actualizar los escalonamientos fueron tomados del oficio 5407-065-2012 del 13 de junio de 2012, elaborado por el ICE, además; en el folio 57, en la tabla No. 3.6 se detalla la separación del componente, según el resumen de gastos de operación y mantenimiento y comercialización de todas las fuentes para el periodo 2012-2014

iii. Las cargas sociales se estimaron con base en el desglose del anexo 7 de requerimientos (folio 2017), que consta en el expediente ET-137-2012.

iv. Los escalonamientos que se utilizaron para realizar las proyecciones son los siguientes:

Cuadro No. 14

Sistema de DistribuciónPonderación Interna 89,20%Ponderación Externa 10,80%

2012 (*) 2013Índice total 1,04 1,0393 1,0449


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v. El escalonamiento calculado se aplica a los gastos reales de los años 2011 y 2012 para obtener el año base 2012 con una parte real (5 meses) y otra estimada (7 meses) como se detalló en el primer punto de esta sección. Aplicando a esta base los escalonamientos del año 2013, se obtienen las estimaciones de gastos respectivas. Además se revisaron las justificaciones de gastos no recurrentes.

b. Análisis de las partidas relevantes de ingresos y egresos

A continuación se presenta el análisis de cada una de las cuentas de ingresos y gastos contempladas en la petición tarifaria del ICE para su sistema de transmisión de energía eléctrica.

i. Ingresos por peaje: Para los ingresos por peaje, se consideraron las cifras resultantes del análisis mercado. Para estimar los ingresos propuestos, primero se determinó la necesidad de ingresos adicionales para lograr un excedente de operación tal que permita, para el servicio de transmisión, un rédito para el desarrollo cercano al 7,30% recomendado. Una vez determinada la necesidad de ingresos adicionales, por medio de la sensibilización de resultados, se calcularon los ingresos necesarios y los efectos tarifarios específicos que se muestran en el apartado “Análisis del Mercado”.

ii. Ingresos por trasiego regional: el tratamiento correspondiente al trasiego de energía a nivel

regional fue analizado en el apartado del estudio de mercado del presente informe técnico.

iii. Devolución servicios de regulación 2012: De acuerdo a lo establecido en el oficio 1982-DAF-2012, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe reintegrar por superávit en efectivo al ICE la suma de ¢155,45 millones, estos se distribuyen entre los sistemas de la misma forma que el ICE distribuye el canon que debe pagar a la ARESEP para el 2013, siendo los porcentajes asignados a cada sistema los siguientes: generación 27%, transmisión 18%, distribución 46% y alumbrado público 9%. El monto del canon devuelto al ICE en su sistema de transmisión es de ¢27,98 millones para el año 2013.

iv. Operación, mantenimiento y comercialización: Para la proyección de esta cuenta se utilizó el

procedimiento descrito en los criterios generales, las observaciones del análisis se muestran a continuación:

• Se aplicaron las cargas sociales que se detallan en los requerimientos.

• Se excluye de la base de proyección del objeto de gasto Servicios institucionales de electricidad (830) el crecimiento por encima de la inflación, ya que este obedece a que el sistema de transmisión está recibiendo cargos por medidores que no corresponden al sistema según lo indicado en el folio 260.

• Se identificaron gastos negativos los cuales fueron proyectados de esta manera, sin realizar la depuración respectiva, por ejemplo la cuenta 903 que es un contrato de entendimiento con el sector de telecomunicaciones.

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• Los gastos que crecieron más que la inflación en el periodo, no se justificaron y no se tiene registro de gasto no se incluyeron en los cálculos, los que tienen registros históricos solo se le reconoce el incremento por inflación.

El ICE debe aclarar a cuales disposiciones jurídicas se refiere la justificación del objeto de gasto útiles y materiales de resguardo y seguridad (O.G. 182) de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, que le permite hacer “Erogaciones que se destinan a

satisfacer necesidades públicas de diversa índole, sin que exista una contraprestación de

bienes, servicios o derechos a favor de quien transfiere los recursos”. Además debe cuantificar el incremento de esta cuenta por este concepto. Además debe realizar un análisis antes de variar los conductores de los centros de servicios, ya que según se detalla en las justificaciones de gastos hay mucha variabilidad en los mismos por ejemplo lo detallado en el objeto de gasto C.S. Almacenaje (O.G. 906), en esta misma línea se recomienda realizar las asignaciones con eficiencia ya que se está generando el registro desfasado de los gastos.

Con base en el análisis anterior, se incluye para el cálculo de la tarifa un gasto de operación, mantenimiento y comercialización de ¢14 662,19 millones para el 2013. v. Estudios preliminares: Para la proyección de gastos preliminares se utilizó el criterio general

de proyección. Además, se procedió a eliminar los saldos negativos en el objeto de gasto, a fin de depurar el año base. De acuerdo al análisis realizado se determinó los siguientes resultados:

• La cuenta 870 Utilización CST estudios básicos de ingeniería presenta variaciones irregulares, es por ello que la Autoridad Reguladora conserva los datos enviados por el ICE.

• La cuenta 871 Utilización CST gestión ambiental presenta una variación por encima de la inflación para el segundo periodo del año 2012, este monto no se justifica; por tanto se proyecta aplicando el criterio general.

De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos preliminares incluidos en el cálculo de esta tarifa son ¢832,98 millones para el 2013.

vi. Servicios de regulación: Para la asignación del canon de regulación se utiliza el porcentaje detallado en el folio 49. El monto que debe cancelar el ICE por concepto de canon 2013 es el aprobado y publicado en la Gaceta Nº 214, Alcance 173 del 6 de noviembre de 2012. El gasto de canon incluido en el estudio corresponde a ¢107,90 millones para el año 2013.

vii. Administrativos: Para la proyección de gastos administrativos se utilizó el criterio general de

proyección, en esta cuenta se revisaron las justificaciones que presentó el ICE para aquellos gastos que crecen más que la inflación en los años 2010-2011, 2011-2012, las cuales no fueron suficientes ya que se presenta una descripción de los objeto de gasto que tuvieron mayor crecimiento y no las razones que causaron ese crecimiento, en los casos en que manifiestan las razones estas no las cuantifican. Detallan que hubo restructuraciones dentro de la Institución, el crecimiento porcentual de los gastos, etc.

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En el análisis de cuentas se presentan los siguientes resultados:

• La cuenta 016: retribución por años servidos, justifica un único monto para todos los sistemas, a saber, ¢59,52 millones y ¢19,31 millones para los periodos 2010-2011 y 2011-2012. Ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el monto justificado de la cuenta 016 de forma proporcional entre los cuatro sistemas, tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, asignando los siguientes porcentajes: 47% generación, 19% transmisión, 28% distribución y 5% alumbrado público; asimismo, la justificación no explica el crecimiento total que la cuenta sufrió por encima de la inflación, por lo que se excluye la diferencia correspondiente a ¢19,74 millones para el caso de transmisión.

• En la proyección de las cuentas 084, 086 y 104 se excluye los gastos ocasionales y/o no recurrentes para realizar las proyecciones, por cuanto son de carácter esporádico, los mismos no se ejecutan en periodos futuros, por ejemplo en la cuenta 084 se excluye la contratación directa No. 2010CD-3275-PROV, por el monto de ¢62,00 millones y la contratación del Despacho Lara Eduarte SC por el monto de $150 mil.

Para las erogaciones ocasionales de las cuentas mencionadas, no se presenta separación ni cuantifica lo que corresponde a cada sistema, ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el gasto ocasional proporcionalmente entre los cuatro sistemas; tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, para asignar así un porcentaje y con ello determinar el monto a excluir en cada uno de los sistemas, a continuación se muestra los porcentajes utilizados en cada cuenta y el monto que se excluye en el sistema de transmisión es el siguiente:

− Cuenta 084: Servicios en ciencias económicas y sociales, se excluyó el

monto de ¢24,18 millones en el sistema de transmisión. Los porcentajes

utilizados para realizar dicho cálculo son: 46% generación, 16% transmisión,

33% distribución y 5% alumbrado público.

− Cuenta 086: Servicios generales, se excluyó el monto de ¢8,08

millones, los porcentajes utilizados son 41% generación, 19% transmisión,


− Cuenta 104: Actividades de capacitación, los porcentajes utilizados

para realizar la exclusión son 44% generación, 21% transmisión, 30%

distribución y 5% alumbrado pública. Para el sistema de transmisión se

excluyó el monto de ¢12,99 millones.

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• El objeto de gasto (094) Transporte dentro del país correspondiente al aporte para el pago de transporte de los niños del Centro de Formación Infantil, se excluyó de la estimación, por considerarse un gasto no tarifario.

Se recomienda presentar detalle de las justificaciones de gastos recurrentes y ocasionales, separado por sistema. Además debe cerciorarse de excluir las cuentas relacionadas con el servicio de telecomunicaciones con el fin de no crear subsidios entre los servicios. La información remitida a la ARESEP debe ser verificada con anterioridad, ser clara e identificable de forma que no conduzca a malinterpretaciones. De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos administrativos incluidos en este cálculo son ¢5 181,25 millones para el año 2013.

viii. Seguros: Para el cálculo de esta cuenta se utilizó la misma metodología que aplicó el ICE y

que detalla en los folios 923 al 953 del ET-137-2012, las variaciones en los resultados se deben a: i) La aplicación de tipo de cambio calculado por la IE, para convertir las primas de seguros, ii) se incluyó en la estimación del periodo 02-Abril-2013 a 01-Abril-2014 dentro del valor asegurado 10 nuevos transformadores por un monto de $7,5 millones de dólares, iii) se incorporó en el valor asegurado del periodo 02-Abril-2014 al 01-Abril-2015 la suma de $167.17 millones de dólares correspondiente a la ampliación de la planta hidroeléctrica Cachí, iv) así como, la suma de $80,40 millones de dólares pertinentes a la repontecialización de la planta hidroeléctrica Río Macho (unidades 1 a la 4), v) y se incluyó 5 nuevos transformadores por un monto de $3,6 millones de dólares, vi) por último, se excluye el valor asegurado del Proyecto Hidroeléctrico Toro III, correspondiente al monto de $188,10 millones de dólares, así como los ($37,94) millones de dólares que representa el efecto de la tubería y el TOC del proyecto Toro III proyectado a una tasa de 34,99%; por cuanto el monto de las primas del seguro de este arrendamiento se le reconoce al ICE a través del fideicomiso. (Folios 3881 al 3883).

En relación con el punto vi. anterior, se detalla el criterio utilizado de exclusión, debido a que la prima del proyecto hidroeléctrico Toro III no se reconoce al ICE vía tarifaria, se depura la base de proyección, excluyendo del año 2012 el valor asegurado por el monto de $28,10 millones de dólares correspondiente al tanque de oscilación y el túnel, así como la prima pagada por este concepto; se aplica el mismo criterio en las adiciones de los años proyectados 2013-2014. Una vez excluido P.H. Toro III, se obtiene un nuevo valor asegurable, al cual se le aplica el factor 0,3504 correspondiente a la tarifa que se pagó al INS en el año 2012 (Folio 936), obteniendo así el nuevo valor de la prima anual, la cual es válida del 02/04/2012 al 01/04/2013, este monto sirve como base para asignar el valor a la prima del seguro por el periodo comprendido de enero a diciembre 2012. El total del gasto de seguros es distribuido en cada uno de los sistemas de conformidad el peso porcentual de los activos asegurados de cada uno respecto al total de los valores asegurados por el ICE-Electricidad de cada año. La prima de seguros incluida en los cálculos para el 2013 es de: ¢261,36 millones.

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ix. Depreciación: El gasto de depreciaciones se estimó utilizando las cifras de los activos y sus respectivas depreciaciones tanto al costo como revaluado del período 2011, tomadas de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2011. Las diferencias generadas en este rubro corresponden a:

• Las tasas de depreciación que se utilizaron son las aprobadas en su oportunidad por el SNE.

• Las modificaciones realizadas a las inversiones y adiciones indicadas en el apartado de activos a capitalizar de este informe.

• Se procede a utilizar para los años de proyección de la cuenta “otros activos en operación” como retiros de activos, el porcentaje de depreciación de cada grupo de activo, tanto para el activo al costo y revaluado y sus respectivas depreciaciones, lo anterior debido a la ausencia de proyección de los retiros de esta cuenta por parte del ICE.

• El ICE plantea la metodología para asignar el gasto por depreciación de la cuenta “otros activos en operación” que utilizan en los estados de resultados tanto en tarifas vigentes como en las propuestas, obteniendo un 65,% para destinarlo a operación y la diferencia a construcción(inversión) 35% (folio 569). La IE asume la metodología propuesta por el ICE.

Todo lo anterior se hizo tomando como base la información aportada por ICE, en el expediente de la petición tarifaria, la información electrónica y la obtenida de los Estados Financieros suministrados por la empresa en su momento. El gasto por depreciación de activos en operación estimado para el 2013 es de ¢13 700,16 millones y el gasto por depreciación de otros activos en operación es de ¢3 269,60 millones para el 2012.

x. Absorción de partidas amortizables e intangibles: Al no especificarse sobre la amortización

de las mejoras, se asume que estas se dan un mes después de adquirido el activo, por lo tanto si la amortización del activo finaliza en enero, la amortización de la mejora finaliza en febrero.

En general para estimar esta cuenta se utiliza la misma metodología que el ICE, para el año de proyección, el monto es ¢1 201,42 millones para el año 2013.

xi. Alquileres operativos de instalaciones: Los pagos por arrendamiento del sistema de transmisión estimados por ARESEP para el 2013 son de ¢ 8 857,59 millones, mientras que para el ICE son de ¢ 8 516,6 millones. Estos montos se diferencian principalmente por un error en la cuota de mantenimiento de la Línea Liberia-Papagayo-Nuevo Colón que se presenta en la información del ICE y que fue corregido por ARESEP con la información del contrato y las facturas. Además de los parámetro económicos utilizados para valorar los arrendamientos en dólares. El siguiente es el detalle de cada arrendamiento:

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Línea Liberia-Papagayo-Nuevo Colón: El contrato de arrendamiento de la Infraestructura para Transmisión de Electricidad Liberia-Papagayo-Nuevo Colón, suscrito entre el Instituto Costarricense de Electricidad y la Cooperativa de Electrificación Rural Guanacaste, R.L, establece en la cuarta cláusula que el plazo de arrendamiento será de ciento treinta y ocho meses. En la cláusula quinta, se indica que la cuota de arrendamiento será pagada vencida y consecutiva y estará compuesta de: a) el valor de la cuota mensual en colones que deba atender el arrendante con acreedores (Banco de Costa Rica y el Banco Popular y Desarrollo Comunal); y b) el importe que deba atender por los costos mensuales por mantenimiento de la infraestructura. Se reconoce por arrendamiento de la Línea Liberia-Papagayo-Nuevo Colón ¢6 031 millones para el año 2013, cifras que difiere a las del ICE debido a que el monto por mantenimiento contemplado por el ICE no está correcto. Se revisó el contrato de arrendamiento con opción de compra Nº 2010000006 firmado el 16 de febrero 2010 y el contrato de mantenimiento de las obras asociadas al proyecto Nº 20100000011 de marzo del 2010, además de los contratos de los préstamos realizados entre Coopeguanacaste y el Banco Popular y el Banco de Costa Rica de los cuales depende la cuota de arrendamiento, que constan en el ET-174-2010 en los folios 420-478. Adicionalmente se revisan las facturas suministradas por el ICE en el ET-139-2012, folios 725-817. La corrección del monto de mantenimiento se realiza con los datos del contrato que consta en el ET-174-2010, folio 430, en el cual se indica que por concepto de mantenimiento se cancelará una cuota mensual de ¢19,33 millones y de las facturas suministradas por el ICE en el ET-139-2012. Proyecto Térmico Garabito: En el contrato de arrendamiento de la Planta Térmica Garabito (folios 835-845), establece en la cláusula segunda el precio de la cuota de arrendamiento, sin embargo, se indica que la fórmula es para efectos de referencia y que la cuota de arrendamiento se fijará en forma definitiva al momento de iniciar el arrendamiento, velando por el equilibrio financiero del Fideicomiso. El plazo del arrendamiento es de ciento cuarenta y dos meses, contados a partir del primero de junio del año 2010. La Unidad Ejecutora del Fideicomiso procedió a recomendar una cuota el día 17 de junio 2010, por el monto de US$ 5 230 000. Es importante indicar, que según la nota del ICE 3010-320-2011 presentada en la información adicional, se desarrollaron obras tanto de generación como de transmisión eléctrica, razón por la cual se realizaron cálculos para establecer el porcentaje correspondiente a cada unidad

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estratégica de negocio (UEN) y el resultado es que un 5,34% corresponde a la UEN Transmisión y el restante 94,66% corresponde a UEN Producción (folio 715). Esto con motivo de que cada UEN asuma presupuesta y contablemente la proporción que le corresponde de la cuota. El monto de la cuota de arrendamiento que se toma en cuenta en el sistema de transmisión por la Planta Térmica Garabito es US $283 989 mensuales, al tipo de cambio promedio del año que se esté estimando. Proyecto Geotérmico Las Pailas: El Proyecto Geotérmico Las Pailas se financió mediante un esquema de financiamiento no tradicional, en el cual el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) se compromete a desarrollar y financiar la construcción de la planta y a arrendarla con opción de compra al ICE por un período de doce años, para lo cual el “arrendatario” pagará 24 cuotas en forma semestral. La cuota de arrendamiento quedó definida en la cláusula décima quinta (folios 846-882), el cual fue modificado con el addendum Nº 2 al Contrato de Arrendamiento (folios 883-889), de forma que las cuotas son fijadas sobre la recuperación del 85% de la inversión acumulada total (IAT) al término de la etapa de construcción por un monto de US$160,0 millones, más la aplicación de una tasa de rentabilidad total invariable durante todo el plazo del arrendamiento acordada entre el ICE y el BCIE de 4,90% anual sobre el 100% de la IAT pendiente de recuperar. El monto calculado por semestre a pagar por arrendamiento es de $ 8 150 203. Según la cláusula vigésima tercera, la cual también fue modificada por el addendum Nº2 al Contrato, establece que el costo para el ICE de las labores de mantenimiento de la Planta será cobrado al BCIE y este último incluirá el monto de dicho cobro en la cuota de arrendamiento. El monto de mantenimiento estimado por el ICE es de $ 1 125 000 semestral. El caso del Proyecto Geotérmico Las Pailas, es similar al de la P.T. Garabito en cuanto a que un porcentaje del desarrollo del proyecto corresponde a transmisión. En este caso el porcentaje correspondiente a la UEN Transporte es un 11% y el restante 89% corresponde al sistema de generación (folio 716). El monto de la cuota de arrendamiento que se toma en cuenta en el sistema de transmisión por la Planta Geotérmica Las Pailas es lo correspondiente según el porcentaje calculado que es US $ 1 034 022 mensuales (incluye el monto por mantenimiento), al tipo de cambio promedio del año que se esté estimando.

xii. Gestión productiva: Para la proyección de los gastos de esta partida se actualizaron los

escalonamientos conforme a los parámetros económicos establecidos en este estudio. Se efectuaron modificaciones a la base de proyección de algunas partidas con base en las justificaciones presentadas en el análisis de variaciones tales como, gastos que se consideran no recurrentes o que no están debidamente justificados. La partida de Gestión Productiva se proyecta en ₡12 759,50 millones para el 2013.

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xiii. Costos administrativos del EOR-OMCA: Se calculan el cargo por servicios de operación del sistema eléctrico regional (E.O.R.) y el cargo de regulación del MER (C.R.I.E.), conforme a la metodología establecida.

• Para la estimación de la demanda incluida en el cálculo de los costos administrativos del EOR-OMCA para el 2012, se incorporaron los datos reales de enero a a setiembre conforme a los datos que el ICE estimó (enero-junio) y los datos oficiales del Ente Operador Regional (EOR) (julio-setiembre) por lo que se modifica el cargo de $0,389/MWh a $0,1403/MWh.

La estimación de la demanda para los meses de octubre a diciembre 2012 y la del año 2013 fue efectuada por ARESEP. El ICE estimó un cargo de $ 0,1442/MWh, con base en la información del DTER (Documento de transacciones económicas regionales) del Ente Operador Regional de abril 2012, siguiendo un criterio de experto al analizar de manera general la información real disponible al presentar el estudio y considerar que ese mes era representativo, sin brindar las razones específicas. Por tanto, se utilizada el cargo de $0,1403/MWh obtenido en el año 2012 para proyectar el 2013 por considerarse que es un dato más actualizado y más representativo del mismo. Las estimaciones además se ajustaron con los parámetros económicos utilizados en este informe. El cargo administrativo estimado es de ¢629,80 millones para el año 2013.

• El ICE incorpora en la cuenta de costos administrativos del EOR-OMCA, tanto los cargos administrativos como el cargo complementario, este último se fundamentó en la Ley N° 9004 (La Gaceta N° 224 del 22-11-2011) de aprobación del Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, que establece en el Artículo 6 que “… los cargos por uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerarán los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario. El peaje y cargo complementario cobrados a los Agentes dedicados a la distribución se trasladarán a la demanda final”. Según el tratado, la remuneración por la disponibilidad y uso de las redes regionales será cubierta por los agentes del Mercado de acuerdo a la metodología aprobada por la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), siendo el ICE el único agente por Costa Rica. Este cargo que se mantendrá hasta que se pague la línea SIEPAC en su totalidad.

Para realizar el cálculo del cargo complementario se utilizó la misma demanda utilizada para la estimación de los costos administrativos descrita anteriormente. El ICE registró este cargo en el sistema de generación debido a que las importaciones han sido mayormente para sustituir generación térmica; sin embargo, están considerando realizar los ajustes correspondientes para que el cargo complementario sea registrado como un gasto del sistema de transmisión.

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Se utiliza la metodología aplicada por el ICE para efectuar la estimación del año 2013 que corresponde a ¢8 483,10 millones. Las estimaciones se ajustaron con los parámetros económicos utilizados en este informe.

El monto total estimado por esta Intendencia de las dos partidas corresponde a ¢9 112,90 millones para el año 2013. Es importante indicarle al ICE que a partir de enero debe presentar esta información en cuentas separadas, para que sea más fácil su fiscalización.

c. Resultados financieros del sistema de transmisión

Todas las razones detalladas en los puntos anteriores hacen que los costos y gastos estimados por la ARESEP sean mayores a los estimados por el ICE en 9,76% para el 2013.

El cuadro siguiente compara los gastos que presentó el ICE versus las estimaciones hechas por ARESEP, el detalle por cuenta de gasto se amplia en el anexo No. 3:

Cuadro No. 15 Sistema de transmisión, ICE

Gastos proyectados (millones de colones)

Descripción 2013 Variación

ICE ARESEP Absoluta Relativa

Costos y Gastos 63

761,46 69

982,87 6 221,40 9,76%


Por otra parte, tomando en cuenta los resultados del cuadro anterior y los obtenidos en los apartados anteriores se presenta el Estado de ingresos y gastos con tarifas vigentes y propuestas obtenidos por ARESEP para el sistema de transmisión de energía eléctrica una vez que se realizaron las modificaciones explicadas. Para un detalle más amplio, ver anexos No. 4.

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Cuadro No. 16

Sistema de transmisión, ICE Estado de ingresos y gastos proyectados

Tarifas vigentes y propuestas Periodo 2012-2013



Vigente Propuesta Absoluta Relativa

Ingresos 79 032,92 89 499,18 10

466,26 13,24%

Costos y Gastos 69 982,87 69 982,87 0,00 0,00%

Excedente de Operación

9 050,06 19 516,32 10

466,26 116%

Base Tarifaria 267 395,93 267 395,93 0,00 -

Rédito para el desarrollo

3,38% 7,30% 3,91%


Del cuadro anterior se desprende que el ICE requiere un incremento en los ingresos para cubrir los costos, gastos y generar el rédito para el desarrollo de la empresa, por lo cual se recomienda ajustar las tarifas aumentando el total de ingreso de operación en un 13,24%, con este ajuste se obtendrían ingresos de ¢89 499,28 millones, generando un rédito para el desarrollo de 7,30% cercano al rédito de referencia.

d. Resultados financieros consolidados del ICE-Sector Electricidad

Los resultados financieros consolidados se encuentran en el Informe del sistema de distribución (ET-138-2012).

e. Efecto de la rentabilidad propuesta

Del análisis realizado en los apartados anteriores, con base en el rédito calculado y teniendo en consideración que la fijación tarifaria se centró en el año 2013, se concluye que el servicio de transmisión de electricidad

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del ICE, requiere un incremento en los ingresos totales de un 13,24%, dando como resultado un rédito para el desarrollo de 7,30%, igual al recomendado como adecuado para esta empresa . 6. Estructura tarifaria

Tarifa de transmisión de electricidad (T-TE) Aplicación: Para el transporte de electricidad al sistema de distribución del ICE, empresas distribuidoras y clientes directos del servicio de generación del ICE que retiren energía del sistema de transmisión. Cargo: ¢9,74 por cada kWh que retiren del servicio de transmisión del ICE. Tarifa de transmisión de electricidad (T-TEb)

Aplicación: Para el transporte de electricidad para los clientes directos del servicio de generación del ICE. Esta tarifa también podrá ser aplicada para los otros usuarios del Sistema de Generación, si así lo convienen las partes, por períodos de al menos un año. Cargo: $0,018 por cada kWh que retiren del servicio de transmisión del ICE. El porcentaje de incremento de la tarifa de transmisión es de 13,3% en colones y en dólares, con respecto a las tarifas vigentes.

II. Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en el

Resultando V de esta resolución, se indica lo siguiente:

1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, folios 3886 - 3902 del ET-137-2012. Los siguientes son los argumentos presentados por ACOGRACE y sus correspondientes respuestas:

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• Rechazar las solicitudes de aumento en las tarifas eléctricas del ICE presentadas

bajo los expedientes ET-136-137-138 y 139-2012 por considerar que el equilibrio del ICE

no se verá afectado con las tarifas vigentes.

El artículo No. 30 y 31 de la Ley 7593 indica que las empresas tiene la obligación de solicitar tarifa al menos una vez al año. No obstante, el hecho que una empresa regulada presente una petición tarifaria, no quiere decir que se le reconocerá tácitamente el porcentaje de ajuste tarifario solicitado. Para ello se lleva a cabo un análisis de los diferentes costos y gastos propuestos y el comportamiento en el tiempo de estos, además de las inversiones, rédito para el desarrollo, parámetros económicos y proyecciones de la demanda para el año en estudio. Para el caso específico del ICE, en la audiencia pública se indicó que además de revisar los costos propios de cada uno de los servicios del sistema eléctrico provisto por el ICE, se incluiría los costos y gastos en combustibles y lubricantes proyectados para el 2013, ya que de lo contrario no se podría establecer una tarifa para el servicio. Razón por la cual, a priori no se puede recomendar el mantener las tarifas vigentes a la fecha para cada servicio y mucho menos rechazar la petición sin el previo estudio.

• En caso de rechazar la petición anterior se solicita que la ARESEP:

o Realice un estudio para determinar que componentes del costo de inversión del

proyecto hidroeléctrico Pirris, no deben ser reconocidos.

o Garantice una mejora en la eficiencia en la prestación de los servicios del ICE

mediante la fijación de una meta de exportación de excedentes de al menos 7,6 mil

millones de colones.

o Realice el análisis tarifario considerando un aumento en las ventas del ICE del

5% y un tipo de cambio de 497,25 colones por US$.

Respecto a las exportaciones de energía eléctrica, la Intendencia de Energía estimó que aumentarán en relación al crecimiento de la generación de energía del país, garantizando que para el 2013, éstas muestren un crecimiento real. En lo que respecta al rubro de importaciones de energía, éstas se proyectaron en relación con el crecimiento de la demanda de energía definida por la Intendencia para el periodo 2013-2012. En lo que respecta a las ventas de energía (estimaciones de demanda) para el presente estudio tarifario, corresponden a las estimaciones que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario. Respecto al tipo de cambio, la Intendencia de Energía cuenta con sus propias estimaciones de tipo de cambio, las cuales se ajustan al comportamiento real del tipo de cambio. En este caso, el tipo de cambio promedio utilizado para el 2013 para las estimaciones económicas y financieras es de 507,72 colones por dólar.

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• Iniciar cuanto antes la fiscalización técnica del ICE y el resto de empresas

distribuidoras de electricidad del país

El artículo No. 6 de la Ley 7593 establece las obligaciones de la Autoridad Reguladora, entre las que resalta la de “Regular y fiscalizar contable, financiera y técnicamente, a los prestadores de servicios públicos, para comprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del servicio, ya sean las inversiones realizada, el endeudamiento en que han incurrido, los niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos percibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida”. En este sentido la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento a finales del primer cuatrimestre, tomando como insumo los estados financieros auditados de las empresas y lo aprobado por la ARESEP en la fijación tarifaria más reciente y de encontrar algún excedente, éste deberá de ser devuelto a los usuarios.

2. Asociación Cámara de Industrias de Costa Rica, folios 3903-3928, Asociación Costarricense de la Industria del Plástico (ACIPLAST), folios 3929-3957, Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham, folios 3943-3957, Cámara Nacional de Cafeteros, folios 3958 – 3970, Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (AZOFRAS), folios 3971-3986 y Cámara Costarricense de la Construcción, folios 3987-3999, todos del expediente ET-137-2012. Los siguientes son los argumentos presentados por la Cámara de Industrias de Costa Rica y sus correspondientes respuestas:

• Revisar y corregir las estimaciones de demanda para no subestimar ingresos y

afectar artificialmente las tarifas para los consumidores

Las estimaciones de demanda utilizadas en el estudio tarifario corresponden a las que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. En este sentido, es importante mencionar que aún cuando la petición tarifaria rige el 1 de enero del 2013, muchos de los datos que la respaldan son con corte a mayo del 2012 por parte de la petente, siendo una de las razones del porque existen diferencias entre lo proyectado y lo real. Otra razón puede ser explicada por un crecimiento real de la economía o de algún sector productivo por encima de la tendencia estimada por el BCCR, entre otras. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario.

• Revisar y ajustar los costos según la estimación realizada por la ARESEP en el

Estudio Técnico 905-DEN-2011.

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• Que se realice una liquidación anual de ingresos y gastos aprobados en la

fijación tarifaria al final de cada año, con el fin de eliminar el incentivo perverso que se

produce cuando se subestiman los ingresos y sobre-estiman los costos sin que medie una

liquidación.

• Se le solicita a la ARESEP un mayor control sobre los costos de operación del ICE,

de tal manera que efectivamente se logre el cumplimiento del rédito establecido por la

ARESEP y se asegure la sostenibilidad del servicio.

El proceso de ajuste tarifario que lleva a cabo la Intendencia de Energía está dividido en dos etapas, la ex-ante y post fijación tarifaria. La primera se caracteriza por definir una base de costos y gastos necesarios para proveer el servicio, lo cual obliga a definir un año base, en este caso 2012, del cual se parte para proyectar las diferentes erogaciones para el 2013, los cuales son realizados mediante ajustes de inflación u otros parámetros previamente definidos y justificados. En lo que respecta a la segunda etapa, la Intendencia es consciente que dicho proceso de seguimiento no ha sido el óptimo, motivo por el cual no se han llevado a cabo ajustes tarifarios de oficio posteriores al ejercicio fijado de antemano o incorporados en la siguiente fijación. En este sentido, la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento regulatorio en el primer cuatrimestre del 2013, con el objetivo de disponer de los elementos necesarios para determinar si la regulada utilizó los recursos obtenidos vía tarifa de manera eficiente, y de existir excedentes no justificados, éstos se le estarán reintegrando a los usuarios mediante ajustes tarifarios. En lo que respecta a los costos de operación del ICE, éstos representan un peso importante en la estructura de costos y gastos del sistema de eléctrico, motivo por el cual, se ha llevado a cabo un análisis del comportamiento histórico de cada uno de los rubros que lo integran, reconociendo sólo el porcentaje promedio de ejecución de los últimos años, esto con el fin de obligar a la empresa regulada a ejecutar lo solicitado de manera eficiente y evitar comportamientos de reconocimiento de costos recurrentes sin un debido control post tarifario. Los resultados de dicho análisis fueron incorporados en el presente estudio tarifario.

• Que la ARESEP realice urgentemente una valoración del impacto del esquema

de alquileres operativos, debido al efecto de costos crecientes que este mecanismo causa

en las tarifas.

La Intendencia de Energía es consciente del peso significativo que tiene en la estructura de costos y en la tarifa de la energía eléctrica el uso arrendamientos operativos para desarrollar proyectos de generación. En este sentido, la Intendencia les está solicitando a cada una de las empresas generadoras de energía la información financiera y los contratos respectivos para llevar a cabo un análisis de cada uno de los arrendamientos operativos existentes en el sub-sector, con el objetivo de buscar una alternativa regulatoria para mitigar el efecto que éste tipo de financiamiento no tradicional provoca sobre las tarifas eléctricas.

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• Que la ARESEP solicite una explicación detallada de los costos propuestos por el

ICE para el cargo por Servicio de Operación del Sistema Eléctrico Regional, y que en esta

fijación tarifaria utilice las estimaciones incluidas en el Estudio Técnico 905-DEN-2011.

La estimación de la cuenta de costos administrativos del EOR-OMCA por parte del ICE para el año 2013, fue de ₡9 835,64 millones, monto que se desglosa en los costos administrativos por ₡775,14 millones y la proyección del cargo complementario que corresponde al pago de la línea SIEPAC por el monto de ₡9 060,49 millones (folios 1653-1655). Conforme lo indica el ICE en el estudio tarifario, los costos administrativos corresponden a la participación del ICE en el MER. Los cargos mensuales por servicios de operación del sistema eléctrico regional (E.O.R) y por regulación del MER (C.R.I.E.), permiten financiar las operaciones de estos dos entes regionales (Resolución No. CRIE 01–2009) y el cargo complementario es la parte de los ingresos a recolectar que no son recuperados a través del cargo por peaje (el artículo 9.3.9 del Libro III del RMER). El ingreso autorizador, lo pagarán todos los agentes que inyectan o retiran energía, los agentes que realicen transacciones regionales pagarán un peaje operativo y sus congestiones, y los agentes que demandan o consuman energía en los mercados nacionales pagarán el cargo complementario (resoluciones CRIE-01-2011 y CRIE-02-2011, en las cuales se aprueba el Ingreso Anual Regional así como la metodología para su cálculo). En el presente estudio tarifario el ICE lo incorporó como un costo tarifario basado en el artículo 6 de la Ley No 9004 correspondiente a la Aprobación del II Protocolo al Tratado Marco (Gaceta No. 224 del 22 de Noviembre del 2011), que establece que los cargos por el uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerarán los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario. El peaje y cargo complementario cobrados a los agentes dedicados a la distribución se trasladarán a la demanda final. El EOR establece un cargo a pagar por el ICE por este rubro, que representa el único agente por Costa Rica y también se encuentra dedicado a la distribución, por lo que consideran que debe ser trasladado a la tarifa. Lo establecido en la Ley No. 7848 de aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo (Alcance 88 a La Gaceta 235 del 3 de diciembre de 1998), en relación con los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales, se encuentran en los artículos 12, 14, 24, 29, 32. Las resoluciones de la CRIE relacionadas con estos cargos pueden ser consultadas, por año, en el portal electrónico: http://www.crie.org. En el vínculo “Marco Regulatorio” / “Resoluciones CRIE”.

• Que la ARESEP proteja al consumidor exigiendo en el corto plazo al ICE una

estrategia de colocación de excedentes en el mercado regional que como mínimo cubra

los costos relacionados con la Línea SIEPAC.

En el presente estudio tarifario se está incluyendo los ingresos que reportan las exportaciones, así como, las estimaciones de energía provenientes de las importaciones. Adicional a lo anterior, se le está exhortando al ICE a llevar a cabo mayor cantidad de transacciones en el mercado eléctrico regional (MER), de tal manera que permita

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generar una menor cantidad de energía térmica y generar ingresos adicionales por medio de las exportaciones, restando presión en las tarifas eléctricas domésticas.

• Que ARESEP revise la proporcionalidad de los aumentos en el segmento de

generación con respecto al segmento de distribución y su efecto en la tarifa al usuario

final.

• Los costos de distribución tienen un impacto desproporcionadamente alto en la

tarifa al usuario final. Se le solicita a la ARESEP una comparación con otros países sobre

la estructura que debe guardar el costo de distribución con respecto al costo de los

segmentos de generación y transmisión.

Las fijaciones tarifarias responden a una estructura de costos y gastos para cada uno de los sistemas. Es importante indicar que el sistema de generación tiene repercusiones en los restantes sistemas (distribución y alumbrado público), ya que existe un proceso de encadenamiento de costos en la energía eléctrica que son transferidos a otras tarifas. En lo que respecta a la comparación de las tarifas con las que presentan otros países, es importante aclarar que éstas no son comparables a priori, ya que cada país dispone de factores de carga, matrices energéticas, niveles de demanda y condiciones climáticas diferentes.

• Aclarar la forma en que se otorga el aumento propuesto, ya que en la solicitud

se habla de tomar como base la resolución de febrero 2012 y se usan los datos de los

precios vigentes en agosto 2012.

En el caso que se menciona, la empresa eléctrica utilizó las tarifas que estaban vigentes en el momento que realizó su solicitud (febrero 2012); sin embargo, antes que la Autoridad Reguladora resolviera ya se había aprobado otro pliego tarifario (agosto 2012) y para los estudios de mercado y por consecuencia, para el cálculo de tarifas se debe utilizar el último pliego tarifario que se tenga en vigencia, lo cual implica que la base de cálculo y el resultado es diferente del solicitado inicialmente por la empresa.

• Se insiste en la necesidad de mejorar la metodología tarifaria estableciendo

indicadores de eficiencia operativa pues para la competitividad del país no es

conveniente que en 5 años con inflaciones cercanas al 5% se dupliquen las tarifas

eléctricas.

En los últimos años la inflación en Costa Rica ha estado direccionada bajo la metodología “Esquema de metas de inflación” por parte del Banco Central de Costa Rica, permitiendo con ello niveles de precios muy controlados (bajos). Si bien, muchos de los costos son indexados al Índice de Precios al Consumidor, existen una serio de erogaciones significativas que no responden a éste indicador, sino a fórmulas de ajuste, contratos, arrendamientos y factores externos entre otros, lo cual explica el crecimiento acelerado de las tarifas del sistema eléctrico en los últimos años.

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y

el mérito de los autos, lo procedente es incrementar las tarifas para el sistema de transmisión que presta el ICE; tal y como se dispone.

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POR TANTO:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora mediante artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012;

EL COMITÉ DE REGULACIÓN RESUELVE:

I. Incrementar la tarifa estampilla del servicio de transmisión del ICE en un 13,3%, a partir

del 1 de enero del 2013. II. Fijar la tarifa para el sistema de transmisión, la cual rige para los trasiegos originados a

partir de la publicación, según se detalla a continuación:

Tarifa de transmisión de electricidad (T-TE) Aplicación: Para el transporte de electricidad al sistema de distribución del ICE, empresas distribuidoras y clientes directos del servicio de generación del ICE que retiren energía del sistema de transmisión. Cargo: ¢9,74 por cada kWh que retiren del servicio de transmisión del ICE. Tarifa de transmisión de electricidad (T-TEb) Aplicación: Para el transporte de electricidad para los clientes directos del servicio de generación del ICE. Esta tarifa también podrá ser aplicada para los otros usuarios del Sistema de Generación, si así lo convienen las partes, por períodos de al menos un año. Cargo: $0,018 por cada kWh que retiren del servicio de transmisión del ICE. El porcentaje de aumento de la tarifa de transmisión es de 13,3% en colones y en dólares, con respecto a las tarifas vigentes. b. Presentar al 31 de enero del 2013, un informe con las condiciones técnicas, financieras y económicas que justifiquen la utilización de fuentes de financiamiento no tradicional (arrendamientos) para llevar a cabo proyecto de transmisión de energía. Además, de la información financiera, hojas de Excel con los respectivos enlaces de cada uno de los cálculos (cuota de arrendamiento, tasa implícita, plazo, flujo, cláusulas de renegociación, contratos, etc.) de cada uno de los arrendamientos que ICE tiene actualmente.

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c. Presentar un informe que permita amarrar los proyectos desarrollados por el ICE para el sistema de transmisión con el nivel de rédito para el desarrollo que le fue aprobado por la ARESEP para el periodo 2012 y para los proyectos propuestos para el 2013. Dicho informe debe presentarse el 31 de enero del 2013. d. El siguiente estudio tarifario ordinario para los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público deberán de ser calculados como mínimo con cifras reales al mes de setiembre del cada año. Por ejemplo para la petición tarifaria del 2014, el estudio propuesto por parte del ICE con cifras reales a setiembre del 2013. e. Indicarle al ICE, que en la próxima petición tarifaria para el servicio de transmisión de electricidad debe: a. Incluir un cuadro con la información de fecha de inicio y los kWh que se proyecta generarán los nuevos proyectos de generación eléctrica de las empresas distribuidoras y que utilizarán las líneas de transmisión del ICE; que aumentarían los kWh y los ingresos del ICE por transmisión eléctrica. b. Justificar los gastos históricos (2 años anteriores al año base) que crecen por encima de la inflación con detalles amplios por ejemplo número de funcionarios contratados, salarios de los mismo, tipo de contratación, facturas o cualquier otro comprobante que permita verificar su crecimiento. c. Presentar el análisis y la justificación de los gastos del estado de resultados bajo el formato que se presenta a continuación:

I Periodo II Periodo Total I Periodo II Periodo Total I Periodo II Periodo Total

Nota: Los periodos deben comprender el mismo rango de meses para que sean comparables. Además, los años completos (enero a dicembre) deben coincidir con los estados financieros auditados.

Año x-2 (histórico) Año x-1 (histórico) Año x (Base)Detallle por objeto de gastos

Proyección año x+1


El cuadro anterior debe presentarse en Excel, debidamente formulado, adjuntado otras hojas

electrónicas de cálculo con el fin de corroborar los cálculos que se detallen del año base (x) e ir acompañado de:

i. Análisis y justificación de los gastos que crecen por encima de la inflación del año base,

comparado con los últimos dos años reales. ii. Metodología de proyección del año base si así lo requiere y de los siguientes que se van

a estimar. iii. Justificación de los gastos por partida o subpartida que se espera crezcan por encima de

la inflación en los años posteriores al año base.

1028-RCR-2012 40

iv. Incluir un análisis de los gastos no recurrentes y los centros de servicio en este mismo formato.

v. Explicar las diferencias que se presenten entre la base de proyección y los resultados

según el Estado de Resultados Auditado. d. Presentar un cuadro de consolidación de los gastos por centro de servicio, que

permita validar los montos por este concepto asociados a cada cuenta del estado de resultados, además la metodología de proyección y distribución de estas cuentas en las que refleja el estado de resultados. Esta información debe presentarse tanto en Word como en Excel (debidamente formulada para poder determinar cómo se obtuvieron los resultados).

e. Aclarar a cuales disposiciones jurídicas se refiere la justificación del objeto de gasto

Útiles y Materiales de Resguardo y Seguridad (O.G. 182) de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, que le permite hacer “Erogaciones que se destinan a

satisfacer necesidades públicas de diversa índole, sin que exista una contraprestación de

bienes, servicios o derechos a favor de quien transfiere los recursos”. Además debe cuantificar el incremento de esta cuenta por este concepto.

f. Eliminar de a base de proyección de gastos cuentas con saldos negativos. g. Realice un análisis antes de variar los conductores de los centros de servicios, ya que

según se detalla en las justificaciones de gastos hay mucha variabilidad en los mismos. h. Cuando se reasignen gastos compartidos se debe presentar un cuadro en donde se

demuestre claramente el efecto en todas las cuentas afectadas, por ejemplo centro de servicio 917.

i. Corregir el monto por concepto de mantenimiento de la Línea de Transmisión

Liberia-Papagayo-Nuevo Colón. j. Presentar un desglose detallado de los montos que significa el desarrollo de los

fideicomisos de la P.T. Garabito y de la P.G. Las Pailas para cada uno de los sistemas en los que realizó construcción, como lo es el sistema de generación y el sistema de transmisión y su impacto sobre las cuotas de arrendamiento.

k. Se debe solicitar al ICE remitir a la Autoridad Reguladora con al menos tres meses de

antelación a su solicitud de reajuste tarifario un informe resumen del avance o estado de las obras ejecutadas de su programa de inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora, con los formatos actualmente empleados.

l. Presentar un detalle de los ingresos generados por la transmisión de energía

regional, utilizando la Línea SIEPAC. m. Presentar la información correspondiente y el detalle de la metodología de cálculo

de los costos administrativos EOR-OMCA y cargo complementario en cuentas separadas.

1028-RCR-2012 41

Presentar un estudio por parte de los auditores externos, sobre el criterio contable

utilizado por el ICE para el registro de la partida de los cargos complementarios de la línea SIEPAC, que considere la aplicación de Normas Internacionales de Información Financiera, el fundamento jurídico, las resoluciones de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, y la participación accionaria del ICE en la Empresa Propietaria de la Línea de Transmisión.

IV. Establecer, con base en el artículo 34 de la Ley 7593 y sus reformas, que las tarifas rigen

a partir del día natural siguiente al de su publicación. En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos. De conformidad con el artículo 346 de la L. G. A. P., los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley. NOTIFÍQUESE.

LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE

CONSTANCIAS DE NOTIFICACIÓN Se notifica la resolución anterior, al Instituto Costarricense de Electricidad en el lugar o medio señalado en el expediente: FAX 2296-1638. Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012. Se notifica la resolución anterior, a Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía en el lugar o medio señalado en el expediente: Sede de la Cámara de Industrias de Costa Rica, Cuarto Piso, ubicada 350 metros sur de la Fuente de la Hispanidad, San Pedro de Montes de Oca, San José, al correo electrónico [email protected], al fax 2592-5151, o al apartado postal 1382-7050. Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012.

1 vez.—O. C. N° 7044-12.—Solicitud N° 775-151-2012.—C-2185820.—(IN2012117676).

1029-RCR-2012

RESOLUCIÓN 1029-RCR-2012 San José, a las 8:15 horas del 21 de diciembre de 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA PETICIÓN TARIFARIA PRESENTADA POR EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD PARA EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA


RESULTANDO:

I- Que el 14 de setiembre del 2012 mediante el oficio 5407-104-2012 el Instituto

Costarricense de Electricidad (ICE) presentó su solicitud de ajuste tarifario por medio del señor Francisco Garro Molina, en su calidad de Director con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (según personería jurídica incluida en el folio 33), solicita un ajuste promedio en las tarifas del servicio de distribución de electricidad, cuya concesión fue otorgada mediante la Ley 449 de creación del ICE con una vigencia de 90 años a partir de su promulgación en 1948.

II- Que el 10 de octubre del 2011 mediante el oficio 1116-DEN-2012 la Intendencia de Energía,

le otorgó admisibilidad formal a la solicitud presentada por el ICE. (Folios 695-696).

III- Que la convocatoria a la audiencia pública, se publicó en La Nación del 1° de noviembre de 2012 y La Republica del 2 de noviembre de 2012 y en La Gaceta 214 del 6 de noviembre de 2012 (folios 716-717).

IV- Que la audiencia pública se llevó a cabo el 5 de diciembre de 2012, según consta en el

acta visible al expediente. V- Que de conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del

Usuario en el Informe de Instrucción, que consta en el expediente, se presentaron las posiciones u oposiciones siguientes:

a. La Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE) b. La Asociación Cámara de Industrias y Comercio. c. Asociación Costarricense de la industria del Plástico d. Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham e. Cámara Nacional de Cafetaleros f. Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (ASOFRAS) g. Cámara Costarricense de la Construcción VI- Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011,

celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las

tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten

contra sus actuaciones”.

1029-RCR-2012 2

VII- Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011, atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VIII- Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

IX- Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

X- Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

XI- Que el Comité de Regulación en su sesión número 249 de las 8:00 horas del 21 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XII- Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del Oficio 097-DEN-2012 / 120730 del 20 de diciembre de 2012, que sirve de base

para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

IV. ANÁLISIS REGULATORIO En este apartado se presenta el análisis regulatorio de la solicitud tarifaria del ICE, para el servicio de distribución de electricidad. 1. Parámetros utilizados Parámetros utilizados por la Intendencia de Energía Las proyecciones de los parámetros económicos utilizados por la Intendencia de Energía para los respectivos estudios tarifarios y otras actividades que lo ameriten, han sido elaboradas tomando como referencia el diagnóstico de la situación económica presentada por el Banco Central de Costa Rica en su Programa Macroeconómico 2012-2013


Fondo Monetario Internacional, así como, las expectativas de inflación y variación de tipo de cambio plasmadas en las diferentes encuestas formuladas por el BCCR.


1029-RCR-2012 3

En lo que respecta a la proyección de la inflación externa, se tomó como base las estimaciones realizadas por el Fondo Monetario Internacional


extraídas de la página electrónica del Bureau of Labor Statistic de los Estados Unidos de Norteamérica. Comportamiento macroeconómico y proyecciones según el BCCR El BCCR en su Programa Macroeconómico 2012-2013 y su respectiva revisión estableció como objetivo de inflación un 5% para los años 2012 y 2013, en ambos casos con un rango de tolerancia de ±1 punto porcentual (p.p.). La proyección de inflación propuesta por el Ente emisor está encaminada en avanzar, gradual y ordenadamente, hacia un esquema monetario de metas de inflación, en procura de ubicar la inflación, en el largo plazo, en niveles similares a los que presentan los principales socios comerciales del país (entre 3% y 4% anual). En el plano interno, existen ciertas presiones en los precios internos como consecuencia de factores como el elevado déficit fiscal, una mayor competencia por el ahorro financiero, así como, de los riesgos exógenos provocados por la inestabilidad en la situación europea y conflictos geopolíticos en Oriente Medio. Aunado a lo anterior, las expectativas de la economía costarricense para el 2012 apuntan a un incremento moderado en el precio de materias primas. En el caso del petróleo, aún cuando se disponía de un acuerdo de liberación de reservas por parte de países miembros de la Agencia Internacional de Energía y el aumento en producción acordado por la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio se ha visto afectado por políticas especulativas, provocando presiones alcistas asociadas con factores geopolíticos en Oriente Medio y climáticos, permitiendo expectativas de que la cotización promedio de hidrocarburos se ubique en torno a EUA$ 118 por barril para el 2012 y una leve reducción para el 2013 según los precios futuros en los mercados internacionales. De acuerdo con las proyecciones internacionales, las posibilidades de una mayor expansión de la producción por la vía de las exportaciones están limitadas, siendo por tanto la demanda interna el impulsor del crecimiento interno durante este período. En este contexto el PIB crecería alrededor de un 3,8% en el 2012 y un 3,5% en el 2013, resaltando rubros como construcción pública como privada enfocada en obras de mejora portuaria, almacenaje de combustibles, modernización de la planta de refinería de petróleo, construcción de carreteras y puentes y proyectos hidroeléctricos. A la fecha el comportamiento de la economía ha mostrado una leve recuperación, según el IMAE, siendo la inflación acumulada al mes de octubre de 3,42%, mientras que la inflación interanual resultó de 4,68%, aún cuando las expectativas de inflación siguen estando anclada en un 5% ±1 En lo que respecta al tipo de cambio, según lo establece el Programa Macroeconómico 2012-2013, el cual BCCR mantendrá su compromiso con los parámetros de la banda cambiaria en el corto plazo, sin que ello limite continuar con la transición, gradual y


1029-RCR-2012 4

ordenada, hacia la flotación cambiaria y así cumplir uno de los prerrequisitos en el proceso de avance hacia un esquema monetario de metas de inflación. De acuerdo con lo anterior y dada la gran incertidumbre que impera en un mercado como el cambiario, el cual responde de conformidad con la cantidad de divisas (demanda de divisas– oferta de divisas) en la economía, inversión extranjera directa y la especulación en el corto plazo, la Intendencia de Energía proyectó que la depreciación del colón respecto al dólar será cercana al 3,40% para el año 2012 y 3,70% para el 2013, lo anterior basado en la teoría económica y la evidencia empírica que señalan que la presencia de un desequilibrio fiscal, lleva a un desequilibrio similar en la cuenta corriente de la balanza de pagos dada la presión que el gasto público ejerce, por lo que el ensanchamiento de esta brecha genera conlleva un efecto macroeconómico que puede derivar en inestabilidad cambiaria. Actualmente, el comportamiento del tipo de cambio ha presentado una tendencia contraria a la propuesta por la ARESEP durante el año, ya que a octubre ha sufrido una apreciación del colón con relación al dólar del 2,91%, comportamiento explicado en parte por una mayor oferta de divisas en el mercado local, la intervención en el mercado de divisas del Ente emisor y a políticas de endeudamiento de los diferentes actores en moneda extranjera (dólar), provocando por ende, un efecto amortiguador para los consumidores de energía, dado que no trasfiere presiones vía costos a las tarifas de los servicios que prestan las empresas del mercado energético. En lo que respecta a la inflación externa (Índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos), éste ha sido, en promedio, cercana al 2,27% (promedio simple de largo plazo - últimos 5 años-). No obstante, la economía estadounidense ha resentido los efectos de la crisis económica que arrastró la economía mundial los últimos años. Si bien es cierto, la inflación acumulada de los últimos dos años, a saber 2010 y 2011 ha sido de 1,50% y 2,96% respectivamente, es de esperar que para los años 2012 -2013 según las estimaciones del Fondo Monetario Internacional (Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf), que la inflación de los EEUU se ubique cercana al 2,0% y 1,30% respectivamente. En el siguiente cuadro resumen, se puede observar el comportamiento de los índices antes mencionados y el porcentaje de apreciación del colón respecto al dólar, siendo estos parámetros los utilizados por la Autoridad Reguladora en los respectivos estudios tarifarios y otras acciones.

Cuadro No. 2

Índices de Precios y Tipo de Cambio Utilizados por la Autoridad Reguladora Porcentajes de Variación Anuales (%)

Periodo 2010-2014

1029-RCR-2012 5


1,50% 2,96% 2,77% 1,30% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -9,39% 0,05% -2,37% 3,70% 3,70%


1,64% 3,16% 2,21% 1,59% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -8,41% -3,20% -0,94% 1,66% 3,70%

INDICES 2010 2011 2012 2013 2014





2. Análisis del mercado


Como parte del análisis realizado por la Intendencia de Energía (IE), se procedió a evaluar las variables que integran el estudio de mercado del servicio de distribución de electricidad presentado por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Los aspectos más sobresalientes de la evaluación se detallan a continuación:

i. Según proyecciones del ICE, para el año 2013, año para el cual se solicita el

ajuste, la estructura de costos y gastos, presenta un incremento con relación al 2012 en

el orden de 4% equivalente a ¢10 113,4 millones

ii. El sistema de distribución tiene como objetivo solicitar un rédito para el

desarrollo de 6,45%. Con lo expuesto en a, el rédito para el desarrollo a tarifas actuales

del 2013 es de -1,03% para el sistema de distribución, lo que justifica solicitar un

aumento promedio en las tarifas de 11,94 % con el objeto de alcanzar un rédito de

referencia del 6,45%.

iii. Los ingresos generados con el aumento tarifario solicitado, equivalentes a ¢34

670 millones, permitirían atender los costos y gastos operativos propios del sistema y el

efecto de los incrementos de los sistemas de generación y transmisión (denominado

efecto GENTRA), así como el costo de las distintas fuentes utilizadas para financiar el

desarrollo actual y futuro, específicamente para enfrentar la deuda y el aporte propio al

plan de inversiones.

iv. El ICE solicita este aumento a partir del 1 de enero del 2012, con la siguiente

distribución:

1029-RCR-2012 6

Cuadro No. 3 Sistema de distribución, ICE

Petición tarifaria. 2013.

Tarifas Descripción % de ajuste

T-REResidencial: Para consumo residencial (casas de

habitación y apartamentos)11,81%

T-GEGeneral: Para industrias, comercios y locales

donde se suministran servicios12,69%

T-CS Preferencial de carácter social 21,49%

T-MTa Media tensión (colones) 11,81%

T-MTb Media tensión (dólares) 0,00%

11,94%Ajuste del Sistema

v. El estudio de mercado del ICE presenta datos reales hasta junio del 2012 y se estima el

resto del período; de julio de 2012 hasta diciembre de 2014. En el procedimiento

descrito en la solicitud, se indica que para las proyecciones se consideran las series

históricas de ventas de energía en unidades físicas por sector de consumo de enero de

1994 a junio de 2012. El análisis de estas series de tiempo se hizo con el paquete

econométrico Eviews hasta encontrar el modelo de mejor ajuste.

vi. Los ingresos mensuales del sistema de distribución con tarifas vigentes resultan

de multiplicar la estimación de ventas de energía y potencia de cada tarifa, por el precio

aprobado por la Autoridad Reguladora.

vii.Para calcular los ingresos propuestos del 2013 se tienen dos tarifas: 1) Tarifa publicada el

1° de febrero del 2012 en la Gaceta No. 23 y 2) Tarifa publicada el 16 de agosto del 2012

en la Gaceta No. 157. El aumento en las tarifas propuestas no contempla el incremento

en las tarifas por reconocimiento de combustibles del 2011. La tarifas que se aumentan

a partir del 1° de enero del 2013, es la tarifa publicada el 1° de febrero del 2012. Para

obtener la tarifa propuesta se obtuvo la diferencia entre las dos tarifas para cada precio.

Se aplicó el aumento solicitado a la tarifa del 1° de febrero a partir del 1° de enero del

2013 y al resultado se le sumó la diferencia entre las dos tarifas del 1° de enero al 3 de

marzo del 2013.

b. Situación actual del mercado

El ICE brinda el servicio de electricidad en promedio a 680 4753 clientes directos, de los cuales el 87,12% son residenciales, el 12,20% son comerciales y el resto corresponde a industriales (0,68%).

3 Datos reales de la IE a octubre del 2012.

1029-RCR-2012 7

Por ser el sector residencial el de mayor peso relativo, es importante analizar su composición. El 67% corresponden a los clientes que se ubican en el bloque de consumo de menores a 200 KWh, quienes consumen el 41,5% de la energía del sector, seguido por los clientes del bloque de 201-300 kWh que significan el 22% y que demandan el 29,1% de la energía del sector, continuando con los clientes del bloque de 301 a más kWh que representan el 11% y que su consumo corresponde al 29,4% de la energía. Según la IE los abonados de la empresa muestran una tasa de crecimiento promedio anual para el período 2007-2011 del 3,6%; índice muy parecido al mostrado por todo el sistema eléctrico nacional según el ICE de 2,6%.

c. Resultados del mercado de la Intendencia de Energía y comparación con resultados del ICE.

La Intendencia de Energía actualiza las cifras de ventas a abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando esos datos. Asimismo se actualizan a octubre los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión.

Al realizar las estimaciones del sistema de distribución ICE, la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido de enero 2002 a octubre de 2012. Para ello se empleó el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado.

Para el cálculo de los ingresos, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la estructura mostrada con información disponible para el año 2012 (enero a agosto) y 2011 (septiembre a diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario vigente.

Según pliego tarifario, las estimaciones de ventas en unidades físicas del estudio de mercado de la IE y del efectuado por el ICE, son muy similares. A excepción de la tarifa Preferencial de Carácter Social (T-CS), no existen diferencias superiores al 2%. Para el caso de la tarifa T-CS las diferencias son en promedio cercanas al 4%. Al enfrentar las proyecciones de ICE para los meses de julio a octubre con la información real para los abonados que aplican a esta tarifa y para el mismo periodo, se evidencia una sobrestimación promedio del 9% por parte del ICE. En cuanto a los ingresos vigentes que obtendrá el ICE para 2013 según la Intendencia de Energía, esta dificulta su comparación con la proyección realizada por el ICE, ya que utilizan tarifas distintas para el cálculo pertinente. IE utiliza como pliego de tarifas vigente el publicado en La Gaceta N°219, Alcance 178 del 13 de noviembre de 2012. Indicado lo anterior, la Intendencia de Energía proyectó ingresos para el sistema de distribución del ICE de ¢277 365 millones para el año 2012 y de ¢289 752 para 2013.

1029-RCR-2012 8

Con base en las estimaciones de la Intendencia de Energía se crean dos escenarios. El primer escenario no contempla el concepto de gastos de combustibles por generación térmica, para este se propone un incremento promedio del 2,23% en el sistema de distribución del ICE, el cual se desglosa de la siguiente manera: 2,6% en residencial, 1% en general, 8% en la tarifa de carácter social y para media tensión del 3%. El segundo escenario incluye el factor de gastos por combustibles por la generación térmica. Se propone un incremento promediado del 13%, que se desglosa entre las diferentes tarifas de la siguiente manera: Residencial 13,3%; General 11,7%; Preferencial de Carácter Social 18,7% y de 13,7% para Media Tensión. Los ingresos que se esperan alcanzar con tarifas vigentes y los escenarios propuestos se presentan en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 4

Sistema de distribución, ICE Estimación de ventas anuales de energía a los abonados directos,

ingresos vigentes y propuestos por la IE.


AÑO VENTAS GWH ING.VIG ING.PROP

(sin combustibles) ING.PROP

(con combustibles)

2012 3 330,8 277 368,0 277 368,0 277 368,0

2013 3 443,1 289 751,7 296 214,1 327 415,7

Fuente: Autoridad Reguladora.

Al analizar las estimaciones del segundo escenario (considera gasto en combustibles) por tipo de tarifa propuesta, se aprecia que para el 2013 la tarifa T-RE (residencial) representa el 38,7% de las ventas de las empresas y aporta el 39,1% de los ingresos propuestos; la T-GE (general), el 24,7% de las ventas y el 30,3% de los ingresos; la T-MT (media tensión), el 29,9% de las ventas y el 26,2% de los ingresos. Las tarifas de menor peso relativo son: la T-CS (preferencial de carácter social) y T-AP (alumbrado público); las ventas de la primera son del 3,9% y los ingresos del 2,7%; mientras que para la segunda, las ventas son del 2,8% y los ingresos del 1,7%.

1029-RCR-2012 9

Análisis de inversiones, activos a capitalizar y retiros

a. Análisis del plan de inversiones del sistema de distribución

Según lo indicado en los folios 612 a 616 del expediente ET-138-2012, el ICE proyectó desarrollar para el periodo 2012-2014, una serie de obras en el servicio de distribución con una inversión proyectada como se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 5

Sistema de distribución, ICE Programa de inversiones


Proyectado ICE 2012 2013 2014

Micro inversiones 7 072,6 8 373,7 7 045,5

Macro inversiones 17 604,9 24 720,4 22 928,1

Otros activos para operación 5 955,7 6 506,6 8 251,9

Total 30 633,2 39 600,7 38 225,5 Fuente: folios 612-616 del ET-138-2012

Del cuadro anterior se desprende que las micro inversiones corresponden al crecimiento vegetativo de la red de la empresa y las macro inversiones comprenden dos aspectos principales: las obras para el mejoramiento de la calidad y las obras de desarrollo, específicamente la expansión de la red y aumento de la capacidad técnica de la red. Por su parte, el segmento denominado “Otros Activos de Operación” considera inversiones en herramientas y equipos necesarios para la construcción de las obras y la operación y mantenimiento del sistema de distribución. Dentro del esquema anterior, las macro inversiones representan aproximadamente un 57,5%, 62,4% y un 60,0% del total de inversiones proyectadas para los años 2012, 2013 y 2014 respectivamente, esto debido a que contempla las obras de mayor impacto en el sistema de distribución. Lo anterior, debido a que en macro inversiones se proyectan principalmente: el cambio y reconstrucción de alimentadores, la instalación de equipos de protección y de reguladores de voltaje, la instalación de equipos de comunicación y de medidores de curva de carga, que implican mayores costos. El siguiente cuadro muestra la distribución porcentual del plan de inversiones proyectado por el ICE en el periodo de estudio

1029-RCR-2012 10

Cuadro No. 6

Sistema de distribución, ICE Distribución del plan de inversiones

Periodo 2012-2014

Proyecto 2012 2013 2014

Micro inversiones 23,1% 21,1% 18,4%

Macro inversiones 57,5% 62,4% 60,0%

Otros activos para operación 19,4% 16,4% 21,6%

Total 100,0% 100.0% 100,0% Fuente: ARESEP. Elaboración propia a partir de folios 612-616 del expediente ET-138-2012

b. Ejecución de inversiones de periodos anteriores

Para el procedimiento de evaluación de la ejecución de inversiones, se consideró el periodo comprendido entre el 2007 y el 2011. El porcentaje de ejecución es el resultado de la relación entre el total de inversiones ejecutadas por el ICE y las inversiones reconocidas por la ARESEP para el periodo indicado. En el presente estudio el porcentaje de ejecución reconocido para dicho periodo, de conformidad con los procedimientos establecidos en el oficio 348-DEN-2009, corresponde a un 100%, tal y como se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 7

Sistema de distribución, ICE Montos de inversión reconocidos y montos ejecutados


Periodo Reconocido por ARESEP

Ejecutado por ICE

Porcentaje ejecución

Porcentaje máximo de ejecución

del periodo total

2007 7 556,0 14 010,3 185,4%

2008 8 128,0 19 477,4 239,6%

2009 34 914,0 28 859,0 82,7%

100,0% 2010 34 461,8 29 373,3 85,2%

2011 33 283,0 28 845,3 86,7%

Total del 118 342,8 120 565,3 101,9%

1029-RCR-2012 11

Periodo Fuente: folio 161 del ET-175-2010, folio 135 del ET-141-2011 y folio 102 del ET-138-2012

Del cuadro anterior se desprenden las siguientes observaciones:

a. El ICE obtuvo una sub-ejecución según los montos de inversión reconocidos durante el periodo 2009 a 2011. Los montos sub ejecutados corresponden con los indicados en los informes del ICE de ejecución de inversiones, mediante el oficio 0510-1074-2010, 0510-770-2011 y 0510-667-2012.

b. De conformidad con lo indicado en el numeral 2 inciso b. del Por Tanto VII, de la Resolución 319-RCR-2011, en el caso de contar con sub ejecución de inversiones se deben indicar las justificaciones técnicas correspondientes.

c. Para el caso de la sub-ejecución del 2011, según el folio 685 el ICE presenta las siguientes justificantes:

ii. Algunas de las obras no fueron completadas por modificación de rutas buscando la

optimización de recursos, lo cual ha obligado a rediseñarlas.

iii. Se ha rediseñado ciertas obras para ajustarlas a la situación deseada o pretendida por

clientes interesados o afectados y/o propietarios. Lo anterior, ha demando una labor de

negociación casi permanente que incide en retraso y reprogramación de obras

señaladas.

iv. En años recientes la coordinación con instituciones relacionadas con las vías nacionales,

tales como el Consejo Nacional de Concesiones (CNC) y el CONAVI se ha incrementado y

por ende, se requieren más permisos que en algunos casos retrasan la ejecución de las

obras.

v. El tener que realizar avalúos por afectación de propiedades es un elemento que se

adiciona al retraso en la ejecución de obras, dado que el tiempo en que se resuelven, no

está bajo el control de nuestro personal.

vi. Otro aspecto que afecta es la necesidad de llevar a cabo contratos, convenios, acuerdos,

etc., ya que dados los requisitos e involucrados, el control del tiempo escapa al alcance

de nuestro personal.

vii. Entrega tardía de materiales por parte de los proveedores.

viii. Entrega de materiales con incumplimiento de especificaciones.

ix. Condiciones climáticas.

1029-RCR-2012 12

x. Condiciones de acceso.

xi. Ejecución de las obras. Lo anterior permite concluir que el ICE está proyectando obras en el plan de inversiones sin una debida planificación, lo cual obliga a la postergación de las obras, atrasos o ejecución parcial, según se observa en las justificaciones anteriores, y en las indicadas en los folios 595 y siguientes. De igual manera, en el caso de las obras postergadas, no se indicó el plazo de su ejecución final, lo anterior se observa tanto en los folios 595 y siguientes como en el informe de ejecución de inversiones según el oficio 0510-667-2012.

c. Inversiones reconocidas

En el proceso de ajuste de las inversiones proyectadas por el ICE, se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

1. No se da cumplimiento con lo indicado en el numeral l del Por Tanto III de la Resolución 744-RCR-2011 que indica lo siguiente y que se le previno de presentar mediante oficio 1050-DEN-2012: “ III Indicar al ICE que en el próximo estudio tarifario para el sistema de distribución

deben:

(…….) a. Cumplir con los requerimientos establecidos en el numeral II del Por Tanto XLII de la

RRG-1310-2000, que trata sobre las estadísticas (en micro inversiones) y niveles de calidad

existentes y esperados con las justificaciones correspondientes (en macro inversiones). Las

obras contempladas en el plan de inversiones que incumplan los aspectos indicados en dicha

resolución se tendrán por no justificados.”

b. Por consiguiente, dado lo anterior, en el plan de inversiones propuesto por el ICE en

el presente estudio, en lo que corresponde a las micro inversiones (crecimiento vegetativo) y

las obras en macro inversiones relacionadas con el mejoramiento de los niveles de calidad,

se consideran como no justificadas, por lo que no procede el reconocimiento de las partidas

correspondientes.

Para efectos de lo anterior se consideró lo siguiente: I. En micro inversiones: a. Los datos estadísticos con valores anuales correspondientes a los últimos cinco años.

1029-RCR-2012 13

II. En macro inversiones

a. Para los equipos de protección:

� Características técnicas y nivel de calidad existente en la zona o circuito donde se instalará el equipo (frecuencia y duración de interrupciones).

� Causas y motivos del nivel de calidad (razones geográficas que dificultan el acceso al lugar, lejanía de la ubicación del centro de operación más cercano y otros).

� Nivel de calidad esperado con el equipamiento proyectado a instalar

b. Para los equipos de regulación de voltaje:

� Características técnicas del circuito donde se instalará el equipo.

� Nivel de calidad del voltaje del circuito (con estudios realizados: mediciones de voltaje a nivel primario y secundario, carga instalada y potencia instalada, capacidad del circuito)

� Nivel de calidad del voltaje esperado con la instalación del equipo de regulación de voltaje. Para el periodo de estudio, considerando los parámetros económicos de la Autoridad Reguladora (tipo de cambio e inflación interna y externa), y las deducciones supracitadas, se reconocen las inversiones proyectadas en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 8

Sistema de distribución, ICE Monto de inversión reconocidas


Proyecto 2012 2013 2014

Activos fijos en operación 16 380,5 23 559,5 22 436,0

Otros activos en operación 5 918,3 6 424,0 8 175,3

Total 22 298,8 29 983,6 30 611,3

Fuente: ET-138-2012 y elaboración propia

d. Capitalización de activos

Para efectos del ajuste, se tomaron las siguientes consideraciones: Se aplicó sobre las partidas reconocidas (Cuadro No. 3), el porcentaje máximo de ejecución del periodo total contemplado en el cuadro No. 2 (periodo 2007-2011). En el presente estudio es de un 100%, el cual es conforme con los procedimientos establecidos en el oficio 348-DEN-2009.

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Por consiguiente la capitalización de activos queda esquematizada en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 9

Sistema de distribución, ICE Adición de activos Periodo 2012-2014


2012 2013 2014

Activo fijo en operación 16 380,5 23 559,5 22 436,0

Otros activos de Operación 5 918,3 6 423,9 8 175,3

Total 22 298,8 29 983,5 30 611,3


El siguiente cuadro muestra la adición de activos, según proyecciones del ICE y el reconocimiento por parte de la ARESEP.


Adición de activos propuestos por el ICE y reconocidos por ARESEP Periodo 2012-2014


2012 2013 2014

Total adición de activos según ICE 32 528,7 35 171,9 37 336,9

Total adición de activos según ARESEP 22 298,8 29 983,5 30 611,3

Diferencia 10 229,9 5 188,4 6 725,6

Fuente: folios 513, 520 del ET-138-2012 y elaboración propia

e. Retiro de activos

Para los años 2012 al 2014 el ICE presentó el siguiente detalle de retiro de activos:

Cuadro No. 11

Sistema de distribución, ICE Retiros de activos


Tipo 2012 2013 2014

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Activo fijo en operación 864,1 1 769,0 1 292,2

Otros activos en operación 56,0 36,2 36,2

Total de retiros 920,1 1 805,2 1 328,4

Fuente; Folio 525-592 del ET-138-2012

De acuerdo con el cuadro anterior, el monto de retiros para el sistema de distribución es de ¢1 805,2 millones. Según se observa en los folios 525 al 592, se realizó retiros por región, según el plan de inversiones proyectado. 3. Retribución al capital A continuación se muestra el cálculo del rédito para el desarrollo y la base tarifaria para el servicio de distribución que presta el Instituto Costarricense de Electricidad.


Según la metodología tarifaria vigente, los ingresos de operación (precio promedio multiplicado por las cantidades vendidas de energía, más otros ingresos), deben ser iguales que la suma de los gastos tarifarios, más el rédito de desarrollo o rentabilidad en términos absolutos (monetarios); de tal modo que esta última variable determina en gran medida el nivel de las tarifas. El ICE propone, en primera instancia, un rédito para el desarrollo promedio para el 2013 del 6,70%, según el siguiente detalle: sistema de generación = 6,66%; sistema de transmisión = 7,30%; sistema de distribución = 6,45% y sistema de alumbrado público = 6,01%, según se detalla en el Informe “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector Electricidad y los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público de agosto 2012” Para obtener una tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo que sirva como parámetro para esta fijación tarifaria, la Intendencia de Energía utilizó el modelo Promedio Ponderado del Costo de Capital (WACC por sus siglas en inglés) y el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés). El primero de estos modelos indica que la tasa de rentabilidad de la empresa, se obtiene ponderando las tasas del costo del capital propio y del costo de la deuda. Este último se puede obtener, por ejemplo, como el costo marginal del endeudamiento (v.g. tasa de interés del último crédito obtenido); como el costo promedio ponderado de los diferentes préstamos que tiene la empresa o como la razón del costo de la deuda entre el pasivo promedio. El Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizado para calcular el costo del capital propio, señala que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado con éste y pueden ser separados en dos grandes componentes:

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los relacionados con el mercado en su conjunto (riesgo sistemático) y los derivados de las inversiones específicas (riesgo específico)

4. Este modelo es consistente con la

política regulatoria que contempla como uno de sus objetivos básicos la sostenibilidad del servicio, dado que esto implica entre otras cosas, garantizar un rendimiento sobre el capital invertido que haga atractivas las inversiones en el sector, lo cual además es consistente con lo establecido en la Ley 7593 que regula los servicios públicos en nuestro país. Para el cálculo del costo de capital del ICE se emplearon las siguientes fórmulas:


β = Mide la correlación entre los rendimientos de mercado y los de una inversión específica.

(2) rk = rd * (1-t) * D/A + r kp * P/A (modelo WACC) En donde: rk = Costo de capital de la empresa rd = Costo del endeudamiento rkp = Costo del capital propio t = Tasa impositiva D = Valor de la deuda P = Valor del capital propio (KP) o patrimonio A = Valor total de los activos (D + P). Los valores y la fuente de información de cada variable del modelo es la siguiente: � La tasa libre de riesgo (rl ) fue obtenida como el promedio de los promedios mensuales de los últimos 12 meses de la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a 20 años plazo, con corte al 30 de noviembre del 2012 (2,56%). Se utilizó como fuente de información, la siguiente dirección electrónica: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

� La Prima por riesgo (PR) (rm – rl)se obtuvo de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Se utilizará el


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promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses, siendo éste de 6,52% con corte al mes de noviembre del 2012.



� El valor del costo de la deuda (rd) se obtuvo del estudio elaborado por el ICE para estos efectos (informe titulado “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector


de agosto 2012”), remitido mediante el oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012 y es de 5,55% en promedio.



� El valor del capital propio o patrimonio (P) es de ¢ 1 221 494 millones y el valor total de los activos (A) es de ¢2 203 438 millones, se calcula con base en información de los Estados Financieros auditados del ICE a diciembre del 2011.

Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el costo del capital total del ICE-generación (modelo WACC), se obtienen cifras cercanas al 6,85%, suponiendo los valores citados. El costo del capital propio de generación (modelo CAPM) es de 8,12%, mientras que el costo de la deuda de dicho sistema es de 5,44% en promedio. En general los resultados de este modelo para cada uno de los Sistemas del ICE – Electricidad, son los siguientes:

Cuadro No. 13

Tasas de rentabilidad recomendadas para el ICE por sistema Modelo CAPM y WACC – 2013


solicitado


solicitado


ARESEP



WACC reconocido por

ARESEP

7,66% 6,66% 8,12% 6,85% 6,66%9,38% 7,30% 11,12% 7,35% 7,30%6,73% 6,45% 6,89% 5,51% 5,51%7,26% 6,01% 7,24% 4,54% 4,54%7,64% 6,70% 7,88% 7,51% 6,70%

Sistema



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Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público de agosto 2012” y la información financiera a diciembre del 2011 y dado que los ajustes del ICE afectan a todo el SEN, la IE considera conveniente para el año 2013 un nivel de rédito para el desarrollo de la siguiente manera:: generación un 6,66%, transmisión un 7,30%, distribución un 5,51% y alumbrado público un 4,54%. Es importante indicar que siendo el ICE una empresa de capital costarricense, la cual es regulada mediante la metodología “Tasa de Retorno” y que no presenta una alta exposición a riesgos de mercado, debería de aprovechar esas ventajas para colocar instrumentos de deuda (bonos de largo plazo) a costos menores, razón por la cual, esta Intendencia considera que el ICE no debe de endeudarse por encima de su costo promedio ponderado del capital. Adicionalmente, es pertinente recalcar que las estimaciones de rédito para el desarrollo son muy sensibles al costo de la deuda, motivo por el cual es pertinente que dicho aporte de información sea lo más reciente posible, de igual forma que la información financiera de la empresa para su respectivo cálculo, ya que las estimaciones no son las más adecuadas cuando entre los datos existen diferencias temporales de 6 meses, dado que se tratan de realidades diferentes de la empresa y el mercado como tal.

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El presente apartado se realiza el cálculo de la base tarifaria, los siguientes son los criterios generales para realizar el cálculo:


ii. Los parámetros macroeconómicos utilizados son los resumidos en la sección de parámetros del presente informe, y se encuentran actualizados con respecto a los utilizados por el ICE en sus proyecciones.

iii. Se utilizó las tasas de depreciación vigentes aprobadas por el SNE en su momento.

iv. Las adiciones de activos se tomaron de las cifras estimadas por los técnicos de la DEN, de acuerdo con el análisis de inversiones efectuado. (Ver detalle en Análisis de los activos a capitalizar).

v. El ICE para su sistema de distribución, presenta una metodología para el retiro de activos productivos para la exclusión de la base tarifaria en el folio 529).

vi. Para los otros activos en operación se incluye la estimación de retiro del ICE, (folios 588 al 590), la estimación solo aplican para los activos en operación designados a “operación” y no hace ninguna estimación de retiros a los activos asignados a “construcción”, por lo que para el próximo estudio debe proyectarse también retiros en esa categoría.

vii. La revaluación de activos se calculó partiendo de los saldos auditados al 31 de diciembre del 2011, a este total se aplicó el respectivo índice de revaluación, calculado con base en la metodología aprobada por ARESEP, utilizando el índice de revaluación obtenido para cada tipo de activo, tomando en cuenta los parámetros macroeconómicos señalados en el presente informe, calculado con base en el componente local y externo de cada tipo de activo, los cuales fueron obtenidos del informe enviado por el ICE, Informe “Análisis del Componente Local y Externo del costo de los activos fijos en operación” (oficio No. 5407-069-2012). Debido a todos los factores enunciados anteriormente, los saldos del total del activo neto en operación mostraron cambios con respecto a lo calculado por el ICE, según el siguiente detalle:

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Detalle del activo neto en operación para cada año (millones de colones)

Concepto 2011 2012 2013


188 292,97

195 828,16

214 453,74


22 166,15 22 014,92 21 058,75


214 151,10 226 677,79


Capital de Trabajo


Cuadro No. 14

Sistema de distribución, ICE Cálculo del periodo promedio de cobro


CONCEPTO 2009 2010 2011 PROMEDIO

CUENTAS POR COBRAR 14 184,0 15 020,0 21 973,0 17 059,0

VENTAS 219

911,0 243

988,0 251

988,0 238 629,0

ROTACION DE CUENTAS POR COBRAR 0,1 0,1 0,1 0,1

PERIODO PROMEDIO DE COBRO 23,2 22,2 31,4 25,7 Fuente: Elaboración propia con base en los Estados Financieros Auditados 2009, 2010, 2011.

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Para continuar con el cálculo del capital de trabajo, al gasto de operación se le excluye las depreciaciones, tanto de activos en operación como de otros activos en operación, los gastos por partidas amortizables, compras de energía entre sistemas y peajes. Estos gastos se dividen entre 360 para obtener los costos diarios y se multiplican por el periodo medio de cobro detallado en el cuadro anterior para obtener un capital de trabajo, tal y como se muestra a continuación:

Cuadro No. 15

Sistema de distribución, ICE Estimación de necesidades de capital de trabajo según la ARESEP


CONCEPTO 2013

TOTAL DE COSTOS DE OPERACIÓN 291 964,11

MENOS: GASTOS DE DEPRECIACIÓN ABSORCIÓN DE PARTIDAS AMORTIZABLES, COMPRA Y VENTAS ENTRE SISTEMAS

189 148,75

COSTOS SIN DEPRECIACIÓN 102 815,36


COSTOS DIARIOS 285,60


CAPITAL DE TRABAJO 7 350,02 Fuente: Elaboración propia.

El capital de trabajo contemplado en los cálculos es de ¢7 350,02 millones para el 2013.

4. Análisis financiero


Los criterios financieros utilizados por IE para proyectar los gastos del servicio de distribución de energía eléctrica, son los siguientes:

i. Las proyecciones de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, administrativos y gestión productiva 2012-2013 se realizan a partir de escalamientos, se tomó como base de proyección el 2011 calculado este con base en los gastos reales de enero a mayo y la estimación de los meses de junio a diciembre a precios de 2011, se

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hizo análisis histórico de los crecimientos superiores a la inflación y se depuró con base en las justificaciones que se presentan en los folios 220 en adelante.

ii. Los componentes local y externo de los costos utilizados para actualizar los escalonamientos fueron tomados del oficio 5407-065-2012 del 13 de junio de 2012, elaborado por el ICE, además; en el folio 57, en la tabla N°3.6 se detalla la separación del componente, según el resumen de gastos de operación y mantenimiento y comercialización de todas las fuentes para el periodo 2012-2014.

iii. Las cargas sociales se estimaron con base en el desglose del anexo No. 7 del tomo I de requerimientos.


Cuadro No. 16

Sistema de distribución, ICE Escalonamientos utilizados

(millones de colones) Sistema de Distribución

Ponderación Interna 89,20%

Ponderación Externa 10,80%

enero

mayo

2011

Junio dic 2010-

2011 enero mayo 2011 2012 (*) 2013

Índice total 1,05 1,05 1,04 1,0393 1,0449

Sistema de Distribución-Comercialización

Ponderación Interna sitema 96,50%

Ponderación Externa sistema 3,50%

enero

mayo

2011

Junio dic 2010-

2011 enero mayo 2011 2012 (*) 2013

Índice total 1,05 1,05 1,04 1,0427 1,0459

Notas: (*) El índice 2012 se aplica a los gastos de junio a diciembre 2011 para llevarlos a valores de junio a diciembre

del 2012, ya que los gastos de enero a mayo 2012 son reales efectuados en los primeros 5 meses del año 2012. Fuente: Elaboración propia

v. El escalonamiento calculado se aplica a los gastos reales de los años 2011 y 2012 para obtener el año base 2012 con una parte real (5 meses) y otra estimada (7 meses) como se detalló en el primer punto de esta sección. Aplicando a esta base los escalonamientos de los años 2012 y 2013, se obtienen las estimaciones de gastos respectivas. Además se revisaron las justificaciones de gastos no recurrentes.

b. Análisis de las partidas relevantes de ingresos y egresos.

A continuación se presenta el análisis de cada una de las cuentas de ingresos y gastos contempladas en la petición tarifaria del ICE para su sistema de distribución de energía eléctrica.

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i. Ingresos por ventas de energía: Para los ingresos por venta de energía, se consideraron las cifras resultantes del análisis mercado. Para estimar los ingresos propuestos, primero se determinó la necesidad de ingresos adicionales para lograr un excedente de operación tal que permita, para el servicio de distribución, un rédito para el desarrollo cercano al 5,51% recomendado. Una vez determinada la necesidad de ingresos adicionales, por medio de la sensibilización de resultados, se calcularon los ingresos necesarios y los efectos tarifarios específicos que se muestran en el apartado “Análisis del Mercado”.

ii. Otros ingresos de operación: Se utilizó la misma metodología del ICE, la cual calcula los otros ingresos como una relación entre los mismos y las ventas de energía de 2011, el porcentaje resultante es de 1,24%, folio 59. Este porcentaje se aplica a las ventas estimadas por ARESEP para cada uno de los años proyectados. Los otros ingresos incluidos en los cálculos son: ¢3 3 541,82 millones para 2013, con base en los ingresos vigentes y ¢3 625,00 con base en los ingresos propuestos.

iii. Operación, mantenimiento y comercialización: Para la proyección de esta cuenta se utilizó el procedimiento descrito por la empresa folios 371 a 403, con respecto a la cantidad de kilómetros de red, se utilizó un crecimiento de la red de 400 Km. Para el cálculo de los gastos de comercialización, se utiliza la estimación de abonados realizada por la IE, en su estudio de mercado, el número de abonados utilizado en los cálculos es de: 683 699 y 704 805 para los años 2012 y 2013. Las siguientes son diferencias que se presentaron en los cálculos estima dos por la ARESEP versus los estimados por el ICE.

• El ICE justificó únicamente aquellos gastos que exceden a la inflación y que su diferencia es superior a ¢10 millones, por lo tanto para aquellos gastos superiores a la inflación que no tienen justificación se utilizó el incremento de inflación.

• Además para el cálculo de las cargas sociales se aplicó los porcentajes detallados por el ICE.

• El objeto de gasto 086 servicios generales para el periodo enero-mayo 2011 justifica su crecimiento con la aplicación de pintura a 2500 aisladores en la Región Chorotega, garantizando por 5 años el mantenimiento, por lo tanto este gasto se considera no recurrente y se excluye de las estimaciones.

• En Alquiler de maquinaria y equipo del periodo junio-diciembre 2011, se registra el alquiler de una grúa que sustituye temporalmente a una del ICE, este gasto se considera no tarifario, ya que el trabajo que le estaban realizando era mantenimiento preventivo, el gasto que se excluye es de ¢17 millones.

• El objeto de gasto 068 Otros Servicios Básicos presenta un incremento de ¢57,8 millones, lo cual es el resultado de ajustes que se originan al realizar el registro contable, de la facturación y recaudación eléctrica, por lo que se excluyen de las proyecciones al resultar gastos no recurrentes.

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De acuerdo a los resultados obtenidos se incluyen para el cálculo de la tarifa un gasto de operación, mantenimiento y comercialización de ¢52 643,51 millones para el 2013.

iv. Servicios de regulación: Para la asignación del canon de regulación se utiliza el porcentaje detallado en el folio 60. El monto que debe cancelar el ICE por concepto de canon 2013 es el aprobado y publicado en la Gaceta Nº 214, Alcance 173 del 6 de noviembre de 2012. El gasto de canon incluido en el estudio corresponde a ¢275,80 millones para el año 2013.

v. Administrativos: Para la proyección de gastos administrativos se utilizó el criterio general de proyección, las justificaciones que presentó el ICE para aquellos gastos que crecen más que la inflación fueron muy escuetas, se presenta una descripción de los objetos de gasto que tuvieron mayor crecimiento y no las razones que causaron ese crecimiento, en los casos en que manifiestan las razones estas no se cuantifican. Se detalla que hubo restructuraciones dentro de la Institución, el crecimiento porcentual de los gastos, etc., con este nivel de detalle no es posible validar la información, por tal razón en consulta adicional se solicitó ampliar la información. Para las cuentas cuya justificación tiene argumento débil o nulo se consideró un crecimiento igual a la inflación con el fin de depurar el año base. Del análisis de cuentas se presentan los siguientes resultados:

• La cuenta 016: retribución por años servidos, se justifica un único monto para todos los sistemas, a saber, ¢59,52 millones y ¢19,31 millones. Ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el monto justificado de la cuenta de forma proporcional entre los cuatro sistemas, tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, asignando los siguientes porcentajes: 47% generación, 19% transmisión, 28% distribución y 5% alumbrado público; asimismo, la justificación no explica el crecimiento total que la cuenta sufrió por encima de la inflación, por lo que se excluye la diferencia correspondiente a ¢48,93 millones para el caso de generación.

• En la proyección de las cuentas 084, 086 y 104 se excluye los gastos ocasionales y/o no recurrentes, por cuanto son de carácter esporádico, los mismos no se ejecutan en periodos futuros, por ejemplo de la cuenta 084 se excluye la contratación directa No. 2010CD-3275-PROV, por el monto de ¢62,00 millones y la contratación del Despacho Lara Eduarte SC por el monto de $150 mil. Para estas cuentas no separa ni cuantifica lo que corresponde a cada sistema, ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el gasto ocasional proporcionalmente entre los cuatro sistemas; tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, para asignar así un porcentaje y con ello determinar el monto a excluir en cada uno de los sistemas, a continuación se muestra los porcentajes utilizados en cada cuenta, y el monto que se excluye en el sistema de generación:

− Cuenta 084: Servicios en ciencias económicas y sociales, se excluyó el monto de ¢73,35 millones en el sistema de generación, los porcentajes utilizados para realizar este cálculo son 46% generación, 16% transmisión, 33% distribución y 5% alumbrado público.

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− Cuenta 086: Servicios generales, se excluyó el monto de ¢17,32 en el sistema de generación, los porcentajes utilizados son 41% generación, 19% transmisión, 33% distribución y 6% alumbrado público.

− Cuenta 104: Actividades de capacitación, los porcentajes utilizados son 44% generación, 21% transmisión, 30% distribución y 5% alumbrado público, para un monto de ¢27,73 millones excluido en el sistema de generación.

− Los siguientes objetos de gasto se excluyeron de la estimación: (304) transferencias a FONAFIFO y (094) Transporte dentro del país correspondiente al aporte para el pago de transporte de los niños del Centro de Formación Infantil por considerarse gastos no tarifarios. Se recomienda ahondar más en la justificación de los gastos reales, por ejemplo para los gastos relacionados con remuneraciones incluir cantidad de nuevas contrataciones, detallar puesto, condiciones de contratación (empleado fijo o temporal), objetivo de la contratación o necesidad a satisfacer, salario, entre otros; para el caso de restructuraciones, movimientos de personal de un departamento a otro, o cambio de un puesto a otro, cuantificar los cambios, de forma que se evidencie el crecimiento. Para las otras cuentas incluir detalle de las erogaciones que incrementan el gasto. Además de presentar detalle de las justificaciones de gastos recurrentes y ocasionales, separado por sistema. Además, debe cerciorarse de excluir las cuentas relacionadas con el servicio de telecomunicaciones con el fin de no crear subsidios entre tarifas. La información remitida a la ARESEP debe ser verificada con anterioridad, ser clara e identificable de forma que no induzca a malinterpretaciones al analista. De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos administrativos incluidos en el cálculo de este costo de referencia son ¢7 753,08 millones para el año 2013.

vi. Seguros: Para el cálculo de esta cuenta se utilizó la misma metodología que aplicó el ICE y que detalla en los folios 923 al 953 del ET-137-2012, las variaciones en los resultados se deben a: i) La aplicación de tipo de cambio calculado por la Intendencia de Energía, para convertir las primas de seguros, ii) se incluyó en la estimación del periodo 02-Abril-2013 a 01-Abril-2014 dentro del valor asegurado 10 nuevos transformadores por un monto de $7,5 millones de dólares, iii) se incorporó en el valor asegurado del periodo 02-Abril-2014 al 01-Abril-2015 la suma de $167.17 millones de dólares correspondiente a la ampliación de la planta hidroeléctrica Cachí, iv) así como, la suma de $80.40 millones de dólares pertinentes a la repotencialización de la planta hidroeléctrica Río Macho (unidades 1 a la 4), v) y se incluyó 5 nuevos transformadores por un monto de $3,6 millones de dólares, vi) por último, se excluye el valor asegurado del Proyecto Hidroeléctrico Toro III, correspondiente al monto de $188.10 millones de dólares, así como los ($37,94) millones de dólares que representa el efecto de la tubería y el TOC del proyecto Toro III proyectado a una tasa de 34,99%; por cuanto el monto de las primas del seguro de este arrendamiento se le reconoce al ICE a través del fideicomiso, folios del 3 881 al 3 883.

1029-RCR-2012 26

En relación con el punto vi, se detalla el criterio utilizado de exclusión, debido a que la prima del proyecto hidroeléctrico Toro III no se reconoce al ICE vía tarifaria, se depura la base de proyección, excluyendo del año 2012 el valor asegurado por el monto de $28,10 millones de dólares correspondiente al tanque de oscilación y el túnel, así como la prima pagada por este concepto; se aplica el mismo criterio en las adiciones de los años proyectados 2013-2014. Una vez excluido P.H. Toro III, se obtiene un nuevo valor asegurable, al cual se le aplica el factor 0.3504 correspondiente a la tarifa que se pagó al INS en el año 2012 (folio 936), obteniendo así el nuevo valor de la prima anual, la cual es válida del 02/04/2012 al 01/04/2013, este monto sirve como base para asignar el valor a la prima del seguro por el periodo comprendido de enero a diciembre 2012, y éste a su vez es distribuido en cada uno de los activos asegurados de cada sistema de acuerdo con el peso porcentual con respecto al total de los valores asegurados de cada año. La prima de seguros incluida en los cálculos para el 2013 es de: ¢106,98 millones.

vii. Depreciación activos en operación: El gasto de depreciaciones se estimó utilizando las cifras de los activos y sus respectivas depreciaciones tanto al costo como revaluado del período 2011, tomadas de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2011.Las diferencias generadas en este rubro corresponden a:


• Se procede a utilizar para los años de proyección de la cuenta otros activos en operación como retiros de activos, el porcentaje de depreciación de cada grupo de activo, tanto para el activo al costo y revaluado y sus respectivas depreciaciones, lo anterior debido a la ausencia de proyección de los retiros de esta cuenta por parte del ICE.

• El ICE plantea la metodología para asignar el gasto por depreciación de los la cuenta otros activos en operación que utilizan en los estados de resultados tanto en tarifas vigentes como en las propuestas, obteniendo un 84,00% para destinarlo a operación y la diferencia a construcción, 16,00% (folio 510). La IE asume la metodología propuesta por el ICE. Todo lo anterior se realizó tomando como base la información aportada por ICE, en el expediente de la petición tarifaria, la información electrónica y la obtenida de los Estados Financieros suministrados por la empresa en su momento. El gasto por depreciación de activos en operación estimado para el 2013 es de ¢12 071,15 millones y el gasto por depreciación de otros activos en operación es de ¢7 311,87 millones para el mismo año.

viii. Absorción de partidas amortizables e intangibles: En general para estimar esta cuenta se utiliza la misma metodología que el ICE, los montos incluidos para el año de

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proyección es de ¢1 306,2 millones para el años 2013, mismos montos presentados por el ICE.

ix. Energía y potencia distribución: Registra el pago por energía y potencia al sistema de generación, los datos se toman del estudio de mercado incluidos en este informe. Los gastos incluidos por este rubro para el 2013 son ¢168 459,53 millones monto que no incluye gastos por combustible para generación térmica y para el mismo periodo incluyendo el consumo de combustible es de ¢190 820,21 millones.

x. Gastos por incobrables: Se utiliza como estimación de gastos incobrables un 0,06% (folio 62) de los ingresos por venta de energía (porcentaje incluido por el ICE en los cálculos), los resultados obtenidos al aplicar dicho porcentaje a las ventas estimadas por ARESEP son: ¢1 708,28 millones para el 2013, en el caso de las ventas a generar para cubrir costos sin combustibles para generación térmica y ¢1 931,18 millones sobre ventas que incluyen gastos por combustibles.

xi. Peaje: Es el pago que se realiza al sistema de transmisión por el transporte de la energía, los montos incluidos en este estudio son ¢29 895,52 millones con la tarifa vigente a la fecha de este análisis y ¢33 858,42 millones con la tarifa propuesta en el tramite ET-139-2012, los datos fueron tomados del estudio de mercado elaborado por la ARESEP.

xii. Gestión productiva: Para la proyección de los gastos de esta partida se actualizaron los escalonamientos conforme a los parámetros económicos establecidos en este estudio. La partida de Gestión Productiva se proyecta en ¢10 432,20 millones para el 2013. Todas las razones detalladas en los puntos anteriores hacen que los costos y gastos estimados por la ARESEP sean menores a los estimados por el ICE en 0,35% para el 2013.

El cuadro siguiente compara los gastos consolidados que presentó el ICE así como las estimaciones hechas por ARESEP, el detalle por cuenta de gasto se amplia en el anexo No. 6 al 9:

Cuadro No. 17 Sistema de Distribución, ICE

Gastos proyectados Periodo 2013


Descripción ICE ARESEP Variación

absoluta relativa

Costos y Gastos 292 980,26 291 964,11 - 1 016,15 -0,35% Fuente: Intendencia de Energía y ET-138-2012

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Por otra parte, se calcularon los costos y gastos propuestos incluyendo el gasto de combuestible para generación térmica y el resultado es el siguiente: amplio, ver anexos No. 6 al 9.

Cuadro No. 18 Sistema de Distribución, ICE

Gastos proyectados con combustibles Periodo 2013



Absoluta Porcentual

Costos y Gastos 309 630,9 318 510,6 8 879,7 2,87%

Fuente: Intendencia de Energía

En los siguientes cuadros se presentan los estados de ingresos y gastos con tarifas vigentes y propuestas, con y sin el efecto del gasto poe combustible para generación termica.

Cuadro No. 19

Sistema de Distribución, ICE Estado de ingresos y gastos proyectado con tarifas vigentes y

propuestas, sin gastos de combustible

Periodo 2013 (millones de colones)

Descripción

2013 Variación

Vigente Propuesta Vigente Propuesta

Ingresos 293

293,52 299

910,60 6 617,08 2,26%

Costos y Gastos 291

964,11 287

082,88 - 4 881,23 -1,67%

Excedente de Operación 1 329,41 12 827,72 11

498,31 3,93%

Base Tarifaria 234

027,81 234

027,81 0,00 0,00%

Rédito para el desarrollo 0,57% 5,48% 4,91% Fuente: Elaboración propia

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Cuadro No. 20

Sistema de Distribución, ICE Estado de ingresos y gastos proyectado con tarifas vigentes y

propuestas, con gastos de combustible

Periodo 2013 (millones de colones)


Vigente Propuesta Absoluta Porcentual

Ingresos 293

293,52 331

491,18 38

197,66 13,02%

Costos y Gastos 318

287,69 318

510,59 222,90 0,07%

Excedente de Operación - 24

994,17 12 980,59

37 974,75

-152%

Rédito para el desarrollo

-10,68% 5,55% 16,23%


Del cuadro anterior se desprende que los ingresos con tarifas vigentes son insuficiente para cubrir los costos, gastos y generar el rédito para el desarrollo de la empresa, por lo cual se recomienda ajustar las tarifas aumentando el total de ingreso de operación en un 13,02%, con este ajuste se obtendrían ingresos para el 2013 de ¢331 491,50 millones, generando un rédito para el desarrollo de 5,55% cercano al rédito de referencia (5,51%).

c. Efecto de la rentabilidad propuesta

Del análisis realizado en los apartados anteriores, con base en el rédito calculado y teniendo en consideración que el año de fijación tarifaria se centró en el año 2013, se concluye que se requiere un incremento en los ingresos totales del 13% (¢38 197,66 millones), dando como resultado un rédito para el desarrollo del 5,55%, cercano al recomendado como adecuado para este servicio

d. Resultado financieros consolidados del ICE-Sector electricidad

Del análisis efectuado a los estudios tarifarios presentados por el ICE para el sistema de generación (ET-137-2012), el sistema de transmisión (ET-139-2011), el sistema de alumbrado público (ET-136-2011) y el aquí analizado concerniente al sistema de distribución (ET-138-2011), se obtiene de manera consolidada una reducción en los

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gastos propuestos para el 2013 de 9,35% sin considerar el gasto por combustible para generación térmica y un aumento de 5,66% al incorporar dicho gasto, al comparar las cifras presentadas por ICE versus las estimadas por la ARESEP, los argumentos a cada variación son explicados en cada uno de los análisis que se adjunta a cada expediente en trámite y en el presente informe. El cuadro siguiente nos muestra de manera general los resultados comentados anteriormente, para ver las variaciones por subcuenta, éstos se presentan en los anexos No. 6 al 9.

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Cuadro No. 21

ICE - Electricidad Gastos proyectados

con gastos de combustible Periodo 2013



ICE ARESEP Absoluta Relativa

Costos y Gastos sin combustibles 487

469,04 441

896,34 - 45

572,71 -9,35%

Costos y Gastos con combustibles

487 751,20

515 335,16

27 583,96

5,66%

Nota: el ICE no incorpora el efecto de combustibles en ninguno de los escenarios


Además, a continuación se presentan las cifras del estado de ingresos y gastos proyectado de manera consolidada para el ICE-Electricidad, estimado por la Intendencia de Energía (ampliadas en los Anexos N° 6 y N° 9):

Cuadro No. 22

ICE - Electricidad Estado de Ingresos y Gastos proyectados

con tarifas vigentes - propuestas Periodo 2013


Descripción Vigente Propuesta Variación

Absoluta Relativa

Ingresos 576 918,22 651 478,34 74

560,12 12,92%

Costos y Gastos 441 896,34 515 335,16 73

438,82 16,62%

Excedente de Operación 135 021,88 136 143,18 1 121,30 0,83%

Base Tarifaria 2 058

348,30 2 061

203,72 2 855,42 0%

Rédito para el desarrollo 6,56% 6,61% 13,16%


Con las modificaciones efectuadas, por parte de los técnicos de la ARESEP a los costos y gastos, así como a la base tarifaria, en cuanto a sus componentes del promedio del activo fijo neto revaluado y capital de trabajo, se obtuvieron las siguientes estimaciones

1029-RCR-2012 32

para el ICE Sector Electricidad período 2013: ingresos totales de ¢651 478,34 millones contra un total de costos y gastos operacionales de ¢515 334,16 millones y un excedente operacional de ¢136 143,18 millones, para una rentabilidad del 6,61% sobre la base tarifaria, la cual es aceptable de acuerdo con el análisis de costo de capital efectuado por la ARESEP (6,70%) y la coyuntura actual del ICE.

5. Estructura de las tarifas

a. Análisis de la propuesta ICE

El ICE propone la aplicación de un aumento diferido a las tarifas distribuido de la siguiente forma:

TARIFA Porcentaje de ajuste

T-RE Residencial 11,81

T-GE General 12,69

T-CS Pref. Carácter Social 21,49

T-MT Media Tensión 11,81

Ajuste promedio 11,94

En el texto del expediente se incluye una modificación en los cargos de energía y potencia para el segundo bloque de consumo de las tarifas general y preferencial de carácter social, de manera que el 60% del precio medio sea asignado a la energía y el restante 40% a la potencia.

Con la actual propuesta el ICE propone modificar la estructura tarifaria del servicio de distribución, igualando el precio del primer bloque de consumo de la tarifa preferencial con el precio del primer bloque de la tarifa residencial.

La tarifa T-RE residencial tiene un precio promedio de ¢84,71/kWh, equivalente al precio promedio del ICE (¢84,15/kWh), en tanto que la tarifa T-GE general tiene un precio promedio de ¢104,61/kWh, un 24% superior que el precio promedio general de la empresa.

La tarifa de media T-MT tiene un precio promedio de ¢73,27/kWh, un 13% inferior al precio promedio del ICE.

La tarifa T-MTb es un 8% inferior a la tarifa T-MT sin que exista ninguna razón técnica que justifique ese subsidio; ya que, a nivel del servicio no existen diferencias en la asignación de los costos de suministro del servicio en media tensión.

Sobre este asunto el ICE manifiesta (folio 3168) lo siguiente:

“Los costos correspondientes a la prestación del servicio a usuarios de la tarifa T-MTb del

ICE no se exoneran de un crecimiento. La propuesta se basa en un subsidio dentro del

mismo Sistema de Distribución para poder solventar los costos y gastos que conlleva a la

1029-RCR-2012 33

fijación del precio competitivo propuesto para el sector industrial conectado a media

tensión y que cumplan con las condiciones tarifarias indicadas en la solicitud”.

Como se puede observar, se trata de una explicación, pero no de una justificación técnica, que provoca un mayor incremento en el subsidio que recibe la tarifa T-MTb, en perjuicio de los usuarios del servicio de distribución del ICE, que en la actualidad no registra ningún usuario.

Para este estudio se mantiene la condición con que se estableció la tarifa para los usuarios directos del servicio de distribución del ICE, pero dejando claro que es una responsabilidad asumida en el estudio y la resolución que la estableció así; sin embargo, en este estudio no se asume responsabilidad alguna por esa decisión.

La actual estructura de precios de la tarifa de media tensión no es consistente con la composición de precios de la tarifa T-CB del servicio de generación del ICE; que además, contiene una inconsistencia en relación con el peso de la energía con respecto a la potencia, lo que hace que sea necesario adecuarla tanto en lo que se refiere a la distribución de los costos como en el nivel tarifario adecuado con el nivel de suministro.

La modificación en los cargos de energía y potencia para el segundo bloque de consumo de las tarifas general y preferencial de carácter social, permite llevar los pliegos tarifarios de todas las empresas hacia el proceso en que la composición de los términos de las tarifas sean equivalentes en todas las empresas distribuidoras de electricidad.

b. Propuesta de la IE

Por consiguiente, de acuerdo con el análisis realizado en los puntos anteriores y con el propósito de continuar con el rebalanceo del pliego tarifario del ICE, la propuesta de la Intendencia de Energía consiste en un aumento en las tarifas del servicio de distribución del ICE del 2,2%, para alcanzar los réditos propuestos.



T-GE General 1,0



Aumento promedio 2,2

Modificar la tarifa residencial de la siguiente forma:

Primeros 200 kWh a ¢ 78/kWh

Por cada kilovatio adicional ¢ 142/kWh

1029-RCR-2012 34

II. Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en el Resultando V de esta resolución, se indica lo siguiente:





El artículo No. 30 y 31 de la Ley 7593 indica que las empresas tiene la obligación de solicitar tarifa al menos una vez al año. No obstante, el hecho que una empresa regulada presente una petición tarifaria, no quiere decir que se le reconocerá tácitamente el porcentaje de ajuste tarifario solicitado. Para ello se lleva a cabo un análisis de los diferentes costos y gastos propuestos y el comportamiento en el tiempo de estos, además de las inversiones, rédito para el desarrollo, parámetros económicos y proyecciones de la demanda para el año en estudio. Para el caso específico del ICE, en la audiencia pública se indicó que además de revisar los costos propios de cada uno de los servicios del sistema eléctrico provisto por el ICE, se incluiría los costos y gastos en combustibles y lubricantes proyectados para el 2013, ya que de lo contrario no se podría establecer una tarifa para el servicio. Razón por la cual, a priori no se puede recomendar el mantener las tarifas vigentes a la fecha para cada servicio y mucho menos rechazar la petición sin el previo estudio.









Respecto a las exportaciones de energía eléctrica, la Intendencia de Energía estimó que aumentarán en relación al crecimiento de la generación de energía del país, garantizando que para el 2013, éstas muestren un crecimiento real. En lo que respecta al rubro de importaciones de energía, éstas se proyectaron en relación con el crecimiento de la demanda de energía definida por la Intendencia para el periodo 2013-2012. En lo que respecta a las ventas de energía (estimaciones de demanda) para el presente estudio tarifario, corresponden a las estimaciones que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios

1029-RCR-2012 35

mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario. Respecto al tipo de cambio, la Intendencia de Energía cuenta con sus propias estimaciones de tipo de cambio, las cuales se ajustan al comportamiento real del tipo de cambio. En este caso, el tipo de cambio promedio utilizado para el 2013 para las estimaciones económicas y financieras es de 507,72 colones por dólar.







Las estimaciones de demanda utilizadas en el estudio tarifario corresponden a las que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. En este sentido, es importante mencionar que aún cuando la petición tarifaria rige el 1 de enero del 2013, muchos de los datos que la respaldan son con corte a mayo del 2012 por parte de la petente, siendo una de las razones del porque existen diferencias entre lo proyectado y lo real. Otra razón puede ser explicada por un crecimiento real de la economía o de algún sector productivo por encima de la tendencia estimada por el BCCR, entre otras.

1029-RCR-2012 36

No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario.






liquidación.




El proceso de ajuste tarifario que lleva a cabo la Intendencia de Energía está dividido en dos etapas, la ex-ante y post fijación tarifaria. La primera se caracteriza por definir una base de costos y gastos necesarios para proveer el servicio, lo cual obliga a definir un año base, en este caso 2012, del cual se parte para proyectar las diferentes erogaciones para el 2013, los cuales son realizados mediante ajustes de inflación u otros parámetros previamente definidos y justificados. En lo que respecta a la segunda etapa, la Intendencia es consciente que dicho proceso de seguimiento no ha sido el óptimo, motivo por el cual no se han llevado a cabo ajustes tarifarios de oficio posteriores al ejercicio fijado de antemano o incorporados en la siguiente fijación. En este sentido, la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento regulatorio en el primer cuatrimestre del 2013, con el objetivo de disponer de los elementos necesarios para determinar si la regulada utilizó los recursos obtenidos vía tarifa de manera eficiente, y de existir excedentes no justificados, éstos se le estarán reintegrando a los usuarios mediante ajustes tarifarios. En lo que respecta a los costos de operación del ICE, éstos representan un peso importante en la estructura de costos y gastos del sistema de eléctrico, motivo por el cual, se ha llevado a cabo un análisis del comportamiento histórico de cada uno de los rubros que lo integran, reconociendo sólo el porcentaje promedio de ejecución de los últimos años, esto con el fin de obligar a la empresa regulada a ejecutar lo solicitado de manera eficiente y evitar comportamientos de reconocimiento de costos recurrentes sin un debido control post tarifario. Los resultados de dicho análisis fueron incorporados en el presente estudio tarifario.



en las tarifas.

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La estimación de la cuenta de costos administrativos del EOR-OMCA por parte del ICE para el año 2013, fue de ₡9 835,64 millones, monto que se desglosa en los costos administrativos por ₡775,14 millones y la proyección del cargo complementario que corresponde al pago de la línea SIEPAC por el monto de ₡9 060,49 millones (folios 1653-1655). Conforme lo indica el ICE en el estudio tarifario, los costos administrativos corresponden a la participación del ICE en el MER. Los cargos mensuales por servicios de operación del sistema eléctrico regional (E.O.R) y por regulación del MER (C.R.I.E.), permiten financiar las operaciones de estos dos entes regionales (Resolución No. CRIE 01–2009) y el cargo complementario es la parte de los ingresos a recolectar que no son recuperados a través del cargo por peaje (el artículo 9.3.9 del Libro III del RMER). El ingreso autorizador, lo pagarán todos los agentes que inyectan o retiran energía, los agentes que realicen transacciones regionales pagarán un peaje operativo y sus congestiones, y los agentes que demandan o consuman energía en los mercados nacionales pagarán el cargo complementario (resoluciones CRIE-01-2011 y CRIE-02-2011, en las cuales se aprueba el Ingreso Anual Regional así como la metodología para su cálculo). En el presente estudio tarifario el ICE lo incorporó como un costo tarifario basado en el artículo 6 de la Ley No 9004 correspondiente a la Aprobación del II Protocolo al Tratado Marco (Gaceta No. 224 del 22 de Noviembre del 2011), que establece que los cargos por el uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerarán los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario. El peaje y cargo complementario cobrados a los agentes dedicados a la distribución se trasladarán a la demanda final. El EOR establece un cargo a pagar por el ICE por este rubro, que representa el único agente por Costa Rica y también se encuentra dedicado a la distribución, por lo que consideran que debe ser trasladado a la tarifa. Lo establecido en la Ley No. 7848 de aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo (Alcance 88 a La Gaceta 235 del 3 de diciembre de 1998), en relación con los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales, se encuentran en los artículos 12, 14, 24, 29, 32. Las resoluciones de la CRIE relacionadas con estos cargos pueden ser consultadas, por año, en el portal electrónico: http://www.crie.org. En el vínculo “Marco Regulatorio” / “Resoluciones CRIE”.

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En el presente estudio tarifario se está incluyendo los ingresos que reportan las exportaciones, así como, las estimaciones de energía provenientes de las importaciones. Adicional a lo anterior, se le está exhortando al ICE a llevar a cabo mayor cantidad de transacciones en el mercado eléctrico regional (MER), de tal manera que permita generar una menor cantidad de energía térmica y generar ingresos adicionales por medio de las exportaciones, restando presión en las tarifas eléctricas domésticas.



final.





Las fijaciones tarifarias responden a una estructura de costos y gastos para cada uno de los sistemas. Es importante indicar que el sistema de generación tiene repercusiones en los restantes sistemas (distribución y alumbrado público), ya que existe un proceso de encadenamiento de costos en la energía eléctrica que son transferidos a otras tarifas. En lo que respecta a la comparación de las tarifas con las que presentan otros países, es importante aclarar que éstas no son comparables a priori, ya que cada país dispone de factores de carga, matrices energéticas, niveles de demanda y condiciones climáticas diferentes.








eléctricas.

En los últimos años la inflación en Costa Rica ha estado direccionada bajo la metodología “Esquema de metas de inflación” por parte del Banco Central de Costa Rica, permitiendo

1029-RCR-2012 39

con ello niveles de precios muy controlados (bajos). Si bien, muchos de los costos son indexados al Índice de Precios al Consumidor, existen una serio de erogaciones significativas que no responden a éste indicador, sino a fórmulas de ajuste, contratos, arrendamientos y factores externos entre otros, lo cual explica el crecimiento acelerado de las tarifas del sistema eléctrico en los últimos años.

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y

el mérito de los autos, lo procedente es incrementar las tarifas para el sistema de distribución que presta el Instituto Costarricense de Electricidad; tal y como se dispone.

POR TANTO:



I. Incrementar las tarifas del servicio de distribución del ICE en un 2,2% promedio, para

alcanzar los réditos propuestos.



T-GE General 1,0



Aumento promedio 2,2

II. Modificar la tarifa residencial de la siguiente forma:


Por cada kilovatio adicional ¢ 142/kWh

III. Modificar los cargos de energía y potencia para el segundo bloque de consumo de las

tarifas general y preferencial de carácter social, con una asignación del 60% a la energía y el restante 40% a la potencia.

IV. Indicar al ICE que para la siguiente solicitud tarifaria debe presentar una propuesta para

modificar la actual estructura de precios de la tarifa de media tensión de manera que sea consistente con la composición de precios de la tarifa T-CB del servicio de generación del ICE; y que además, con en el nivel tarifario de costo de suministro.

1029-RCR-2012 40

Servicio de distribución Hasta el 3 de 3 hasta hasta 30-6 desde 1-7

Primeros 200 KWh 78 74 71

De 201 a 300 kWh 142 133 128

142 133 128

Menos de 3 000 KWh

116 112 107

Más de 3 000 KWh

70 67 64

11 490 11 094 10 598

Menos de 3 000 KWh

79 75 72

Más de 3 000 KWh

47 45 43

7 616 7 230 6 941

Cargo por Potencia

Período punta 10 963 10 426 9 977

Período valle 7 654 7 279 6 966

Período nocturno 4 902 4 662 4 461

Período punta 68 65 62

Período valle 25 24 23

Período nocturno 16 15 14

Cargo por Potencia

Período punta $17,44 $17,44 $16,69

Período valle $12,17 $12,17 $11,65

Período nocturno $7,80 $7,80 $7,46

Período punta $0,108 $0,110 $0,100

Período valle $0,039 $0,040 $0,040

Período nocturno $0,025 $0,020 $0,020

Por cada kWh

Por cada kWh

Por cada kWh

Por cada kW

Por cada kWh

Cargo por energía

Por cada kW

Por cada kWh

Por cada kWh

T-MTb MEDIA TENSIÓN

Por cada kW

Por cada Kw

Por cada kW

Cargo por energía

Por cada kW

T-MT MEDIA TENSIÓN

Por cada kWh adicional.

T-RE RESIDENCIAL

T-CS PREFERENCIAL

Por cada kW

Por cada Kw

T-GE GENERAL

Por cada kWh

Por cada kWh

Por cada kWh

Por cada kWh

Pliego Tarifario Rige sobre los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 3 de marzo de 2013 SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN

Tarifa T-RE Residencial

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a. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. b. Precios mensuales:


Por cada kilovatio adicional

¢ 157/kWh

Tarifa T-GE General a. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas del servicio de distribución del ICE. b. Precios mensuales:

Para consumos menores o iguales que 3 000 kWh

Por cada kWh ¢ 128

Para consumos mayores de 3 000 kWh

Cargo por energía, por cada kWh ¢ 77

Cargo por potencia, por cada kW ¢ 12 719

Tarifa T-CS Preferencial de carácter social a. Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores: Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). Educación: Exclusivamente para centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: centros de enseñanza preescolar, escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa pública. Los restaurantes, sodas, residencias y otros, aun cuando se hallen a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa, debiendo ubicarse dentro de la que les corresponda. Religión: Exclusivamente para templos de iglesias. Cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa.

1029-RCR-2012 42

Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro. Instituciones de asistencia y socorro: Aquellas cuyo fin sea la asistencia social para grupos de escasos recursos económicos o de protección de personas en caso de desastres o situaciones de crisis. Todos de carácter benéfico y sin fines de lucro. En estos casos la tarifa se aplicará exclusivamente en los edificios y demás propiedades utilizados expresamente para los fines citados. Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente. b. Características de servicio: Nivel de tensión: en baja y media tensión. Medición: un único equipo, en un solo punto de medición en el punto de entrega. Disponibilidad: en lugares donde exista red primaria o secundaria de distribución. c. Precios mensuales:


Por cada kWh ¢ 88

Para consumos mayores que 3 000 kWh



Tarifa T-MT Media tensión a. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión (1 000 a 34 500 voltios) con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta. Excluir de la última condición, a aquellos clientes que durante la vigencia de esa tarifa cumplan con los estos requisitos y sean técnicamente comprobables por el ICE: a) Generar energía eléctrica para consumo propio mediante fuentes renovables y b) Participar en el Programa de Generación Distribuida.

Cargo por potencia, por cada kilovatio

Periodo punta: ¢ 12 136

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Periodo valle: ¢ 8 473

Periodo nocturno: ¢ 5 427

Cargo por energía, por cada kWh

Periodo punta: ¢ 75

Periodo valle: ¢ 28

Periodo nocturno: ¢ 18

Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. Tarifa T-MTb Media tensión a. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión (1 000 a 34 500 voltios) con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta. Además esta tarifa es aplicable solamente a aquellas empresas que cumplan con la condición de que muestren sostenidamente al menos durante tres meses un 90% de factor de carga, comportamiento por medio del cual tendrán derecho a ingresar en esta nueva tarifa (B). Una vez que ingresen a esta tarifa B, si durante los últimos doce meses no alcanzan al menos diez veces ese nivel requerido de factor de carga, pierden la categoría y regresan a la tarifa del resto de las otras empresas (tarifa A) de ese mismo nivel de suministro de energía. Excluir de la última condición, a aquellos clientes que durante la vigencia de esa tarifa cumplan con los estos requisitos y sean técnicamente comprobables por el ICE: a) Generar energía eléctrica para consumo propio mediante fuentes renovables y b) Participar en el Programa de Generación Distribuida.


Periodo punta: $ 19,31

Periodo valle: $ 13,47

Periodo nocturno: $ 8,63





Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. DISPOSICIONES GENERALES:

1029-RCR-2012 44

1. El cliente clasificado con el bloque de consumo monómica (cargo por energía), de las tarifas T-GE y T-CS, será reclasificado al bloque de consumo binómico (cargo por energía y potencia) de la misma tarifa, cuando su consumo mensual exceda los 3 000 kWh en más de seis facturas en los últimos doce meses y que cuenten con el sistema de medición para el registro de la potencia máxima. 2. La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes. 3. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 4. Definición de horario. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. 5. Los usuarios de la tarifa T-MT, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

1029-RCR-2012 45

- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 3 de marzo de 2013 y hasta el 30 de junio de 2013 SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN

Tarifa T-RE Residencial a. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. b. Precios mensuales:



¢ 147/kWh

Tarifa T-GE General a. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas del servicio de distribución del ICE.

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b. Precios mensuales:


Por cada kWh ¢ 124




Tarifa T C-S Preferencial de carácter social a. Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores: Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). Educación: Exclusivamente para centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: centros de enseñanza preescolar, escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa pública. Los restaurantes, sodas, residencias y otros, aun cuando se hallen a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa, debiendo ubicarse dentro de la que les corresponda. Religión: Exclusivamente para templos de iglesias. Cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa. Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro. Instituciones de asistencia y socorro: Aquellas cuyo fin sea la asistencia social para grupos de escasos recursos económicos o de protección de personas en caso de desastres o situaciones de crisis. Todos de carácter benéfico y sin fines de lucro. En estos casos la tarifa se aplicará exclusivamente en los edificios y demás propiedades utilizados expresamente para los fines citados. Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente. b. Características de servicio:

1029-RCR-2012 47

Nivel de tensión: en baja y media tensión. Medición: un único equipo, en un solo punto de medición en el punto de entrega. Disponibilidad: en lugares donde exista red primaria o secundaria de distribución. c. Precios mensuales:


Por cada kWh ¢ 83













Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. Tarifa T-MTb Media tensión a. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión (1 000 a 34 500 voltios) con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta. Además esta tarifa es aplicable

1029-RCR-2012 48

solamente a aquellas empresas que cumplan con la condición de que muestren sostenidamente al menos durante tres meses un 90% de factor de carga, comportamiento por medio del cual tendrán derecho a ingresar en esta nueva tarifa (B). Una vez que ingresen a esta tarifa B, si durante los últimos doce meses no alcanzan al menos diez veces ese nivel requerido de factor de carga, pierden la categoría y regresan a la tarifa del resto de las otras empresas (tarifa A) de ese mismo nivel de suministro de energía. Excluir de la última condición, a aquellos clientes que durante la vigencia de esa tarifa cumplan con los estos requisitos y sean técnicamente comprobables por el ICE: a) Generar energía eléctrica para consumo propio mediante fuentes renovables y b) Participar en el Programa de Generación Distribuida.









Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. DISPOSICIONES GENERALES: 1. El cliente clasificado con el bloque de consumo monómica (cargo por energía), de las tarifas T-GE y T-CS, será reclasificado al bloque de consumo binómico (cargo por energía y potencia) de la misma tarifa, cuando su consumo mensual exceda los 3 000 kWh en más de seis facturas en los últimos doce meses y que cuenten con el sistema de medición para el registro de la potencia máxima. 2. La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes. 3. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 4. Definición de horario. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

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Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. 5. Los usuarios de la tarifa T-MT, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes: - Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El

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cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 1 de julio de 2013 SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN

Tarifa T-RE Residencial a. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. b. Precios mensuales:



¢ 142/kWh

Tarifa T-GE General a. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas del servicio de distribución del ICE. b. Precios mensuales:

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Por cada kWh ¢ 118




Tarifa T-CS Preferencial de carácter social a. Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores: Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET). Educación: Exclusivamente para centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: centros de enseñanza preescolar, escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa pública. Los restaurantes, sodas, residencias y otros, aun cuando se hallen a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa, debiendo ubicarse dentro de la que les corresponda. Religión: Exclusivamente para templos de iglesias. Cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa. Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro. Instituciones de asistencia y socorro: Aquellas cuyo fin sea la asistencia social para grupos de escasos recursos económicos o de protección de personas en caso de desastres o situaciones de crisis. Todos de carácter benéfico y sin fines de lucro. En estos casos la tarifa se aplicará exclusivamente en los edificios y demás propiedades utilizados expresamente para los fines citados. Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente. b. Características de servicio:

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Nivel de tensión: en baja y media tensión. Medición: un único equipo, en un solo punto de medición en el punto de entrega. Disponibilidad: en lugares donde exista red primaria o secundaria de distribución. c. Precios mensuales:


Por cada kWh ¢ 80













Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. Tarifa T-MTb Media tensión a. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión (1 000 a 34 500 voltios) con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta. Además esta tarifa es aplicable solamente a aquellas empresas que cumplan con la condición de que muestren

1029-RCR-2012 53

sostenidamente al menos durante tres meses un 90% de factor de carga, comportamiento por medio del cual tendrán derecho a ingresar en esta nueva tarifa (B). Una vez que ingresen a esta tarifa B, si durante los últimos doce meses no alcanzan al menos diez veces ese nivel requerido de factor de carga, pierden la categoría y regresan a la tarifa del resto de las otras empresas (tarifa A) de ese mismo nivel de suministro de energía. Excluir de la última condición, a aquellos clientes que durante la vigencia de esa tarifa cumplan con los estos requisitos y sean técnicamente comprobables por el ICE: a) Generar energía eléctrica para consumo propio mediante fuentes renovables y b) Participar en el Programa de Generación Distribuida.









Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. DISPOSICIONES GENERALES: 1. El cliente clasificado con el bloque de consumo monómica (cargo por energía), de las tarifas T-GE y T-CS, será reclasificado al bloque de consumo binómico (cargo por energía y potencia) de la misma tarifa, cuando su consumo mensual exceda los 3 000 kWh en más de seis facturas en los últimos doce meses y que cuenten con el sistema de medición para el registro de la potencia máxima. 2. La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes. 3. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 4. Definición de horario. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

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Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. 5. Los usuarios de la tarifa T-MT, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes: - Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El

1029-RCR-2012 55

cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. a. Remitir a más tardar el 1 de marzo del año 2013, los estados financieros auditados, así como, un informe de auditoría especial sobre cuentas específicas, que incorpore en sus procedimientos la verificación documental de los siguientes objetos de gasto: a. Combustibles y lubricantes para generación de electricidad.

b. Compra de energía generadores privados, para esta cuenta se debe evaluar la

gestión operativa y los resultados, así como, la eficacia de la entidad, programa,

proyecto u operación, en relación a los objetivos y metas nacionales (energía limpia),

aprovechando el uso de los recursos disponibles eficientemente.

c. Depreciación de activos en operación (Esta cuenta incluye examen de los

activos, las adiciones y los retiros).

d. Operación, mantenimiento y comercialización

e. Alquileres operativos de instalaciones.

La revisión de estos gastos tiene como objeto obtener la certeza de su correcta realización y que estos cumplan con los requisitos administrativos y fiscales que le den su validez. b. Indicarle al ICE, que en la próxima petición tarifaria para el servicio de distribución de electricidad debe: a. En los planes de inversión deben contemplarse únicamente los proyectos listos para construirse o ejecutarse (materiales y equipamiento adquirido, estudios topográficos, permisos de paso, servidumbres, coordinación interinstitucional, etc.). b. En los estudios e informes de ejecución de inversiones, para efectos de efectuar el comparativo entre las inversiones reconocidas por ARESEP y las ejecutadas por el ICE, se deben incorporar solamente las obras proyectadas en el plan de inversiones correspondiente, salvo las obras postergadas con la debida justificación técnica. c. Justificar los gastos históricos (2 años anteriores al año base) que crecen por encima de la inflación con detalles amplios por ejemplo número de funcionarios contratados, salarios de los mismo, tipo de contratación, facturas o cualquier otro comprobante que permita verificar su crecimiento. d. Presentar el análisis y la justificación de los gastos del estado de resultados bajo el formato que se presenta a continuación:

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El cuadro anterior debe presentarse en Excel, debidamente formulado, adjuntado otras hojas electrónicas de cálculo con el fin de corroborar los cálculos que se detallen del año base (x) e ir acompañado de:

i. Análisis y justificación de los gastos que crecen por encima de la inflación del año base, comparado con los últimos dos años reales.

ii. Metodología de proyección del año base si así lo requiere y de los siguientes que se van a estimar.

iii. Justificación de los gastos por partida o subpartida que se espera crezcan por encima de la inflación en los años posteriores al año base.

iv. Incluir un análisis de los gastos no recurrentes y los centros de servicio en este mismo formato.

v. Explicar las diferencias que se presenten entre la base de proyección y los resultados según el Estado de Resultados Auditado. e. Presentar un cuadro de consolidación de los gastos por centro de servicio, que permita validar los montos por este concepto asociados a cada cuenta del estado de resultados, además la metodología de proyección y distribución de estas cuentas en las que refleja el estado de resultados. Esta información debe presentarse tanto en Word como en Excel (debidamente formulada para poder determinar cómo se obtuvieron los resultados). f. Presentar en el análisis de variaciones de la partida de Gestión productiva, un análisis de los gastos no recurrentes, identificándolos y cuantificándolos en los años históricos y la base de proyección, y señalando su correspondiente eliminación del año base de proyección, en caso contrario, presentar las respectivas justificaciones. g. Corregir la fórmula de cálculo de la depreciación anual de manera que esta reste solo la mitad de los retiros tal y como lo indica la metodología vigente. h. Presentar los retiros de activos reales para el año que así lo tengan y deben incluir los retiros estimados para los años de proyección. Los retiros deben venir identificados y desglosados por partida contable del activo. El detalle aplica tanto para los activos en operación, como para los otros activos en operación. De no presentar esta información se procederá a aplicar como retiro el porcentaje de depreciación de cada utilizado para cada grupo de activo, esto para el activo al costo, revaluado y sus respectivas depreciaciones, de tal forma que no sobrevalue la base tarifaria.

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i. Para la parte de la depreciación de otros activos en operación “construcción” que asignan a inversión, este monto debe ser claramente identificado, en la cuenta que está incluido en la adición de activos, además, el gasto por inversión y la capitalización de este último. Se debe incluir un cuadro (y archivo electrónico) con la distribución de la depreciación de otros activos en operación, donde se demuestre dicha distribución y el gasto debe ser ligado a la revaluación, todo debidamente formulado. Presentar la justificación de esta asignación con base a las NIIF.

j. Deben presentar un resumen de los activos totalmente depreciados al costo, revaluado y sus respectivas depreciaciones por grupo de activos este deberá ser certificado por un contador público o bien incluido en las notas de los estados auditados.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos. De conformidad con el artículo 346 de la L. G. A. P., los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley. NOTIFÍQUESE.

CARLOS SOLANO CARRANZA LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO

LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE


1030-RCR-2012

RESOLUCIÓN 1030-RCR-2012 San José, a las 8:25 horas del 21 de diciembre de 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA PETICIÓN TARIFARIA PRESENTADA POR EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD PARA EL SERVICIO DE ALUMBRADO PÚBLICO


RESULTANDO:

I. Que el 14 de setiembre de 2012, mediante oficio 5407-105-2012, el Instituto Costarricense

de Electricidad (ICE) presentó su solicitud de ajuste tarifario por medio del señor Francisco Garro Molina, en su calidad de Director con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (según personería jurídica incluida en folios del 20 al 23), solicita un ajuste en la tarifa de alumbrado público, cuya concesión fue otorgada mediante la Ley 449 y la cual tiene una vigencia de 90 años a partir de su promulgación en 1948.

II. Que el 10 de octubre del 2012, mediante oficio 1118-DEN-2012, la entonces Dirección de Servicios de Energía otorgó admisibilidad formal a la solicitud presentada por el ICE (folio 419 -420).

III. Que la convocatoria a la audiencia pública, se publicó en los diarios La Nación y La Republica

del 2 de noviembre de 2012 y en La Gaceta 214 del 6 de noviembre de 2012 (folios 440).

IV. Que la audiencia pública se llevó a cabo el 5 de diciembre de 2012, según consta en el acta visible en el expediente.

V. Que de conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del

Usuario en el Informe de Instrucción, que corre agregado al expediente, se presentaron las posiciones u oposiciones siguientes:

a. La Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE) b. La Asociación Cámara de Industrias y Comercio. c. Asociación Costarricense de la industria del Plástico d. Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham e. Cámara Nacional de Cafetaleros f. Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (ASOFRAS) g. Cámara Costarricense de la Construcción VI. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011,

celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las

tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten

contra sus actuaciones”.

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VII. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011, atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VIII. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

IX. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

X. Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

XI. Que el Comité de Regulación en su sesión número 249 de las 8:00 horas del 21 de diciembre del 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XII. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del oficio 098-IE-2012 /120731 del 21 de diciembre de 2012, que sirve de base para

la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

IV. ANÁLISIS REGULATORIO

En este apartado se presenta el análisis regulatorio de la solicitud tarifaria del ICE, para el servicio de alumbrado público. 1. Parámetros utilizados Parámetros utilizados por la Intendencia de Energía Las proyecciones de los parámetros económicos utilizados por la Intendencia de Energía para los respectivos estudios tarifarios y otras actividades que lo ameriten, han sido elaboradas tomando como referencia el diagnóstico de la situación económica presentada por el Banco Central de Costa Rica en su Programa Macroeconómico 2012-2013


Fondo Monetario Internacional, así como, las expectativas de inflación y variación de tipo de cambio plasmadas en las diferentes encuestas formuladas por el BCCR.


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En lo que respecta a la proyección de la inflación externa, se tomó como base las estimaciones realizadas por el Fondo Monetario Internacional


extraídas de la página electrónica del Bureau of Labor Statistic de los Estados Unidos de Norteamérica. Comportamiento macroeconómico y proyecciones según el BCCR El BCCR en su Programa Macroeconómico 2012-2013 y su respectiva revisión estableció como objetivo de inflación un 5% para los años 2012 y 2013, en ambos casos con un rango de tolerancia de ±1 punto porcentual (p.p.). La proyección de inflación propuesta por el Ente emisor está encaminada en avanzar, gradual y ordenadamente, hacia un esquema monetario de metas de inflación, en procura de ubicar la inflación, en el largo plazo, en niveles similares a los que presentan los principales socios comerciales del país (entre 3% y 4% anual). En el plano interno, existen ciertas presiones en los precios internos como consecuencia de factores como el elevado déficit fiscal, una mayor competencia por el ahorro financiero, así como, de los riesgos exógenos provocados por la inestabilidad en la situación europea y conflictos geopolíticos en Oriente Medio. Aunado a lo anterior, las expectativas de la economía costarricense para el 2012 apuntan a un incremento moderado en el precio de materias primas. En el caso del petróleo, aún cuando se disponía de un acuerdo de liberación de reservas por parte de países miembros de la Agencia Internacional de Energía y el aumento en producción acordado por la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio se ha visto afectado por políticas especulativas, provocando presiones alcistas asociadas con factores geopolíticos en Oriente Medio y climáticos, permitiendo expectativas de que la cotización promedio de hidrocarburos se ubique en torno a EUA$ 118 por barril para el 2012 y una leve reducción para el 2013 según los precios futuros en los mercados internacionales. De acuerdo con las proyecciones internacionales, las posibilidades de una mayor expansión de la producción por la vía de las exportaciones están limitadas, siendo por tanto la demanda interna el impulsor del crecimiento interno durante este período. En este contexto el PIB crecería alrededor de un 3,8% en el 2012 y un 3,5% en el 2013, resaltando rubros como construcción pública como privada enfocada en obras de mejora portuaria, almacenaje de combustibles, modernización de la planta de refinería de petróleo, construcción de carreteras y puentes y proyectos hidroeléctricos. A la fecha el comportamiento de la economía ha mostrado una leve recuperación, según el IMAE, siendo la inflación acumulada al mes de octubre de 3,42%, mientras que la inflación interanual resultó de 4,68%, aún cuando las expectativas de inflación siguen estando anclada en un 5% ±1 En lo que respecta al tipo de cambio, según lo establece el Programa Macroeconómico 2012-2013, el BCCR mantendrá su compromiso con los parámetros de la banda cambiaria en el corto plazo, sin que ello limite continuar con la transición, gradual y


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ordenada, hacia la flotación cambiaria y así cumplir uno de los prerrequisitos en el proceso de avance hacia un esquema monetario de metas de inflación. De acuerdo con lo anterior y dada la gran incertidumbre que impera en un mercado como el cambiario, el cual responde de conformidad con la cantidad de divisas (demanda de divisas– oferta de divisas) en la economía, inversión extranjera directa y la especulación en el corto plazo, la Intendencia de Energía proyectó que la depreciación del colón respecto al dólar será cercana al 3,40% para el año 2012 y 3,70% para el 2013, lo anterior basado en la teoría económica y la evidencia empírica que señalan que la presencia de un desequilibrio fiscal, lleva a un desequilibrio similar en la cuenta corriente de la balanza de pagos dada la presión que el gasto público ejerce, por lo que el ensanchamiento de esta brecha genera conlleva un efecto macroeconómico que puede derivar en inestabilidad cambiaria. Actualmente, el comportamiento del tipo de cambio ha presentado una tendencia contraria a la propuesta por la ARESEP durante el año, ya que a octubre ha sufrido una apreciación del colón con relación al dólar del 2,91%, comportamiento explicado en parte por una mayor oferta de divisas en el mercado local, la intervención en el mercado de divisas del Ente emisor y a políticas de endeudamiento de los diferentes actores en moneda extranjera (dólar), provocando por ende, un efecto amortiguador para los consumidores de energía, dado que no trasfiere presiones vía costos a las tarifas de los servicios que prestan las empresas del mercado energético. En lo que respecta a la inflación externa (Índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos), éste ha sido, en promedio, cercana al 2,27% (promedio simple de largo plazo - últimos 5 años-). No obstante, la economía estadounidense ha resentido los efectos de la crisis económica que arrastró la economía mundial los últimos años. Si bien es cierto, la inflación acumulada de los últimos dos años, a saber 2010 y 2011 ha sido de 1,50% y 2,96% respectivamente, es de esperar que para los años 2012 -2013, según las estimaciones del Fondo Monetario Internacional (Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf), que la inflación de los EEUU se ubique cercana al 2,0% y 1,30% respectivamente. En el siguiente cuadro resumen, se puede observar el comportamiento de los índices antes mencionados y el porcentaje de apreciación del colón respecto al dólar, siendo estos parámetros los utilizados por la Autoridad Reguladora en los respectivos estudios tarifarios y otras acciones.

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Cuadro No. 1 Índices de Precios y Tipo de Cambio

Utilizados por la Autoridad Reguladora Porcentajes de Variación Anuales (%)

Periodo 2010-2014


1,50% 2,96% 2,77% 1,30% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -9,39% 0,05% -2,37% 3,70% 3,70%


1,64% 3,16% 2,21% 1,59% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -8,41% -3,20% -0,94% 1,66% 3,70%

INDICES 2010 2011 2012 2013 2014





2. Análisis del mercado El estudio de mercado presenta dos aspectos fundamentales: i) el costo que representa la compra de energía requerida por las luminarias del alumbrado público y ii) los ingresos que percibe la división de alumbrado público por el cobro que se le hace a los abonados directos hasta un máximo de 50 000 kWh consumidos al mes.


Como parte del análisis realizado por la Intendencia de Energía (IE), se procedió a evaluar las variables que integran el estudio de mercado del servicio público presentado por el ICE. Los aspectos más sobresalientes de la evaluación se detallan seguidamente: a. El ICE solicita un incremento del 15,53% sobre la tarifa vigente a partir del primero de enero de 2013 que pasaría de ¢3,30 por KWh a ¢3,81 colones por kWh. La justificación de dicho aumento se sustenta en atender costos y gastos de operación así como obtener una tasa de rédito para el desarrollo de un 6,09%. b. Con la tarifa solicitada por ICE, esta Institución obtendría ingresos adicionales por venta de energía de ¢1 272 millones en el 2013. c. Para proyectar la electricidad que no paga alumbrado público el ICE utilizó 51,80%, porcentaje que representa la división entre la energía total consumida por el sistema de

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alumbrado público y la energía excedente a 50 000 kWh de los clientes conectados a las tarifas T-GE, T-CS, TMT, T-UD entre enero y junio de 2012. Se estima que en el 2012 la energía que pagará la tarifa de alumbrado público será de 2 396 MWh, para el 2013 será de 2 482 MWh. d. Los ingresos por ventas de energía del Sistema de Alumbrado Público con tarifas vigentes se estima en ¢7 847 millones en el 2012, de ¢8 190 millones en el 2013. Con las tarifas propuestas ICE proyecta ingresos para 2012 de ¢ 7 847 millones y para 2013 de ¢9 462 millones. e. La solicitud parte de las luminarias reales a junio de 2012 y se estima el resto del período. Según la propuesta, se instalarán 32 649 luminarias en total, para los años 2012 a 2014. Específicamente se espera instalar 5 003 para 2012, 15 053 en 2013 y durante 2014 un total de 12 593 luminarias. Para los años 2013 y 2014 todas las lámparas por instalar serán de 150 watts.

b. Mercado estimado por la Intendencia de Energía

a. La IE proyecta la electricidad que no paga alumbrado público en 1 169 MWh en el 2012 y de 1 214 MWh en el 2013. Por lo tanto, estima que los excesos de 50 000 KWh representan aproximadamente el 33% de las ventas totales del 2012 y 2013. b. Por su parte, la intendencia de Energía actualiza la información real a octubre de 2012, también se hicieron ajustes en las unidades físicas estimadas, de acuerdo con el plan de inversión reconocido por ARESEP. De esta forma se proyecta la instalación de 5 323 luminarias en el 2013, pues es un valor más acorde con los datos históricos de instalaciones. Este ajuste realizado por la IE en las luminarias por instalar asume solo el 40% de las instalaciones pronosticadas por ICE, por lo cual, existen diferencias entre ICE e IE en el consumo esperado para los próximos años y esto incide en los ingresos vigentes y propuestos. c. La intendencia de Energía además considera para el cálculo de unidades monetarias (tanto en compra como en venta) la actualización tarifaria de los sistemas ICE-Generación y Alumbrado Público, los cuales vieron un aumento general en sus tarifas a partir del 13 de noviembre del presente año, según Gaceta N°219, Alcance 178 del 13/11/12). Esto evidentemente eleva las diferencias entre las estimaciones, en cifras monetarias de ARESEP e ICE Después de efectuar los ajustes señalados en la sección anterior, tanto en la cantidad de luminarias instaladas como en tarifas para el cálculo de montos monetarios, los resultados del estudio de mercado de la IE se muestran a continuación:

Cuadro No. 2

Sistema de Alumbrado público, ICE: número de lámparas, energía requerida por las luminarias y compras con tarifas vigentes y propuestas.

Periodo 2012-2013

CONCEPTO

2.012 2.013

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LUMINARIAS CANTIDAD_1/ 173 992 179 315

GWH _2/ 92,37 96,04

COMPRAS ENERGÍA GWH _3/ 99,1 103,0

TARIFA VIGENTE MILLONES COLONES 4 876,5 5 039,2

COLONES/KWH 49,20 48,90

TARIFA PROPUESTA_4/ MILLONES COLONES 4 876,5 4 815,6

COLONES/KWH 49,20 46,73

_1/Datos reales a octubre 2012.

_2/ Incluye el 17% por consumo propio de las lámparas _3/ Incluye el 6,8% de pérdida del sistema de distribución _4/Propuesta de la IE con tarifas sin combustible Fuente: ICE y Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía

Cabe destacar que el monto monetario propuestos para las compras de energía (¢4 815,6 millones) se realizan con las tarifas calculadas sin considerar el gasto de combustible por generación térmica. De emplear las tarifas considerando este factor (gasto por combustibles) y para el mismo periodo, el monto sería de ¢5 553 millones. La diferencia absoluta entre los montos calculados con y sin incluir el gasto en combustibles es de ¢737,4 millones. El alumbrado público se cobra a los abonados del servicio de distribución, según la cantidad de kWh consumidos al mes hasta un máximo de 50 000 kWh. Como se establece en el procedimiento metodológico, a las estimaciones de ventas de la empresa deben disminuirse las unidades físicas sobre las cuales no se cobra ese servicio, esa cantidad de kWh restante se denomina ventas netas. Para enfrentar los gastos por compras de energía y luminarias, la empresa obtendrá los ingresos que se presentan seguidamente:

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Cuadro 3 Sistema de Alumbrado público, ICE: Ventas totales y netas de energía. Ingresos

recaudados de los abonados directos con tarifa vigente y propuesta. Periodo 2012-2014

CONCEPTO

2012 2013

VENTAS TOTALES_1/ MWH 3 554,9 3 664,5

EXCESOS _2/ MWH 1 168,8 1 213,5

VENTAS NETAS _3/ MWH 2 386,1 2 451,0

ING. VIGENTES MILLONES DE COLONES 7 832,5 8 314,0

ING. PROPUESTOS MILLONES DE COLONES 7 832,5 9 195,3

_1/Corresponden a los sectores: residencial, general e industrial _2/Ventas superiores a 50 000 kWh _3/Ventas sobre las cuales se cobra el recargo por alumbrado público Datos reales a octubre de 2012. Fuente: ICE y Autoridad Reguladora

Dado lo anterior, La Intendencia de Energía propone una tarifa de ¢3,79 por kWh mensual hasta 50 000 kWh, a partir del 1 de enero del 2013 y hasta el 30 de junio del mismo año. Y con las mismas condiciones pero a partir del 1 de julio de 2013 una tarifa de 3,65. Esto representa un aumento promedio del 10,6% con respecto a la tarifa vigente. Con esta propuesta, los ingresos aumentan en ¢881,3 millones en el 2013. Cabe mencionar, que los ingresos netos (ingresos menos gastos por compras de energía) son de ¢4 379 millones considerando las compras con tarifas sin factor-combustibles. De incluir el gasto en combustible los ingresos netos serán de ¢3 642,3 millones.

3. Análisis de activos a capitalizar y retirar

a. Objetivos análisis del estudio

El objeto de este estudio es presentar el resultado del análisis del programa de inversiones para el sistema de alumbrado público presentado por Instituto Costarricense de Electricidad, dentro de la petitoria ordinaria de tarifas tramitada en el expediente ET-136-2012. Incluye tanto la verificación al cumplimiento de lineamientos indicados en anteriores resoluciones emitidas por la Autoridad Reguladora como el detalle de adición de activos reconocidos para ser incluidos en la base tarifaria.

b. Análisis de Inversiones del sistema de alumbrado público

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Según lo indicado en los folios 80 a 85 del ET-136-2012, el plan de inversiones para el sistema de alumbrado público, está enfocado en el sector de microinversiones, que incluye obras tanto de instalación de lámparas en nuevos segmentos de las redes (crecimiento vegetativo), como en proyectos de instalación de luminarias en redes existentes y en proyectos de construcción de líneas cortas (menores a 1 km). Según se indica en el folio 80 del ET-136-2012, La sustitución de luminarias no se incluye en el plan, dado que constituyen un gasto de operación y mantenimiento. De acuerdo con este esquema, el ICE proyecta un plan de instalación anual de 5003, 15053 y 12593 lámparas nuevas (no corresponden a sustitución) para el periodo 2012, 2013 y 2014 respectivamente, según se indica en los folios 80 y 377 del ET-136-2012. Las inversiones propuestas por ICE se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 4

Sistema de alumbrado público, ICE Programa de inversiones de alumbrado según el ICE


Proyecto 2012 2013 2014

Microinversiones 59,7 1 021,7 416,6

Macroinversiones 189,5 190,8 253,3

Total 249,2 1212,5 669,9

Fuente: Folio 380 del ET-136-2012

c. Ejecución del plan de inversiones de periodos anteriores

Para el procedimiento de evaluación de la ejecución de inversiones, se considera el periodo del 2007 al 2011. El porcentaje de ejecución es el resultado de la relación entre el total de inversiones ejecutadas por el ICE y las inversiones reconocidas por la ARESEP durante el periodo indicado. En el presente estudio el porcentaje de ejecución del periodo citado corresponde a 141,6 %, por consiguiente según los procedimientos establecidos en el oficio 348-DEN-2009 (el cual trata sobre el análisis de activos a capitalizar, según la Resolución RRG-9722-2009), el tope de aplicación es de un 100% (ver cuadro siguiente).

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Cuadro No. 5 Sistema de alumbrado público, ICE

Inversiones reconocidas e inversiones ejecutadas (millones de colones)

Periodo Reconocido por ARESEP

Ejecutado por ICE

Porcentaje de Ejecución

Porcentaje máximo de ejecución

del periodo total

2007 211,0 324,6 153,8%

100,0%

2008 241,0 448,5 186,1%

2009 238,0 126,6 53,2%

2010 497,8 672,6 135,1%

2011 393,4 667,2 169,6%

Total del periodo 1581,2 2239,5 141,6%

Fuente: Folio 550 del ET-138-2011, folio 77 del ET-136-2012

La información consignada al respecto en el folio 77 del expediente ET-136-2012, es consecuente con los informes de ejecución de inversiones remitidos por el ICE, mediante los oficios N° 0510-1074-2010, 0510-770-2011 y 0510-667-2012. Por otra parte de conformidad con lo indicado en los folios 373 del expediente ET-138-2011 y 397 del expediente ET-136-2012, el histórico de la instalación de lámparas en el periodo del 2007 al 2011 es el siguiente:

Cuadro No. 6 Sistema de alumbrado público. ICE

Histórico de instalación de luminarias Periodo 2007-2011


Año Cantidad Total anual % Crecimiento

anual

2007 4 353 150 533

2008 2 254 152 787 1,5%

2009 5 370 158 157 3,5%

2010 5 600 163 757 3,5%

2011 5 000 168 757 3,1%

Promedio 4 515 158 798 2,9%

Fuente: folio 373 del ET-138-2011 y folio 397 del ET-136-2012

Según el cuadro anterior, el promedio de instalación histórica para el periodo indicado, es de 4 515 luminarias.

d. Inversiones reconocidas

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En el proceso de ajuste de las inversiones proyectadas por el ICE, se toman en cuenta las siguientes consideraciones: a. No se reconocen la totalidad de las luminarias proyectadas por el ICE para el 2013 y 2014. Lo anterior, debido a que el ICE proyectó instalar para los años 2013 y 2014, un total de 15 053 luminarias y 12 593 luminarias respectivamente (folios 80 y 377), no obstante su capacidad de ejecución histórica entre el 2007 y el 2011 fue de 4515 luminarias. Tampoco indicó el ICE dentro del plan de inversiones, el procedimiento de instalación de las mismas, considerando su capacidad de ejecución histórica. b. Se reconocen para el 2013 un total de 5 323 luminarias, lo cual representa el promedio de ejecución anual histórica alcanzado por el ICE del 2009 al 2011. Para lo cual, se tomó en consideración que durante ese periodo ha mejorado su capacidad de ejecución. Lo anterior es consecuente con el crecimiento real mostrado por el ICE durante el 2012 (según datos remitidos por el ICE a la ARESEP, de enero a octubre del 2012 el sistema de alumbrado presenta un crecimiento real de 5033 luminarias). c. Se reconocen para el 2014 un total de 5 503 luminarias, lo cual resulta de sumar un 3,4% sobre las luminarias reconocidas del 2013. Dicho porcentaje corresponde al promedio del crecimiento porcentual histórico de las luminarias durante el periodo 2009 - 2011 (dicho periodo es considerado, para ser consecuente con el periodo estimado de reconocimiento de luminarias, indicado en el numeral b anterior) d. Se aplican los parámetros macroeconómicos (tipo de cambio e inflación interna y externa) al mes de octubre del 2012 utilizados en el presente estudio. Las inversiones reconocidas posteriores a la aplicación del proceso previamente citado quedan de la siguiente manera;

Cuadro No. 7

Sistema de alumbrado público, ICE Programa de inversiones reconocidas


Inversiones reconocidas\año 2012 2013 2014

Activo fijo en operación 247,6 410,2 438,4

Total 247,6 410,2 438,4


El activo fijo en operación contempla micro y macro inversiones. Un comparativo entre las inversiones proyectadas por el ICE y las inversiones reconocidas por la ARESEP, se muestran en el siguiente cuadro:

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Cuadro No. 8

Sistema de Alumbrado público, ICE Inversiones reconocidas por ARESEP


Inversiones/año 2012 2013 2014

Proyectadas por el ICE 249,2 1 212,5 669,9

Reconocidas por ARESEP 247,6 410,2 438,4

Diferencia 1,6 802,3 231,5

Fuente: expediente ET-136-2012 y elaboración propia

La capitalización de activos para el periodo en estudio queda de la siguiente manera:


Adición de activos Período 2012-2014


Montos a adicionar\años 2012 2013 2014


Total 247,6 410,2 438,4


Para efectos del cuadro anterior, se aplicó sobre las partidas reconocidas, el porcentaje máximo de ejecución del periodo total contemplado en el cuadro correspondiente a “Inversiones reconocidas e inversiones ejecutadas”. Para el presente estudio la ejecución de inversiones es del 100%. Un comparativo entre la adiciones proyectadas por el ICE y las reconocida por la ARESEP, se muestra en el siguiente cuadro

Cuadro No. 10

Sistema de alumbrado público, ICE Adición de activos según ICE y ARESEP


Activos a capitalizar\año 2012 2013 2014

Total adición de activos según ICE 630,51 790,0 757,1

Total adición de activos según ARESEP 247,6 410,2 438,4

Diferencia 382,9 379,8 318,7

Fuente: expediente folio 350 del ET-136-2012 y elaboración propia

Para el procedimiento de la capitalización se contemplan solamente las obras del plan de inversiones proyectadas en forma anual para el periodo en estudio.

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e. Retiro de activos

El retiro de activos proyectado por el ICE y reconocidas por la ARESEP se muestra seguidamente:

Cuadro No. 11

Sistema de alumbrado público, ICE Retiros de activos del ICE


Tipo 2012 2013 2014


Total de retiros 19,0 97,2 53,6

Fuente: folios 341-344 del expediente ET-136-2012

Según se observa en los folios 341 a 344 del ET-136-2012, se realizan retiros por región, de conformidad con el plan de inversiones proyectado.

4. Retribución al capital A continuación se muestra el cálculo del rédito para el desarrollo y la base tarifaria para el servicio de alumbrado público que presta el Instituto Costarricense de Electricidad.


Según la metodología tarifaria vigente, los ingresos de operación (precio promedio multiplicado por las cantidades vendidas de energía, más otros ingresos), deben ser iguales que la suma de los gastos tarifarios, más el rédito de desarrollo o rentabilidad en términos absolutos (monetarios); de tal modo que esta última variable determina en gran medida el nivel de las tarifas. El ICE propone, en primera instancia, un rédito para el desarrollo promedio para el 2013 del 6,70%, según el siguiente detalle: sistema de generación = 6,66%; sistema de transmisión = 7,30%; sistema de distribución = 6,45% y sistema de alumbrado público = 6,01%, según se detalla en el Informe “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector


de agosto 2012”. Para obtener una tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo que sirva como parámetro para esta fijación tarifaria, la Intendencia de Energía utilizó el modelo Promedio Ponderado del Costo de Capital (WACC por sus siglas en inglés) y el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés). El primero de estos modelos indica que la tasa de rentabilidad de la empresa, se obtiene ponderando las tasas del costo del capital propio y del costo de la deuda. Este último

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se puede obtener, por ejemplo, como el costo marginal del endeudamiento (v.g. tasa de interés del último crédito obtenido); como el costo promedio ponderado de los diferentes préstamos que tiene la empresa o como la razón del costo de la deuda entre el pasivo promedio. El Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizado para calcular el costo del capital propio, señala que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado con éste y pueden ser separados en dos grandes componentes: los relacionados con el mercado en su conjunto (riesgo sistemático) y los derivados de las inversiones específicas (riesgo específico)

3. Este modelo es consistente con la política

regulatoria que contempla como uno de sus objetivos básicos la sostenibilidad del servicio, dado que esto implica entre otras cosas, garantizar un rendimiento sobre el capital invertido que haga atractivas las inversiones en el sector, lo cual además es consistente con lo establecido en la Ley 7593 que regula los servicios públicos en nuestro país.

Para el cálculo del costo de capital del ICE se emplearon las siguientes fórmulas:


β = Mide la correlación entre los rendimientos de mercado y los de una inversión específica. (2) rk = rd * (1-t) * D/A + r kp * P/A (modelo WACC) En donde: rk = Costo de capital de la empresa rd = Costo del endeudamiento rkp = Costo del capital propio t = Tasa impositiva D = Valor de la deuda P = Valor del capital propio (KP) o patrimonio A = Valor total de los activos (D + P). Los valores y la fuente de información de cada variable del modelo es la siguiente:

� La tasa libre de riesgo (rl ) fue obtenida como el promedio de los promedios mensuales de los últimos 12 meses de la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los


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Estados Unidos de América a 20 años plazo, con corte al 30 de noviembre del 2012 (2,56%). Se utilizó como fuente de información, la siguiente dirección electrónica: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

� La Prima por riesgo (PR) (rm – rl) se obtuvo de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses, siendo éste de 6,52% con corte al mes de noviembre del 2012.



� El valor del costo de la deuda (rd) se obtuvo del estudio elaborado por el ICE para estos efectos (informe titulado “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector Electricidad y los

sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público de agosto 2012”), remitido mediante el oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012 y es de 5,55% en promedio.



� El valor del capital propio o patrimonio (P) es de ¢ 172 277 millones y el valor total de los activos (A) es de ¢507 676 millones, se calcula con base en información de los Estados Financieros auditados del ICE a diciembre del 2011.

Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el costo del capital total del sistema de transmisión, ICE (modelo WACC), se obtienen cifras cercanas al 7,35%, suponiendo los valores citados. El costo del capital propio de generación (modelo CAPM) es de 11,12%, mientras que el costo de la deuda de dicho sistema es de 6,07% en promedio. En general los resultados de este modelo para cada uno de los Sistemas del ICE – Electricidad, son los siguientes:

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Cuadro No. 12 Tasas de rentabilidad recomendadas para el ICE por sistema

Modelo CAPM y WACC – 2013


solicitado


solicitado


ARESEP



WACC reconocido por

ARESEP

7,66% 6,66% 8,12% 6,85% 6,66%9,38% 7,30% 11,12% 7,35% 7,30%6,73% 6,45% 6,89% 5,51% 5,51%7,26% 6,01% 7,24% 4,54% 4,54%7,64% 6,70% 7,88% 7,51% 6,70%


Sistema




Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público de agosto 2012”, la información financiera a diciembre del 2011 y dado que los ajustes del ICE afectan a todo el SEN, la IE considera conveniente para el año 2013 un nivel de rédito para el desarrollo de la siguiente manera: generación un 6,66%, transmisión un 7,30%, distribución un 5,51% y alumbrado público un 4,54%. Es importante indicar que siendo el ICE una empresa de capital costarricense, la cual es regulada mediante la metodología “Tasa de Retorno” y que no presenta una alta exposición a riesgos de mercado, debería de aprovechar esas ventajas para colocar instrumentos de deuda (bonos de largo plazo) a costos menores, razón por la cual, esta Intendencia considera que el ICE no debe de endeudarse por encima de su costo promedio ponderado del capital. Adicionalmente, es pertinente recalcar que las estimaciones de rédito para el desarrollo son muy sensibles al costo de la deuda, motivo por el cual es pertinente que dicho aporte de información sea lo más reciente posible, de igual forma que la información financiera de la empresa para su respectivo cálculo, ya que las estimaciones no son las más adecuadas cuando entre los datos existen diferencias temporales de 6 meses, dado que se tratan de realidades diferentes de la empresa y el mercado como tal.


De la revisión efectuada a los activos que integran la base tarifaria, detallados en la propuesta del actual estudio tarifario por parte del ICE, se determinó la necesidad de

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aplicar ciertos ajustes. Las razones de esta variación se encuentran principalmente en los siguientes puntos:


ii. Los parámetros económicos utilizados son los resumidos en la sección IV.1. de este informe, y se encuentran actualizados con respecto a los utilizados por el ICE en sus proyecciones.

iii. Se utilizaron las tasas de depreciación vigentes aprobadas por el SNE en su momento.

iv. Las adiciones de activos se tomaron de las cifras estimadas por los técnicos de la IE, de acuerdo con el análisis de inversiones efectuado. (Apartado IV.3.d. de este informe).

v. El ICE para su sistema de alumbrado público, presenta retiros de activos productivos (folio 344) para los años de proyección. No obstante para otros activos en operación no hace ninguna estimación (folios 351 a 380), por lo que se procede a realizar la estimación del retiro para dichos activos usando el porcentaje de la tasa de depreciación de cada grupo de activo, aplicando al activo al costo y revaluado y sus depreciaciones, se excluyen de este cálculo los terrenos y edificios.

vi. La revaluación de activos se calculó partiendo de los saldos auditados al 31 de diciembre del 2011, a este total se aplicó el respectivo índice de revaluación, calculado con base en la metodología aprobada por ARESEP, utilizando el índice de revaluación obtenido para cada tipo de activo, tomando en cuenta los parámetros macroeconómicos, calculado con base en el componente local y externo de cada tipo de activo, los cuales fueron obtenidos del informe enviado por el ICE, Informe “Análisis del

Componente Local y Externo del costo de los activos fijos en operación” (oficio No 5407-069-2012). Debido a todos los factores enunciados anteriormente, los saldos del total del activo neto en operación mostraron cambios con respecto a lo calculado por el ICE, según el siguiente detalle:

Cuadro No. 13

Sistema de alumbrado público, ICE Detalle del activo neto en operación


Concepto 2011 2012 2013


1 077,43 983,33 950,44


983,33 929,78 874,40


1 986,77 1 869,98


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Capital de Trabajo



Cálculo del periodo promedio de cobro Periodo 2011-2013


CONCEPTO 2009 2010 2011 PROMEDIO

CUENTAS POR COBRAR 846,00

433,00

607,00 628,67

VENTAS 6.501,00

7.311,00

7.246,00 7.019,33

ROTACION DE CUENTAS POR COBRAR 0,13 0,06 0,08 0,09

PERIODO PROMEDIO DE COBRO 46,85 21,32 30,16 32,24

FUENTE: Elaboración propia con base en los Estados Financieros Auditados 2009,2010, 2011.

Para continuar con el cálculo del capital de trabajo, al gasto de operación se le excluye las depreciaciones, tanto de activos en operación como de otros activos en operación y los gastos por partidas amortizables, ya que estas no representan erogaciones reales de efectivo. Estos gastos sin depreciación se dividen entre 360 para obtener los costos diarios y se multiplican por el periodo medio de cobro detallado en el cuadro anterior para obtener un capital de trabajo, tal y como se muestra a continuación:

Cuadro No. 15 Estimación de Necesidades de capital de trabajo, ARESEP


CONCEPTO 2013

TOTAL DE COSTOS DE OPERACIÓN 8.597,91

MENOS: GASTOS DE DEPRECIACIÓN ABSORCIÓN DE PARTIDAS AMORTIZABLES, COMPRA Y VENTAS ENTRE SISTEMAS 5.672,29

COSTOS SIN DEPRECIACIÓN 2.926

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COSTOS DIARIOS 8,13


CAPITAL DE TRABAJO 262,02


El capital de trabajo contemplado en los cálculos es de ¢262,02 millones para el 2013. 5. Análisis financiero


Los criterios financieros utilizados por la Intendencia para proyectar los gastos del servicio de transmisión de energía eléctrica, son los siguientes:

i. Las proyecciones de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, administrativos y gestión productiva 2013 se realizan a partir de escalamientos, se tomó como base de proyección el 2012 calculado este con base en los gastos reales de enero a mayo y la estimación de los meses de junio a diciembre a precios de 2012, se hizo análisis histórico de los crecimientos superiores a la inflación y se depuró con base en las justificaciones que se presentan en los folios 165 en adelante.

ii. Los componentes local y externo de los costos utilizados para actualizar los escalonamientos fueron tomados del oficio 5407-065-2012 del 13 de junio de 2012, elaborado por el ICE, además; en el folio 57, en la tabla No. 3.6 se detalla la separación del componente, según el resumen de gastos de operación y mantenimiento y comercialización de todas las fuentes para el periodo 2012-2014

iii. Las cargas sociales se estimaron con base en el desglose del anexo 7 de requerimientos (folio 2017), que consta en el expediente ET-137-2012.



Escalonamientos 2012-2013

Sistema de Alumbrado Público

Ponderación Interna 73,40%

Ponderación Externa 26,60%

enero a mayo 2012 2012 (*) 2013

Índice total 1,04 1,0320 1,0427

Nota: (*) El índice 2012 se aplica a los gastos de junio a diciembre 2011 para llevarlos a

valores de junio a diciembre del 2012, ya que los gastos de enero a mayo 2012 son

reales.

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v. El escalonamiento calculado se aplica a los gastos reales de los años 2011 y 2012 para obtener el año base 2012 con una parte real (5 meses) y otra estimada (7 meses) como se detalló en el primer punto de esta sección. Aplicando a esta base los escalonamientos del año 2013, se obtienen las estimaciones de gastos respectivas. Además se revisaron las justificaciones de gastos no recurrentes.

b. Análisis de las partidas relevantes de ingresos y egresos

A continuación se presenta el análisis de cada una de las cuentas de ingresos y gastos contempladas en la petición tarifaria del ICE para su sistema de transmisión de energía eléctrica.

i. Ingresos por peaje: Para los ingresos por peaje, se consideraron las cifras resultantes del análisis mercado. Para estimar los ingresos propuestos, primero se determinó la necesidad de ingresos adicionales para lograr un excedente de operación tal que permita, para el servicio de alumbrado público, un rédito para el desarrollo cercano al 4,54% recomendado. Una vez determinada la necesidad de ingresos adicionales, por medio de la sensibilización de resultados, se calcularon los ingresos necesarios y los efectos tarifarios específicos que se muestran en el apartado “Análisis del Mercado”.

ii. Devolución servicios de regulación 2012: De acuerdo a lo establecido en el oficio 1982-DAF-

2012, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe reintegrar por superávit en efectivo al ICE la suma de ¢155,45 millones, estos se distribuyen entre los sistemas de la misma forma que el ICE distribuye el canon que debe pagar a la ARESEP para el 2013, siendo los porcentajes asignados a cada sistema los siguientes: generación 27%, transmisión 18%, distribución 46% y alumbrado público 9%. El monto del canon devuelto al ICE en su sistema de alumbrado público es de ¢13,99 millones para el año 2013.

iii. Operación, mantenimiento y comercialización: Para la proyección de esta cuenta se utilizó el

procedimiento descrito en los criterios generales, las observaciones del análisis se muestran a continuación:

• El ICE justificó únicamente aquellos gastos que exceden a la inflación y que su diferencia es superior a ¢5 millones, por lo tanto para aquellos gastos superiores a la inflación que no tienen justificación se utilizó el incremento de inflación.

• Además para el cálculo de las cargas sociales se aplicó los porcentajes detallados por el ICE.

Las justificaciones por objeto de gasto, no correspondían al detalle del Excel, por lo tanto se procedió a ajustar los objetos de gasto con base en los escalonamientos. Con base en el análisis anterior, se incluye para el cálculo de la tarifa un gasto de operación, mantenimiento y comercialización de ¢1 391,94 millones para el 2013.

iv. Servicios de regulación: Para la asignación del canon de regulación se utiliza el porcentaje detallado en el folio 64. El monto que debe cancelar el ICE por concepto de canon 2013 es el

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aprobado y publicado en la Gaceta Nº 214, Alcance 173 del 6 de noviembre de 2012. El gasto de canon incluido en el estudio corresponde a ¢54,00 millones para el año 2013.

v. Administrativos: Para la proyección de gastos administrativos se utilizó el criterio general de

proyección, en esta cuenta se revisaron las justificaciones que presentó el ICE para aquellos gastos que crecen más que la inflación en los años 2010-2011, 2011-2012, las cuales no fueron suficientes ya que se presenta una descripción de los objeto de gasto que tuvieron mayor crecimiento y no las razones que causaron ese crecimiento, en los casos en que manifiestan las razones estas no las cuantifican. Detallan que hubo restructuraciones dentro de la Institución, el crecimiento porcentual de los gastos, etc.

En el análisis de cuentas se presentan los siguientes resultados:

• La cuenta 016: retribución por años servidos, justifica un único monto para todos los sistemas, a saber, ¢59,52 millones y ¢19,31 millones para los periodos 2010-2011 y 2011-2012. Ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el monto justificado de la cuenta 016 de forma proporcional entre los cuatro sistemas, tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, asignando los siguientes porcentajes: 47% generación, 19% transmisión, 28% distribución y 5% alumbrado público; asimismo, la justificación no explica el crecimiento total que la cuenta sufrió por encima de la inflación, por lo que se excluye la diferencia correspondiente a ¢19,74 millones para el caso de transmisión.

• En la proyección de las cuentas 084, 086 y 104 se excluye los gastos ocasionales y/o no recurrentes para realizar las proyecciones, por cuanto son de carácter esporádico, los mismos no se ejecutan en periodos futuros, por ejemplo en la cuenta 084 se excluye la contratación directa No. 2010CD-3275-PROV, por el monto de ¢62,00 millones y la contratación del Despacho Lara Eduarte SC por el monto de $150 mil.

Para las erogaciones ocasionales de las cuentas mencionadas, no se presenta separación ni cuantifica lo que corresponde a cada sistema, ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el gasto ocasional proporcionalmente entre los cuatro sistemas; tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, para asignar así un porcentaje y con ello determinar el monto a excluir en cada uno de los sistemas, a continuación se muestra los porcentajes utilizados en cada cuenta y el monto que se excluye en el sistema de transmisión es el siguiente:

− Cuenta 084: Servicios en ciencias económicas y sociales, se excluyó el

monto de ¢24,18 millones en el sistema de transmisión. Los porcentajes

utilizados para realizar dicho cálculo son: 46% generación, 16% transmisión,


RCR-1030-2012 22

− Cuenta 086: Servicios generales, se excluyó el monto de ¢8,08

millones, los porcentajes utilizados son 41% generación, 19% transmisión,


− Cuenta 104: Actividades de capacitación, los porcentajes utilizados

para realizar la exclusión son 44% generación, 21% transmisión, 30%

distribución y 5% alumbrado pública. Para el sistema de transmisión se

excluyó el monto de ¢12,99 millones.

• El objeto de gasto (094) Transporte dentro del país correspondiente al aporte para el pago de transporte de los niños del Centro de Formación Infantil, se excluyó de la estimación, por considerarse un gasto no tarifario.

Se recomienda presentar detalle de las justificaciones de gastos recurrentes y ocasionales, separado por sistema. Además debe cerciorarse de excluir las cuentas relacionadas con el servicio de telecomunicaciones con el fin de no crear subsidios entre los servicios. La información remitida a la ARESEP debe ser verificada con anterioridad, ser clara e identificable de forma que no conduzca a malinterpretaciones. De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos administrativos incluidos en este cálculo son ¢1 337,20 millones para el año 2013.

vi. Seguros: Para el cálculo de esta cuenta se utilizó la misma metodología que aplicó el ICE y

que detalla en los folios 923 al 953 del ET-137-2012, las variaciones en los resultados se deben a: i) La aplicación de tipo de cambio calculado por la IE, para convertir las primas de seguros, ii) se incluyó en la estimación del periodo 02-Abril-2013 a 01-Abril-2014 dentro del valor asegurado 10 nuevos transformadores por un monto de $7,5 millones de dólares, iii) se incorporó en el valor asegurado del periodo 02-Abril-2014 al 01-Abril-2015 la suma de $167,17 millones de dólares correspondiente a la ampliación de la planta hidroeléctrica Cachí, iv) así como, la suma de $80,40 millones de dólares pertinentes a la repontecialización de la planta hidroeléctrica Río Macho (unidades 1 a la 4), v) y se incluyó 5 nuevos transformadores por un monto de $3,6 millones de dólares, vi) por último, se excluye el valor asegurado del Proyecto Hidroeléctrico Toro III, correspondiente al monto de $188,10 millones de dólares, así como los ($37,94) millones de dólares que representa el efecto de la tubería y el TOC del proyecto Toro III proyectado a una tasa de 34,99%; por cuanto el monto de las primas del seguro de este arrendamiento se le reconoce al ICE a través del fideicomiso. (Folios 3881 al 3883).

En relación con el punto vi anterior, se detalla el criterio utilizado de exclusión, debido a que la prima del proyecto hidroeléctrico Toro III no se reconoce al ICE vía tarifaria, se depura la base de proyección, excluyendo del año 2012 el valor asegurado por el monto de $28,10 millones de dólares correspondiente al tanque de oscilación y el túnel, así como la prima pagada por este concepto; se aplica el mismo criterio en las adiciones de los años proyectados 2013-2014. Una vez excluido P.H. Toro III, se obtiene un nuevo valor asegurable, al cual se le aplica el factor 0,3504 correspondiente a la tarifa que se pagó al INS en el año 2012 (Folio 936),

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obteniendo así el nuevo valor de la prima anual, la cual es válida del 02/04/2012 al 01/04/2013, este monto sirve como base para asignar el valor a la prima del seguro por el periodo comprendido de enero a diciembre 2012. El total del gasto de seguros es distribuido en cada uno de los sistemas de conformidad el peso porcentual de los activos asegurados de cada uno respecto al total de los valores asegurados por el ICE-Electricidad de cada año. La prima de seguros incluida en los cálculos para el 2013 es de: ¢17,02 millones.

vii. Depreciación: El gasto de depreciaciones se estimó utilizando las cifras de los activos y sus

respectivas depreciaciones tanto al costo como revaluado del período 2011, tomadas de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2011. Las diferencias generadas en este rubro corresponden a:

• Las tasas de depreciación que se utilizaron son las aprobadas en su oportunidad por el SNE.


• Se procede a utilizar para los años de proyección de la cuenta “otros activos en operación” como retiros de activos, el porcentaje de depreciación de cada grupo de activo, tanto para el activo al costo y revaluado y sus respectivas depreciaciones, lo anterior debido a la ausencia de proyección de los retiros de esta cuenta por parte del ICE.

• El ICE plantea la metodología para asignar el gasto por depreciación de la cuenta “otros activos en operación” que utilizan en los estados de resultados tanto en tarifas vigentes como en las propuestas, obteniendo un 65,% para destinarlo a operación y la diferencia a construcción(inversión) 35% (folio 569). La IE asume la metodología propuesta por el ICE.

Todo lo anterior se hizo tomando como base la información aportada por ICE, en el expediente de la petición tarifaria, la información electrónica y la obtenida de los Estados Financieros suministrados por la empresa en su momento. El gasto por depreciación de activos en operación estimado para el 2013 es de ¢351,23 millones y el gasto por depreciación de otros activos en operación es de ¢75,66 millones para el 2013.

viii. Absorción de partidas amortizables e intangibles: En general para estimar esta cuenta se

utiliza la misma metodología que el ICE, el monto incluido para el año de proyección es ¢206,2 millones para el año, mismo monto presentado por el ICE.

ix. Energía y potencia alumbrado público: Se registra el gasto por compra de energía y potencia, el cual se toma del estudio de mercado hecho por la ARESEP, el gasto incluido en este informe para el 2013 es de ¢5 039,20 millones.

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x. Gestión productiva: Para la proyección de los gastos de esta partida se actualizaron los

escalonamientos conforme a los parámetros económicos establecidos en este estudio. La partida de Gestión Productiva se proyecta en ¢125,50 millones para el 2013.

c. Resultados financieros del sistema de alumbrado público

Todas las razones detalladas en los puntos anteriores hacen que los costos y gastos estimados por la ARESEP sean menores a los estimados por el ICE en 3,07% para el 2013.

El cuadro siguiente compara los gastos que presentó el ICE versus las estimaciones hechas por ARESEP, el detalle por cuenta de gasto se amplia en el anexo No. 1 y 2:


Gastos proyectados (millones de colones)


Costos y Gastos 9.300,32 9.111,71 -2,03%


Por otra parte, tomando en cuenta los resultados del cuadro anterior y los obtenidos en los apartados anteriores se presenta el Estado de ingresos y gastos con tarifas vigentes y propuestas obtenidos por ARESEP para el sistema de transmisión de energía eléctrica una vez que se realizaron las modificaciones explicadas. Para un detalle más amplio, ver anexos No. 1 y 2.

Cuadro No. 18

Sistema de alumbrado público, ICE Estado de ingresos y gastos proyectados

Tarifas vigentes y propuestas Periodo 2012-2013


Descripción 2013 Diferencia

Vigente Propuesta absoluta porcentual

Ingresos 8.328,03 9.209,32 881,29 10,58%

Costos y Gastos 8.597,91 9.111,71 513,80 5,98%

Excedente de Operación (269,88) 97,61 367,49 4,61%

Base Tarifaria 2.131,00 2.131,00 - 0%

Rédito para el desarrollo -12,66% 4,58% 17,24%

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Del cuadro anterior se desprende que el ICE requiere un incremento en los ingresos para cubrir los costos, gastos y generar el rédito para el desarrollo de la empresa, por lo cual se recomienda ajustar las tarifas aumentando el total de ingreso de operación en un 10,58%, con este ajuste se obtendrían ingresos de ¢9 209,32 millones, generando un rédito para el desarrollo de 4,58% cercano al rédito de referencia.

d. Resultados financieros consolidados del ICE-Sector Electricidad

Los resultados financieros consolidados se encuentran en el Informe del sistema de distribución (ET-138-2012).

e. Efecto de la rentabilidad propuesta

Del análisis realizado en los apartados anteriores, con base en el rédito calculado y teniendo en consideración que la fijación tarifaria se centró en el año 2013, se concluye que el servicio de transmisión de electricidad del ICE, requiere un incremento en los ingresos totales de un 10,6%, dando como resultado un rédito para el desarrollo de 4,58%, cercano al recomendado como adecuado para esta empresa (5,54%).

II. Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en el

Resultando V de esta resolución, se indica lo siguiente:





El artículo No. 30 y 31 de la Ley 7593 indica que las empresas tiene la obligación de solicitar tarifa al menos una vez al año. No obstante, el hecho que una empresa regulada presente una petición tarifaria, no quiere decir que se le reconocerá tácitamente el porcentaje de ajuste tarifario solicitado. Para ello se lleva a cabo un análisis de los diferentes costos y gastos propuestos y el comportamiento en el tiempo de estos, además de las inversiones, rédito para el desarrollo, parámetros económicos y proyecciones de la demanda para el año en estudio. Para el caso específico del ICE, en la audiencia pública se indicó que además de revisar los costos propios de cada uno de los servicios del sistema eléctrico provisto por el ICE, se incluiría los costos y gastos en combustibles y lubricantes proyectados para el 2013, ya que de lo contrario no se podría establecer una tarifa para el servicio. Razón por la cual, a priori no se puede recomendar

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el mantener las tarifas vigentes a la fecha para cada servicio y mucho menos rechazar la petición sin el previo estudio.









Respecto a las exportaciones de energía eléctrica, la Intendencia de Energía estimó que aumentarán en relación al crecimiento de la generación de energía del país, garantizando que para el 2013, éstas muestren un crecimiento real. En lo que respecta al rubro de importaciones de energía, éstas se proyectaron en relación con el crecimiento de la demanda de energía definida por la Intendencia para el periodo 2013-2012. En lo que respecta a las ventas de energía (estimaciones de demanda) para el presente estudio tarifario, corresponden a las estimaciones que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario. Respecto al tipo de cambio, la Intendencia de Energía cuenta con sus propias estimaciones de tipo de cambio, las cuales se ajustan al comportamiento real del tipo de cambio. En este caso, el tipo de cambio promedio utilizado para el 2013 para las estimaciones económicas y financieras es de 507,72 colones por dólar.




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Las estimaciones de demanda utilizadas en el estudio tarifario corresponden a las que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. En este sentido, es importante mencionar que aún cuando la petición tarifaria rige el 1 de enero del 2013, muchos de los datos que la respaldan son con corte a mayo del 2012 por parte de la petente, siendo una de las razones del porque existen diferencias entre lo proyectado y lo real. Otra razón puede ser explicada por un crecimiento real de la economía o de algún sector productivo por encima de la tendencia estimada por el BCCR, entre otras. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario.






liquidación.




El proceso de ajuste tarifario que lleva a cabo la Intendencia de Energía está dividido en dos etapas, la ex-ante y post fijación tarifaria. La primera se caracteriza por definir una base de costos y gastos necesarios para proveer el servicio, lo cual obliga a definir un año base, en este caso 2012, del cual se parte para proyectar las diferentes erogaciones para el 2013, los cuales son realizados mediante ajustes de inflación u otros parámetros

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previamente definidos y justificados. En lo que respecta a la segunda etapa, la Intendencia es consciente que dicho proceso de seguimiento no ha sido el óptimo, motivo por el cual no se han llevado a cabo ajustes tarifarios de oficio posteriores al ejercicio fijado de antemano o incorporados en la siguiente fijación. En este sentido, la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento regulatorio en el primer cuatrimestre del 2013, con el objetivo de disponer de los elementos necesarios para determinar si la regulada utilizó los recursos obtenidos vía tarifa de manera eficiente, y de existir excedentes no justificados, éstos se le estarán reintegrando a los usuarios mediante ajustes tarifarios. En lo que respecta a los costos de operación del ICE, éstos representan un peso importante en la estructura de costos y gastos del sistema de eléctrico, motivo por el cual, se ha llevado a cabo un análisis del comportamiento histórico de cada uno de los rubros que lo integran, reconociendo sólo el porcentaje promedio de ejecución de los últimos años, esto con el fin de obligar a la empresa regulada a ejecutar lo solicitado de manera eficiente y evitar comportamientos de reconocimiento de costos recurrentes sin un debido control post tarifario. Los resultados de dicho análisis fueron incorporados en el presente estudio tarifario.



en las tarifas.





La estimación de la cuenta de costos administrativos del EOR-OMCA por parte del ICE para el año 2013, fue de ₡9 835,64 millones, monto que se desglosa en los costos administrativos por ₡775,14 millones y la proyección del cargo complementario que corresponde al pago de la línea SIEPAC por el monto de ₡9 060,49 millones (folios 1653-1655). Conforme lo indica el ICE en el estudio tarifario, los costos administrativos corresponden a la participación del ICE en el MER. Los cargos mensuales por servicios de operación del sistema eléctrico regional (E.O.R) y por regulación del MER (C.R.I.E.), permiten financiar las operaciones de estos dos entes regionales (Resolución No. CRIE 01–2009) y el cargo complementario es la parte de los ingresos a recolectar que no son recuperados a través del cargo por peaje (el artículo

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9.3.9 del Libro III del RMER). El ingreso autorizador, lo pagarán todos los agentes que inyectan o retiran energía, los agentes que realicen transacciones regionales pagarán un peaje operativo y sus congestiones, y los agentes que demandan o consuman energía en los mercados nacionales pagarán el cargo complementario (resoluciones CRIE-01-2011 y CRIE-02-2011, en las cuales se aprueba el Ingreso Anual Regional así como la metodología para su cálculo). En el presente estudio tarifario el ICE lo incorporó como un costo tarifario basado en el artículo 6 de la Ley No 9004 correspondiente a la Aprobación del II Protocolo al Tratado Marco (Gaceta No. 224 del 22 de Noviembre del 2011), que establece que los cargos por el uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerarán los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario. El peaje y cargo complementario cobrados a los agentes dedicados a la distribución se trasladarán a la demanda final. El EOR establece un cargo a pagar por el ICE por este rubro, que representa el único agente por Costa Rica y también se encuentra dedicado a la distribución, por lo que consideran que debe ser trasladado a la tarifa. Lo establecido en la Ley No. 7848 de aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo (Alcance 88 a La Gaceta 235 del 3 de diciembre de 1998), en relación con los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales, se encuentran en los artículos 12, 14, 24, 29, 32. Las resoluciones de la CRIE relacionadas con estos cargos pueden ser consultadas, por año, en el portal electrónico: http://www.crie.org. En el vínculo “Marco Regulatorio” / “Resoluciones CRIE”.




En el presente estudio tarifario se está incluyendo los ingresos que reportan las exportaciones, así como, las estimaciones de energía provenientes de las importaciones. Adicional a lo anterior, se le está exhortando al ICE a llevar a cabo mayor cantidad de transacciones en el mercado eléctrico regional (MER), de tal manera que permita generar una menor cantidad de energía térmica y generar ingresos adicionales por medio de las exportaciones, restando presión en las tarifas eléctricas domésticas.



final.





Las fijaciones tarifarias responden a una estructura de costos y gastos para cada uno de los sistemas. Es importante indicar que el sistema de generación tiene repercusiones en los restantes sistemas (distribución y alumbrado público), ya que existe un proceso de encadenamiento de costos en la energía eléctrica que son transferidos a otras tarifas.

RCR-1030-2012 30

En lo que respecta a la comparación de las tarifas con las que presentan otros países, es importante aclarar que éstas no son comparables a priori, ya que cada país dispone de factores de carga, matrices energéticas, niveles de demanda y condiciones climáticas diferentes.








eléctricas.

En los últimos años la inflación en Costa Rica ha estado direccionada bajo la metodología “Esquema de metas de inflación” por parte del Banco Central de Costa Rica, permitiendo con ello niveles de precios muy controlados (bajos). Si bien, muchos de los costos son indexados al Índice de Precios al Consumidor, existen una serio de erogaciones significativas que no responden a éste indicador, sino a fórmulas de ajuste, contratos, arrendamientos y factores externos entre otros, lo cual explica el crecimiento acelerado de las tarifas del sistema eléctrico en los últimos años.

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes

y el mérito de los autos, lo procedente es incrementar las tarifas para el sistema de alumbrado público que presta el Instituto Costarricense de Electricidad; tal y como se dispone.

POR TANTO:



I. Incrementar la tarifa del servicio de alumbrado público del ICE en un 10,6%, a partir del

1° de enero de 2013.

RCR-1030-2012 31

II. Fijar la tarifa para el sistema de alumbrado público, según se detalla a continuación:

Tarifa (T-AP): Alumbrado Público

a. Aplicación: Esta tarifa se debe aplicar a los consumidores directos del ICE, por el disfrute del servicio de alumbrado público en parques, vías públicas, zonas recreativas y deportivas, etc.

b. Precios mensuales:

Por cada kWh de consumo de electricidad.............. ¢ 3,79

Esta tarifa tiene un cargo fijo mínimo de 30 kWh y un máximo de aplicación de 50 000 kWh por mes.

III. Debe el ICE presentar un informe que permita amarrar los proyectos desarrollados por

el ICE para el sistema de transmisión con el nivel de rédito para el desarrollo que le fue aprobado por la ARESEP para el periodo 2012 y para los proyectos propuestos para el 2013. Dicho informe debe presentarse el 31 de enero del 2013.

IV. Indicar que el siguiente estudio tarifario ordinario para los sistemas de generación,

transmisión, distribución y alumbrado público deberán de ser calculados como mínimo con cifras reales al mes de setiembre del cada año. Por ejemplo para la petición tarifaria del 2014, el estudio propuesto por parte del ICE debe ser con cifras reales a setiembre del 2013.

V. Indicarle al ICE, que en la próxima petición tarifaria para el servicio de alumbrado público debe:

a. Adjuntar justificación amplia para aquellos gastos no recurrentes que superen los

50 millones por ejemplo si es pintura detallar cantidad, tipo y costo, si son partes de máquinas o equipo detallar la duración de las mismas y/o la frecuencia de cambio, etc.

b. Justificar los gastos históricos (2 años anteriores al año base) que crecen por encima de la inflación con detalles amplios por ejemplo número de funcionarios contratados, salarios de los mismo, tipo de contratación, facturas o cualquier otro comprobante que permita verificar su crecimiento.

c. Presentar el análisis y la justificación de los gastos del estado de resultados bajo el formato que se presenta a continuación:

RCR-1030-2012 32






El cuadro anterior debe presentarse en Excel, debidamente formulado, adjuntado otras hojas electrónicas de cálculo con el fin de corroborar los cálculos que se detallen del año base (x) e ir acompañado de:

i. Análisis y justificación de los gastos que crecen por encima de la inflación del año base, comparado con los últimos dos años reales.

ii. Metodología de proyección del año base si así lo requiere y de los

siguientes que se van a estimar.

iii. Justificación de los gastos por partida o subpartida que se espera crezcan por encima de la inflación en los años posteriores al año base.

iv. Incluir un análisis de los gastos no recurrentes y los centros de servicio en

este mismo formato.

v. Explicar las diferencias que se presenten entre la base de proyección y los resultados según el Estado de Resultados Auditado.

d. Corregir la fórmula de cálculo de la depreciación anual de manera que esta reste

solo la mitad de los retiros tal y como lo indica la metodología vigente.

e. Presentar los retiros de activos reales para el año que así lo tengan y deben incluir los retiros estimados para los años de proyección. Los retiros deben venir identificados y desglosados por partida contable del activo. El detalle aplica tanto para los activos en operación, como para los otros activos en operación. De no presentar esta información se procederá a aplicar como retiro el porcentaje de depreciación de cada utilizado para cada grupo de activo, esto para el activo al costo, revaluado y sus respectivas depreciaciones, de tal forma que no sobrevalue la base tarifaria.

f. Deben presentar un resumen de los activos totalmente depreciados al costo,

revaluado y sus respectivas depreciaciones por grupo de activos este deberá ser certificado por un contador público o bien incluido en las notas de los estados auditados.

RCR-1030-2012 33

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos. De conformidad con el artículo 346 de la L. G. A. P., los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley. NOTIFÍQUESE.

CARLOS SOLANO CARRANZA LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO

LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE

CONSTANCIAS DE NOTIFICACIÓN Se notifica la resolución anterior, al ICE en el lugar o medio señalado en el expediente: FAX 2296-1638. Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012. Se notifica la resolución anterior, a la Defensoría de los Habitantes en el lugar o medio señalado en el expediente: Defensoría de los Habitantes, Barrio México, 450 metros norte de la Torre Mercedes del Paseo Colón. Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012. Se notifica la resolución anterior, a la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía en el lugar o medio señalado en el expediente: Sede de la Cámara de Industrias de Costa Rica, Cuarto Piso, ubicada 350 metros sur de la Fuente de la Hispanidad, San Pedro de Montes de Oca, San José, al correo electrónico [email protected], al fax 2592-5151, o al apartado postal 1382-7050 . Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012.


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RESOLUCIÓN 1031-RCR-2012 San José, a las 08:35 horas del 21 de diciembre de dos mil doce

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO

DE ELECTRICIDAD, PRODUCTO DE VARIACIONES EN EL COST O DE LOS COMBUSTIBLES (CVC) UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TERMICA PARA CONS UMO NACIONAL, PARA EL

SERVICIO DE GENERACIÓN Y EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓ N.


RESULTANDO:

I. Que el 19 de marzo del 2012, mediante resolución RJD-017-2012 la Junta Directiva aprobó la Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo nacional, tramitada en el expediente OT-111-2011 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012.

II. Que mediante la resolución RJD-128-2012, publicada en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta del 05 de diciembre del 2012, se aprobó una modificación a la resolución RJD-017-2012 de la Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo nacional.

III. Que la metodología establece que para la fijación anual (del periodo enero-

diciembre), la información que las empresas deben remitir, según la sección 8, tiene que ser enviada a más tardar el 10 de noviembre de cada año.

IV. Que mediante el oficio 72-COR-2012, del día 5 de diciembre de 2012, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos da la apertura a los expedientes y convoca a consulta pública (folios 1 al 3).

V. Que mediante el oficio 42-IE-2012 del 4 de diciembre del 2012, la Intendencia de Energía remitió el informe de la aplicación de la Metodología para el Ajuste Extraordinario de las Tarifas del Servicio de Electricidad, Producto de Variaciones en el Costo de los Combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para consumo nacional (folios 4 al 46).

VI. Que mediante el oficio 46-IE-2012 la Intendencia de Energía solicita incorporar información presentada por ICE, CNFL S.A., JASEC, ESPH S.A., COOPELESCA R.L., COOPEGUANACASTE R.L, COOPESANTOS R.L. y por COOPEALFARO RUIZ R.L, (folios 47 al 597).


VII. Que el Instituto Costarricense de Electricidad, mediante nota 5407-127-2012,

envió la información solicitada en la resolución RJD-017-2012, la cual fue recibida el día 09 de noviembre del 2012. Posteriormente, envió la información para el primer trimestre del año 2013, el día 15 de noviembre, mediante nota 5407-130-2012 (folio 48 al 166).

VIII. Que la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. envió la información solicitada en la resolución RJD-017-2012, mediante la nota GG-392-2012 y recibida el día 08 de noviembre del 2012. Además, el día 15 de noviembre del 2012, se recibió la información trimestral mediante nota GG-408-2012 (folio 167 al 225).

IX. Que la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago presentó la información el 9 de noviembre del 2012, según consta en la nota GG-1007-2012 (folio 226 al 309).

X. Que la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A. presentó la información correspondiente para el año 2013, el día 30 de octubre del 2012, mediante la nota GG-768-2012-R y la información del primer trimestre del año 2013, la cual fue recibida el 15 de noviembre del 2012, mediante nota GG-803-2012 (folio 310

al 497).

XI. Que la Autoridad Reguladora recibió la información de las cooperativas de electrificación rural, el 7 de noviembre de 2012 por parte de Coopealfaro Ruiz, R.L., el 8 de noviembre 2012 de Coopeguanacaste, R.L. y 9 de noviembre del presente año de Coopelesca, R.L. y Coopesantos, R.L.(folio 498 al 597).

XII. Que la convocatoria a audiencia pública se publicó en los diarios de circulación

nacional La Prensa Libre, La República y La Nación del 10 de diciembre del 2012 (folio 604-605). Dicha convocatoria, también se publicó en el Alcance Digital Nº 200 de La Gaceta Nº 238 del 10 de diciembre de 2012 (folio 606).

XIII. Que el 19 de diciembre del 2012, a las dieciséis horas venció el plazo para presentar posiciones.

XIV. Que de acuerdo con lo establecido en la Ley 7593, artículo 36, y el Decreto 29732-MP, artículos 50 a 56 y lo indicado en el Informe de Oposiciones y Coadyuvancias, oficio 2899-DGPU-2012 del 20 de diciembre del 2012, se recibió y admitió una oposición por parte de la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L. de la cual se resume lo siguiente:

1. Existe falta de claridad, información y respuesta. 2. Aplicación errónea del mecanismo de ajuste extraordinario de precios. 3. Violación de los Principios Regulatorios. 4. Falta de transparencia para los usuarios.

XV. Que Según el artículo 30 de la Ley 7593, en el caso de las fijaciones

extraordinarias, cuando se cumplan las condiciones de los modelos automáticos de ajuste, la Autoridad Reguladora realizará de oficio esas fijaciones. Las cuales, según las reformas al Reglamento a la Ley 7593, se establece que las


resoluciones de este tipo de fijaciones deben dictarse dentro de los 15 días naturales siguientes a la iniciación del trámite del ajuste de precios de oficio.

XVI. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión

021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones”.

XVII. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

XVIII. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

XIX. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

XX. Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

XXI. Que el Comité de Regulación en su sesión número 249 de las 8:35 hora del 21 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XXII. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de

ley.

CONSIDERANDO: I. Que del Oficio 99-IE-2012 del 20 del diciembre de 2012, que sirve de base para

la presente resolución, conviene extraer lo siguiente: 2. METODOLOGÍA

2.1. Alcance

a. Esta metodología se utiliza exclusivamente para reconocer los ajustes por CVC en las tarifas de servicios de electricidad. El CVC es un componente de la tarifa de generación de electricidad que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos le fija al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), que incluye el gasto asociado al consumo de combustible para la operación de las plantas de generación de electricidad con energía térmica que posee esa empresa pública.


b. Se aplica a los siguientes componentes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN):

i. El proceso de generación de electricidad del ICE. En este caso, el CVC tiene lugar, a partir de las compras de combustible necesario para generación térmica que efectúa el ICE a la empresa estatal Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE).

ii. Los procesos de distribución de electricidad del SEN, que incluye el proceso de distribución que realiza el mismo ICE y la operación de las demás empresas distribuidoras que operan en el SEN. En estos casos, el CVC se transfiere de la generación a la distribución debido a que las empresas distribuidoras le compran al ICE energía y potencia que ha sido generada, al menos parcialmente, mediante el uso de combustibles. Este consumo tiene un costo, que el ICE traslada a las distribuidoras según tarifa asignada por ARESEP.

iii. El Servicio de Alumbrado Público. Este servicio consume parcialmente energía generada por fuentes térmicas que le provee el Subsistema de Distribución.

c. Se aplica únicamente a los servicios de electricidad para consumo nacional.

d. Se realiza con una frecuencia trimestral.

e. Constituye un procedimiento de fijación tarifaria independiente de los que reconocen los costos adicionales al CVC y el rédito para el desarrollo de las empresas que operan en el SEN.

2.1.1. Objetivos

a. El primer objetivo de la metodología de CVC, consiste en enviar señales de precios oportunas, es decir, que el precio refleje lo más rápido posible las variaciones en el costo de generar electricidad con combustibles.

b. El segundo objetivo de la metodología de CVC, es permitir el equilibrio financiero del ICE, al posibilitarle obtener, mediante el reconocimiento oportuno del ajuste por CVC, un flujo de ingresos acorde con su nivel de gastos.

2.2. Fórmula general de la metodología La metodología de estimación y fijación del ajuste por Costo Variable por Combustibles (CVC), está diseñada para que la tarifa refleje los costos derivados de la generación térmica para consumo nacional. Con ese fin, se debe cumplir la siguiente relación:

∑∑∑∑∑∑∑∑========

====n

ii

n

ii

11

CRIR

(Fórmula 0)

Donde:

IR = Ingreso real recaudado por concepto de generación.


CR = Costo real incurrido por concepto de generación.

i = Cada uno de los trimestres del año.

En la fórmula anterior, cuando se trata de empresas distribuidoras, el término Costo Real (CR) debe entenderse como el gasto originado en las compras de energía al sistema de generación del ICE. O sea, la porción del gasto incurrido por el ICE, que es absorbida por cada empresa distribuidora, de acuerdo con su estructura de compras de energía al ICE.

2.3. Inclusión del CVC en las tarifas de generación del ICE

2.3.1. Criterios generales para el diseño del facto r de ajuste por CVC El diseño del mecanismo de ajuste que reconoce los costos asociados al CVC del Servicio de Generación de Electricidad, toma en cuenta los siguientes criterios generales:

a. Se fijan tarifas trimestrales.

b. El monto de cada tarifa trimestral se fija en varias etapas, con la siguiente secuencia:

i. Inicialmente, se calcula un cargo por CVC para cada trimestre, el cual consiste en una estimación efectuada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos entre noviembre y diciembre del año anterior.

ii. Cada trimestre se procederá a realizar una comparación entre el gasto real incurrido por CVC y el ingreso facturado por ese concepto. Dadas las fechas en que se requiere la información para realizar los estudios correspondientes (15 de febrero, 15 de mayo, 15 de agosto y 15 de noviembre), en cada trimestre se revisará la diferencia entre el ingreso facturado y el Costo Real por CVC correspondiente a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente. Esta diferencia es la base del ajuste que se adiciona o se rebaja a la tarifa del trimestre siguiente.

c. Todas las tarifas que fije la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para ajustar el CVC en los Servicios de Generación de Electricidad, serán tramitadas de oficio, mediante el mecanismo de Ajuste Extraordinario contemplado en el artículo 30 de la Ley No. 7593.

2.3.2. Definición del factor de ajuste en el proces o de generación

El modelo de ajuste que se describe en esta sección se aplica al ICE como empresa generadora de energía con fuente térmica. El ajuste por CVC pretende reembolsar al ICE el costo incurrido en ese rubro, sin margen alguno, o devolverle a los usuarios excedentes cobrados en las tarifas. Así, el ICE le venderá potencia y energía a las distribuidoras mediante un esquema, en el que el CVC se factura separadamente y sin margen, en tanto, estas últimas lo facturarán a sus clientes finales de la misma forma, esto es, separadamente y al costo.


El costo del CVC en los Servicios de Generación de Electricidad, debe adicionarse a las tarifas sin combustibles; con ese fin, se estima un factor de ajuste que se incorpora a la tarifa sin CVC para obtener la tarifa total. Partiendo de la fórmula 0, mediante la cual se iguala el ingreso necesario para la generación de electricidad correspondiente al trimestre i, con los costos necesarios para obtener ese nivel de generación durante ese período. Como se trata de estimaciones para el año siguiente, el Ingreso Real y el Costo Real de generación, se sustituye por el Ingreso y Costo Estimado. La fórmula 0, expresada en términos estimados, es la siguiente:

IEi = CEi

En esta fórmula:

IEi= Ingreso estimado total a otorgar mediante tarifa, por generación de electricidad en el trimestre i.

CEi = Costo estimado por servicios de generación en el trimestre i.

Por otra parte, CEi se puede expresar como la suma de todos los Costos Asociados al servicio de generación, agrupados en dos categorías: los costos sin combustibles, más los costos del combustible. Así, se genera la siguiente fórmula:

CEi= IEi= CSCi + CVCi

En esta fórmula:

CEi = Costo estimado por servicios de generación en el trimestre i.

IEi= Ingreso estimado total a otorgar mediante tarifa por generación de electricidad en el trimestre i.

CSCi= Costo estimado en el trimestre i que incluye todos los componentes reconocidos en la tarifa de generación (incluyendo alta tensión), menos el CVCi. Este costo solo se modifica vía fijación ordinaria.

CVCi= Es el cargo estimado por costo variable del combustible, en la fase de generación, a reconocer en el trimestre i.

Luego, se divide a ambos lados de la ecuación entre la variable CSCi, y se obtienen sucesivamente las siguientes fórmulas:

= +

= 1+

IEi= CSCi* (1 + )


IEi= CSCi* (1 + Ci)

IEi= CSCi* FAi (Fórmula 1)

Donde:

Ci= Proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i, en generación, y el costo estimado, sin combustibles, del trimestre i.

FAi= Es el factor de ajuste de la tarifa de generación y es igual a (1 + Ci).

El ingreso estimado total por concepto de generación, debe ser igual al costo estimado de generación, excluyendo combustibles, multiplicado por el factor de ajuste (FAi). Este último incorpora el efecto del CVC como porcentaje del costo total del servicio, excluyendo combustibles. Un paso adicional en la definición de Ci, que tiene el propósito de facilitar su estimación, consiste en sustituir el costo total estimado sin CVC, por el ingreso total estimado sin CVC (IESCi). De esta forma, tenemos que el CSCi = IESCi. La razón es que, por el principio del servicio al costo, el CSCi incluye todos los costos del servicio de generación; entre ellos, operación, mantenimiento, administración y rentabilidad sobre la inversión, pero excluyendo combustibles. Aplicando este concepto exclusivamente al CVC destinado a generación térmica para consumo nacional, se tiene que:

Ci =

CSCi = IESCi

Por lo tanto:

Ci = (Fórmula 2)

Donde:

Ci = Proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i, en generación térmica, y el costo estimado, sin combustibles, del trimestre i.

CVCi= Es el cargo estimado por costo variable del combustible para generación térmica, a reconocer en el trimestre i.


CSCi= Es el costo estimado para el trimestre i, por todos los componentes reconocidos en la tarifa, menos el CVCi.

IESCi = Ingreso estimado, sin combustibles, del trimestre i y es igual a CSCi.

Si se dividen los ingresos y los costos de la fórmula 1 entre la demanda correspondiente, se obtiene la misma expresión, en términos de precios unitarios:

PTi = CU(sc)i * (1 + Ci) = CU(sc)i * FAi

Donde:

PTi = Precio total estimado por KWh del servicio de generación de electricidad del trimestre i, que incluye el cargo por CVCi.

CU(sc)i= Costo estimado por KWh del servicio de generación de electricidad del trimestre i, excluyendo el cargo por CVCi.

Ci = Proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i, en generación, y el costo estimado, sin combustibles, del trimestre i.

FAi = Es el factor de ajuste de la tarifa de generación y es igual a (1 + Ci).

2.3.3. Estimación del factor de ajuste para cada tr imestre

2.3.3.1. Estimación inicial del monto por CVC para cada trimestre

El ajuste a reconocer en los trimestres 1, 2, 3 y 4, corresponde a la estimación realizada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos al final del año anterior, basada parcialmente en la información entregada por los operadores. Esa estimación consiste en dividir el CVC trimestral estimado, entre el costo trimestral estimado promedio de generación, sin combustibles (CSCi). La fórmula es la siguiente:

Ci = CVCi / CSCi

Así, se puede despejar en la fórmula anterior la variable CVCi. Resulta entonces, que el monto del ajuste es el resultado de multiplicar el ajuste porcentual (Ci) por el costo trimestral estimado promedio de generación, excluidos los combustibles (CSCi). Véase la siguiente fórmula.

CVCi = Ci * CSCi

2.3.3.2. Actualización trimestral de la estimación inicial del monto por CVC


Trimestralmente se revisarán las estimaciones de ajuste por CVC realizadas por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos a finales del año anterior. Para realizar esta actualización, se procederá como sigue:

1. A más tardar el día 15 del mes intermedio de cada trimestre i, se recibe de parte del ICE y las empresas distribuidoras eléctricas, la información correspondiente al consumo real de combustible y los ingresos facturados por ese concepto, correspondientes a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente. La diferencia entre ese ingreso y ese consumo, constituye la base del ajuste que se adiciona o se rebaja a la tarifa del trimestre siguiente.

2. Se calcula la diferencia entre el costo incurrido en el trimestre i por CVC y el ingreso facturado por ese concepto (determinadas ambas variables con tres meses de información real, los dos últimos del trimestre anterior y el primero del trimestre vigente). Esa diferencia representa el monto reconocido de más o de menos, vía tarifa, por CVC.

3. La diferencia, positiva o negativa, descrita en el punto 2, se resta al CVC originalmente estimado para el siguiente trimestre, para obtener el monto actualizado del ajuste requerido por CVC, denominado CVCia. Este monto se divide entre el ingreso estimado del trimestre siguiente, excluyendo CVC, a fin de obtener un Ci actualizado, que llamaremos Cia. Entonces, el Cia

representa el ajuste porcentual en la tarifa de generación del siguiente trimestre, excluyendo CVC, necesario para completar la recuperación del costo real de combustible incurrido en el trimestre anterior. Así se consolida la estimación original con el ajuste trimestral. En caso de que el ajuste sea a la baja (Ci>Cia), representará la deducción de la tarifa del siguiente trimestre necesaria para ajustar la recuperación de costos al CVC real.

4. Los ingresos estimados para cada trimestre, se actualizan multiplicándolos por el factor de ajuste trimestral (FAia) definido como “1 + Cia”, a fin de lograr la equiparación de ingresos y gastos por CVC.

Las fórmulas que representan el proceso descrito son las siguientes:

CVCia = CVCi– (IRC-CRC)

Cia = CVCia / IESCi

FAia = 1 + (CVCia / IESCi) = 1 + Cia

IEi = IESCi* (1+ Cia) = IESCi * FAia

Donde:

CVCi = Cargo por costo variable del combustible estimado, a reconocer en el trimestre i.

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CVCia= Cargo por costo variable del combustible, a reconocer en el trimestre i, actualizado con los datos reales más recientes.

IRC= Ingreso real facturado para compensar el CVC correspondiente a los dos últimos meses del trimestre i-2 y al primer mes del trimestre i-1.

CRC= CVC real incurrido en los dos últimos meses del trimestre i-2 y en el primer mes del trimestre i-1.

Cia= Proporción entre el CVC del trimestre i, actualizado con los datos reales más recientes (CVCia), y el ingreso estimado, sin combustibles, del trimestre i (IESCi).

IESCi= Ingreso estimado por venta de energía y potencia, sin combustibles, del trimestre i.

IEi= Ingreso estimado por venta de energía y potencia, con combustibles, del trimestre i

FAia = Factor de ajuste de la tarifa de generación del trimestre i, actualizado con los datos más recientes, y es igual a (1 + Cia).Permite estimar la tarifa total que incluye el cargo por CVC.

i = Subíndice que representa los diferentes trimestres de año.

Con la base descrita, los nuevos precios de energía y potencia que se aplicarán, una vez aprobado el ajuste, serán los siguientes en cada período o temporada, según corresponda:

)1(* CiaPP GRGX ++++==== (Fórmula 3)

Donde:

PGX = Precio del sistema de generación actualizado por el CVC aprobado, en cada período.

PGR = Precio del sistema de generación anterior al ajuste del CVC aprobado, en cada período, sin considerar el componente de combustibles.

Cia= Proporción entre el CVC del trimestre i, actualizado con los datos reales más recientes (CVCia), y el ingreso estimado, sin combustibles, del trimestre i (IESCi).

2.3.4. Inclusión del CVC en las tarifas de distribu ción

El proceso técnico para determinar el monto a reconocer por concepto de CVC a las empresas distribuidoras de energía, es análogo al descrito en las secciones

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2.4.2 y 2.4.3 de este informe, para reconocer el consumo de CVC en la generación térmica del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). En ese proceso, se estima el CVC que se transfiere del subsistema de generación al de distribución y también el que se transfiere del Subsistema de Distribución al de Alumbrado Público. En noviembre de cada año, se iniciará el proceso para determinar el CVC para los cuatro trimestres del año siguiente en las tarifas de distribución. Este proceso deberá estar concluido antes de finalizar el año, de tal forma, que el respectivo cargo empiece a regir el 1° de enero del año siguiente. Como consecuencia de los ajustes tarifarios (C1, C2, C3 y C4) que se aprueben en la tarifa de generación, las tarifas del Servicio de Distribución Eléctrica de cada una de las empresas eléctricas se deben ajustar de oficio por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, según el siguiente criterio:

CDi= (Fórmula 4)

Donde:

CDi = Es la proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i y el ingreso estimado por ventas de energía y potencia a usuarios finales (en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el sistema de alumbrado público al de distribución).

CVCi= Es el cargo estimado por costo variable del combustible, a reconocer en el trimestre i.

IESCDi = Ingresos estimados por ventas de energía y potencia a usuarios finales (en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el subsistema de alumbrado público al de distribución).

Los nuevos precios de energía y potencia que se aplicarán una vez aprobado este ajuste, serán los siguientes en cada período o temporada, según corresponda:

)1(* CDiPP DRDX ++++==== (Fórmula 5)

Donde:

PDX = Precio del sistema de distribución actualizado por el CVC aprobado, en cada período.

PR= Precio del sistema de distribución anterior al ajuste del CVC aprobado, en cada período, sin considerar el componente de combustibles.

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CDi = Es la proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i que se transfiere al sistema de distribución y el ingreso estimado por ventas de energía y potencia del sistema de distribución a usuarios finales (en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el sistema de alumbrado público al de distribución).

En los cálculos anteriores se utilizarán sólo los pagos por energía y potencia. Se realizarán utilizando factores de pérdidas técnicamente justificados y que muestren eficiencia en la gestión de las empresas distribuidoras. Dado que el sistema de distribución sufre pérdidas técnicas, existe una diferencia entre la potencia y energía compradas al generador, y lo vendido por el distribuidor (1 menos la tasa de pérdidas), por tal razón, el precio de venta del distribuidor debe ajustarse para reconocer y compensar estas pérdidas. Los ajustes en las tarifas de distribución se realizarán simultáneamente con los ajustes en las tarifas de generación (C1, C2, C3 y C4), de tal forma, que no provoquen un desequilibrio financiero en las empresas distribuidoras de electricidad. Si por cualquier motivo estos ajustes se desfasan con respecto de los de generación, se debe incorporar el reajuste correspondiente para evitar el desequilibrio financiero de estas empresas, de tal forma, que siempre se cumpla la premisa establecida en la fórmula 0. Para asegurar el equilibrio financiero que pretende esta metodología, la información de mercado que se utilice para los ajustes a las empresas distribuidoras, debe ser la misma que se utiliza para calcular los ajustes en el proceso de generación de electricidad del ICE. Según la modificación aprobada por la Junta Directiva de ARESEP, mediante la resolución RJD-128-2012 del 1 de noviembre del 2012 y publicada en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta del día 5 de diciembre del 2012, la sección 6 de la metodología aprobada en la RJD-017-2012, queda de la siguiente manera:

2.4. Aplicación por primera vez

Esta sección describe las pautas para aplicar la metodología propuesta por primera vez. Se hace referencia a tres aspectos: el reconocimiento de rezagos acumulados antes del inicio de la metodología, la primera aplicación del ajuste trimestral y la vigencia de las tarifas resultantes de la primera aplicación.

2.4.1. Reconocimiento de rezagos acumulados antes d el inicio de la metodología

En el trimestre en que inicie la aplicación de esta metodología, se ajustará el cargo por CVC incurrido durante los cuatro últimos trimestres, que eventualmente no haya sido cubierto vía tarifas o, en su defecto, se devolverá al usuario el excedente cobrado por el generador. Ese cargo, de más o de menos, se distribuirá en partes iguales entre los primeros cuatro trimestres en que se aplique la metodología.

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Para la aplicación de la metodología descrita, se requiere necesariamente de una solicitud previa de tarifa ordinaria por parte del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), que no tome en cuenta los combustibles entre sus costos. No obstante, si para cualquier fecha en que entre a regir la metodología que aquí se detalla, no se cuenta con tarifas del sistema de generación del ICE que excluyan los combustibles destinados a la generación térmica de ese período. La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, en defensa de los intereses de los consumidores, podrá aplicar la metodología tarifaria extraordinaria sobre las tarifas vigentes, excluyendo de oficio el rubro por combustibles, según sus propios cálculos. El diferencial tarifario correspondiente al CVC de los últimos cuatro trimestres, ya sea favorable o desfavorable para el operador, se reconocerá en partes iguales en los primeros cuatro trimestres de aplicación de la metodología, como se indica en la siguiente fórmula:

IEi= (CSCi * FAi) + (¼Dua) (Fórmula 6)

Donde:

IEi = Ingreso estimado total a otorgar mediante tarifa por generación de electricidad en el trimestre i.

CSCi= Costo estimado en el trimestre i por todos los componentes reconocidos en la tarifa de generación, menos el CVCi.

FAi = Factor de ajuste de la tarifa de generación y es igual a (1 + Ci). Dua = Diferencial tarifario por CVC en los últimos cuatro trimestres. i = Subíndice que representa los diferentes trimestres de año.

2.4.2. Primera aplicación del ajuste trimestral

Durante el primer trimestre de vigencia de la metodología descrita en este informe, no se aplicará el ajuste trimestral, en razón de que el reconocimiento de rezagos acumulados (Por Tanto I, apartado 6.1 de la presente resolución) ya incorpora los costos de los meses que corresponderían al ajuste del primer trimestre. A partir del segundo trimestre, se aplicará el ajuste trimestral normal descrito en la sección 4.3.2.de la presente resolución. En adelante, las dos fases de reconocimiento del CVC (fijación inicial y ajuste trimestral), permitirán recuperar de manera más oportuna los recursos destinados a la compra de combustibles para generación.

2.4.3. Vigencia de las tarifas calculadas para el a ño 2013

Las tarifas calculadas como resultado de la primera aplicación de esta metodología regirán a partir del 1 de enero de 2013. En ese sentido, para esta primera aplicación, las empresas distribuidoras y el ICE deberán aportar a más

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tardar el 10 de noviembre de 2012, la información que se indica en los apartados 8.a; 8.b; 8.c y 8.d. del Por Tanto I de esta resolución.

3. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos aprobó la “Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo nacional”, mediante la resolución RJD-017-2012, la cual fue publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012, y modificada por la resolución RJD-128-2012, publicada en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta del 05 de diciembre del 2012. Esta metodología tiene por objetivos evitar el desequilibrio financiero del ICE por consumo de combustibles para generación térmica y para enviar señales de precio a los usuarios. Los ajuste que se aprueban para el sistema de generación del ICE por concepto de generación térmica, provocan variaciones directas positivas o negativas en los gastos por compras de energía para las empresas distribuidoras del país, para lo cual la metodología también contiene un procedimiento extraordinario, el cual se calcula al mismo tiempo que el del sistema de generación para evitar desequilibrios financieros en los sistemas de distribución.

3.1. Análisis del mercado Tal y como lo indica la resolución RJD-017-2012 y la RJD-128-2012, se analiza el sistema de generación y su efecto en el sistema de distribución. Se procede a presentar los resultados del mercado para cada uno de los sistemas y de las empresas.

3.1.1. Sistema de Generación Las ventas de energía estimadas por la IE para las empresas distribuidoras, se obtienen como la diferencia entre la disponibilidad de energía y la generación propia de cada empresa. La disponibilidad se estima con la proyección de ventas más un porcentaje de pérdidas de energía. Las ventas se obtienen a partir del estudio de mercado realizado para cada una de las empresas distribuidoras, con la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de datos históricos mensuales de los abonados por sectores hasta octubre del 2012. Para ello se emplea el paquete estadístico Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo. En las distintas estimaciones por empresa, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de la multiplicación de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. La obtención del porcentaje de pérdida propio de su sistema de distribución, se calcula como un promedio del porcentaje de pérdida del 2008 al 2011, con el cual se determinan las necesidades de energía para atender la demanda de sus consumidores directos.

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Las compras de energía al ICE se determinan al disminuir de las necesidades de energía la generación propia y compras adicionales, que en el caso de las cooperativas le compran a Coneléctricas. Para las estimaciones de las industrias de Alta Tensión (HOLCIM, CEMEX, INTEL y ALUNASA), se utilizaron las series de tiempo de enero 2010 a octubre de 2012. Para la estimación de la demanda del ingenio Azucarera El Viejo y la Planta Eólica Guanacaste, se obtuvo un promedio de los meses en los que se presenta demanda de energía, ya que dichas empresas tienen un nivel de demanda irregular y significativamente más bajo que el resto de las empresas de alta tensión. Los ingresos sin combustibles son los propuestos en el informe 096-IE-2012 sobre el estudio ordinario del ICE generación, tramitado en el expediente ET-137-2012 y aprobado mediante resolución 1027-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012. Para estimar las tarifas requeridas por el efecto de los combustibles, se procede a incluir el cargo por costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia sin combustibles, para lo cual se utilizan los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.1 del presente informe. En el cuadro 1, se muestran los ingresos sin combustibles para el sistema de generación, los ingresos con combustibles y las ventas en unidades físicas.

CUADRO Nº 1 ICE GENERACIÓN: ESTIMACIÓN DE VENTAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA

A LOS ABONADOS DIRECTOS, INGRESOS SIN COMBUSTIBLES Y CON COMBUSTIBLES

AÑO 2013

TRIMESTRE VENTAS (GWh)

INGRESOS SIN COMBUSTIBLES

(Millones ¢)

INGRESOS CON COMBUSTIBLES

(Millones ¢)

Enero-marzo 2 186,4 102 992,77 124 590,89

Abril-junio 2 314,1 101 459,36 139 715,90

Julio-septiembre 2 147,9 87 483,84 100 845,10

Octubre- diciembre

2 029,8 83 329,14 83 329,14

Total 8 678,2 375 265,11 448 481,03

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía

3.1.2. Sistema de Distribución

3.1.2.1. ICE La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a

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octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE. Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de ICE, la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2008 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica las tarifas estimadas para el sistema de distribución del ICE sin combustibles contenidas en el informe 097-IE-2012, tramitado en el expediente ET-138-2012. Con las tarifas de ICE distribución sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizan los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.1 del presente informe.

CUADRO Nº 2 ICE: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES

POR VENTA DE ENERGÍA A SUS ABONADOS, AÑO 2013

TRIMESTRE COMPRAS SIN

COMBUSTIBLES (Millones ¢)


(Millones ¢ )


(Millones ¢ )

Enero-marzo 43 200,19 76 805,00 129 064,49 Abril-junio 41 102,34 76 331,49 132 932,00 Julio-septiembre 37 308,35 71 182,42 114 188,81 Octubre- diciembre 38 004,52 71 895,16 109 899,68 Total 159 615,40 296 214,07 486 084,98


3.1.2.2. CNFL, S.A. La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

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Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de la CNFL, S.A., la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2003 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado en la resolución 1009-RCR-2012, ajuste extraordinario aprobado en el expediente ET-199-2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de la CNFL, S.A., se proyectan al rebajar una constante del 1,46% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de la CNFL sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.2 de este informe.

CUADRO Nº 3 CNFL: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA

AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES POR VENTA DE ENERGÍA A SUS ABONADOS, AÑO 2013




(Millones ¢ )


(Millones ¢ )



3.1.2.3. JASEC La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

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Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de JASEC, la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2004 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado en la resolución 1026-RCR-2012 del 20 de diciembre 2012, tramitada en el expediente ET-131-2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de JASEC, se proyectan al rebajar una constante del 0,81% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de JASEC sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.3 de este informe.

CUADRO Nº 4 JASEC: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA

AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES POR VENTA DE ENERGÍA, AÑO 2013




(Millones ¢ )


(Millones ¢ )



3.1.2.4. ESPH, S.A. La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

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Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de ESPH S.A, la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2003 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado en la resolución 1010-RCR-2012, tramitada en el expediente ET-200-2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de ESPH S.A., se proyectan al rebajar una constante del 1,37% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de la ESPH, S.A. sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.4 de este informe.

CUADRO Nº 5 ESPH, S.A.: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA





(Millones ¢ )


(Millones ¢ )

Enero-marzo 6 201,65 9 674,98 10 975,50 Abril-junio 6 311,44 10 149,66 12 529,47 Julio-septiembre 5 007,14 9 584,12 10 348,85 Octubre- diciembre

5 195,53 9 735,19 9 735,19

Total 22 715,76 39 143,95 43 589,00 Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía

3.1.2.5. Cooperativa de Electrificación Rural de Sa n Carlos, R.L. La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

1031-RCR-2012 Página 20

Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de COOPELESCA, R.L., la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2007 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado en la resolución 1024-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de COOPELESCA, R.L., se proyectan al rebajar una constante del 0,28% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de la COOPELESCA, R.L. sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.5 de este informe.

CUADRO Nº 6 COOPELESCA, R.L.: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA





(Millones ¢ )


(Millones ¢ )

Enero-marzo 2 146,77 8 075,86 8 526,05 Abril-junio 3 055,08 9 047,21 10 199,17 Julio-septiembre 1 215,00 7 898,55 8 084,12 Octubre- diciembre 769,75 7 942,55 7 942,55 Total 7 186,61 32 964,18 34 751,89

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía 3.1.2.6. Cooperativa de Electrificación Rural de Gu anacaste, R.L.

La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

1031-RCR-2012 Página 21

Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de la COOPEGUANACASTE, R.L., la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2002 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado en la resolución 1012-RCR-2012 tramitada en el expediente ET-202-2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de COOPEGUANACASTE, R.L., se proyectan al rebajar una constante del 0,79% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de la COOPEGUANACASTE, R.L. sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.6 de este informe.

CUADRO Nº 7 COOPEGUANACASTE, R.L.: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE

ENERGÍA AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES

POR VENTA DE ENERGÍA, AÑO 2013




(Millones ¢ )


(Millones ¢ )


Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía 3.1.2.7. Cooperativa de Electrificación Rural de Lo s Santos, R.L.

La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE.

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Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de COOPESANTOS,R.L., la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2002 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario vigente, publicado en el Alcance Nº 157 de La Gaceta Nº 200 del 17 de octubre de 2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de COOPESANTOS, R.L., se proyectan al rebajar una constante del 0,17% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de COOPESANTOS, R.L. sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.7 de este informe.

CUADRO Nº 8 COOPESANTOS, R.L.: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE ENERGÍA





(Millones ¢ )


(Millones ¢ )

Enero-marzo 351,85 2 706,15 2 779,94 Abril-junio 775,49 2 270,73 2 563,14 Julio-septiembre 423,29 2 213,53 2 278,17 Octubre- diciembre 352,42 2 375,34 2 375,34 Total 1 903,05 9 565,75 9 996,59

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía 3.1.2.8. Cooperativa de Electrificación Rural de Al faro Ruiz, R.L.

La IE actualiza las cifras de ventas a los abonados directos a octubre de 2012 y efectúa las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se

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actualizan a octubre de 2012, los datos por las compras de energía al sistema de generación y transmisión del ICE. Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de COOPEALFARORUIZ, R.L., la IE ha empleado la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de los datos históricos mensuales de abonados por sectores para el período comprendido desde enero de 2000 hasta octubre de 2012 (último dato disponible). Se emplea el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Para el cálculo de los ingresos vigentes, se utilizaron los precios promedios por tarifa obtenidos con la información disponible para el año 2012 (enero a octubre) y 2011 (noviembre y diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplica el pliego tarifario aprobado mediante resolución 1025-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012. Las estimaciones de ingresos sin combustibles de COOPEALFARORUIZ, R.L., se proyectan al rebajar una constante del 0,85% (compras de energía, incluyendo transmisión, únicamente por efecto de los combustibles entre los ingresos vigentes estimados de la empresa para el 2013). Una vez estimadas las tarifas de COOPEALFARORUIZ, R.L. sin el efecto de los combustibles, se procede a incluir el costo variable por combustibles (CVC) a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia, para lo cual se utilizarán los cargos trimestrales obtenidos en la sección 3.2.2.8 de este informe.

CUADRO Nº 9 COOPEALFARORUIZ, R.L.: ESTIMACIÓN DE COMPRAS TRIMESTRALES DE

ENERGÍA AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES

POR VENTA DE ENERGÍA, AÑO 2013




(Millones ¢ )


(Millones ¢ )

Enero-marzo 229,41 453,82 501,93 Abril-junio 231,18 474,64 561,80 Julio-septiembre 182,41 450,91 478,77 Octubre- diciembre 169,70 436,07 436,07 Total 812,71 1 815,43 1 978,57


3.2 Análisis de los combustibles del año 2013

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Las unidades físicas estimadas por ARESEP de generación térmica para el año 2013 son de 866 GWh, mientras que para el ICE, en el año 2013, proyecta que va a requerir generar 1 106 GWh. Esto significa que las estimaciones de ARESEP son aproximadamente un 22% menores. El gasto estimado por ARESEP en consumo de combustibles para generación térmica es de ¢ 73 215,92 millones para el año 2013 y la proyección de gasto en generación térmica del ICE para el mismo año es de ¢ 116 201,21 millones. La diferencia relativa es de 37% menor el gasto estimado por la ARESEP que el dato del ICE. El costo estimado por KWh generado para ARESEP es de ¢ 84,53 y para el ICE de ¢ 105,10.

La principal diferencia entre las estimaciones del ICE y las de la Autoridad Reguladora es la cantidad de unidades físicas necesarias de producir y la cantidad de litros a consumir de diésel. Además, se dan diferencias en los precios de los hidrocarburos para los cuales el ICE hace una proyección y ARESEP utiliza los precios vigentes a la semana de la remisión del informe al Comité de Regulación, también existen diferencias en los parámetros económicos utilizadas por ambas instituciones.

Para distribuir la energía entre las plantas térmicas, la Autoridad Reguladora para el año 2013, inicia asignando la generación de la planta con mayor rendimiento (KWh/l) a las de menor rendimiento, siguiendo la forma de distribución por plantas del ICE en los casos en que la generación térmica estimada por ARESEP es menor a la del ICE. En los meses en los que ARESEP estima una generación mayor se asigna a la planta con mayor rendimiento un monto no mayor al máximo que el ICE le haya asignado anteriormente (para de alguna manera tomar en cuenta las restricciones de transmisión) y así, con las demás plantas. El rendimiento de las plantas utilizado es el promedio real por planta obtenido de enero a octubre del presente año.

Los precios de los combustibles (diésel térmico y bunker) utilizados para los cálculos son los publicados en el Alcance Digital Nº188 de La Gaceta Nº227 del 23 de noviembre del 2012, precios vigentes actualmente. Se utiliza el precio de plantel con impuesto (se obtiene del Decreto Nº37233-H del 14 de agosto de 2012) más el flete de transporte de combustible que le corresponde pagar al ICE.

Para obtener el flete que le corresponde pagar al ICE por concepto de transporte de diésel térmico se utiliza la fórmula establecida en la resolución 696-RCR-2011 publicada en el Alcance Nº 111 de La Gaceta Nº 248 del 26 de diciembre de 2011 y por concepto de búnker se utiliza la fórmula establecida en la resolución 656-RCR-2011 publicada en La Gaceta Nº 191 del 05 de octubre de 2011. Se supone que en promedio se recorren 100 kilómetros para transporte de combustibles.

El precio del combustible total se valora al tipo de cambio de venta para las operaciones con el sector público no bancario de la misma fecha que la publicación de los precios vigentes de los combustibles, en este caso, del 23 de noviembre del 2012.

Los precios utilizados para valorar el diésel térmico y el búnker para generación se presentan en el cuadro siguiente:

CUADRO Nº 10

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PRECIOS DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN TÉRMICA COLONES POR LITRO

Componentes

Diésel Búnker

23 noviembre 2012 23 noviembre 2012 Precio Plantel 420,811 334,563

Impuesto Único 125,25 20,75

Flete 10,7 9,61

Total 556, 761 364,923

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia Energía

3.2.1 Ajuste en el sistema de generación El ajuste requerido en el sistema de generación del ICE por concepto de consumo de combustibles por generación térmica es de ¢ 73 215,92 millones en el año 2013. De los cuales, para el primer trimestre se estima se van a consumir ¢ 21 598,12 millones, en el segundo trimestre ¢ 38 256,54 millones, en el tercer trimestre se estima un gasto de ¢ 13 361,26 millones y en el cuatro trimestre se espera que no haya generación térmica. Con estos montos de gasto en combustibles por trimestre y la estimación de ingresos sin combustibles, se obtienen los factores C1, C2, C3 y C4 del año 2013, según la fórmula 2 de la resolución RJD-017-2012, que se detalla a continuación:

Donde: Ci = Proporción entre el costo variable estimado del combustible del trimestre i, en

generación térmica, y el costo estimado, sin combustibles, del trimestre i. CVCi= Es el cargo estimado por costo variable del combustible para generación térmica, a

reconocer en el trimestre i. CSCi= Es el costo estimado para el trimestre i, por todos los componentes reconocidos en

la tarifa, menos el CVCi. IESCi= Ingreso estimado, sin combustibles, del trimestre i y es igual a CSCi. Calculando la fórmula anterior con la información disponible, se obtiene que los cargos trimestrales para el sistema de generación del año 2013, son: C1 = 21% C2 = 38% C3 = 15% C4 = 0% Los cargos anteriores, deben ser incorporados en la fórmula 3 para de esta manera obtener las tarifas que van a regir en el sistema de generación, de la siguiente manera:

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Donde: PGX = Precio del sistema de generación actualizado por el CVC aprobado, en cada período. PGR = Precio del sistema de generación anterior al ajuste del CVC aprobado, en cada

período, sin considerar el componente de combustibles. Cia= Proporción entre el CVC del trimestre i, actualizado con los datos reales más

recientes (CVCia), y el ingreso estimado, sin combustibles, del trimestre i (IESCi). y el monto remanente por reconocer del gasto en consumo de combustible del II semestre del año 2012

En este caso, por ser la aplicación por primera vez, no se realiza el ajuste trimestral, de manera que, el resultado de la fórmula 2 es el final por concepto de combustibles del año 2013. Sin embargo, la metodología incluye el reconocimiento de rezagos acumulados antes del inicio de la metodología, con lo cual se debería reconocer el gasto incurrido en los últimos cuatro trimestres que no haya sido reconocido anteriormente en las tarifas. Esto, según la instrucción de la intendencia, no se incorporará en la metodología hasta que se cuente con los estados financieros auditados del año 2012 y se realice un análisis completo del resultado obtenido en el presente año. Con el análisis anterior, se determinará si el ICE requiere un reconocimiento por rezago de combustibles que no se haya reconocido vía tarifas.

3.2.2 Ajuste en el sistema de distribución Los ajustes en las tarifas del sistema generación con los cargos propuestos C1, C2, C3 y C4, tiene repercusiones en los sistemas de distribución de las diferentes empresas y por tal razón, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ajusta las tarifas del sistemas de distribución de las empresas, según el criterio aprobado en la resolución RJD-017-2012, en las fórmulas 4 y 5. La fórmula 4, sirve para obtener el cargo trimestral en el sistema de distribución que debe ajustar las tarifas sin combustibles, de la siguiente manera:

Donde: CDi = Es la proporción entre el costo variable estimado del combustible del

trimestre i y el ingreso estimado por ventas de energía y potencia a usuarios finales (en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el sistema de alumbrado público al de distribución).

CVCi= Es el cargo estimado por costo variable del combustible, a reconocer en

el trimestre i.

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IESCDi = Ingresos estimados por ventas de energía y potencia a usuarios finales

(en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el subsistema de alumbrado público al de distribución).

La fórmula 5, es con la que se obtienen los nuevos precios, de la siguiente manera:

Donde: PDX = Precio del sistema de distribución actualizado por el CVC aprobado, en

cada período. PDR= Precio del sistema de distribución anterior al ajuste del CVC aprobado,

en cada período, sin considerar el componente de combustibles. CDi = Es la proporción entre el costo variable estimado del combustible del

trimestre i que se transfiere al sistema de distribución y el ingreso estimado por ventas de energía y potencia del sistema de distribución a usuarios finales (en colones), sin considerar en las tarifas el componente de combustibles para la generación térmica (incluido el pago que efectúa el sistema de alumbrado público al de distribución).

Estos cargos dependen de cálculo de los cargos provenientes del sistema de generación, si por alguna razón estos últimos se modifican, los cargos de distribución también se modificarán.

3.2.2.1 ICE En el sistema de distribución del ICE, se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 9 059,30 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 15 498,16 millones, en el tercer trimestre ¢ 5 698,04 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no tiene que pagar adicional por combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para el ICE distribución, es el siguiente: CD1 =12% CD2 = 20% CD3 = 8% CD4 = 0%

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Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.2 CNFL En el sistema de distribución de la CNFL, se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 8 608,49 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 14 995,05 millones, en el tercer trimestre ¢ 5 322,01 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para la CNFL, es el siguiente: CD1 =12% CD2 = 21% CD3 = 8% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.3 JASEC En el sistema de distribución de JASEC, se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 765,02 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 1 487,05 millones, en el tercer trimestre ¢ 513,82 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para JASEC, es el siguiente: CD1 =10% CD2 = 18% CD3 = 6% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

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3.2.2.4 ESPH, S.A. En el sistema de distribución de ESPH, S.A., se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 1 300,52 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 2 379,81 millones, en el tercer trimestre ¢ 764,73 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para ESPH, S.A., es el siguiente: CD1 =13% CD2 = 23% CD3 = 8% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.5 Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.

En el sistema de distribución de COOPELESCA, R.L., se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 450,19 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 1 151,96 millones, en el tercer trimestre ¢ 185,57 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para COOPELESCA, R.L., es el siguiente: CD1 = 6% CD2 = 13% CD3 = 2% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.6 Cooperativa de Electrificación Rural de Gua nacaste, R.L.

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En el sistema de distribución de COOPEGUANACASTE, R.L., se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo cual se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 758,83 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 1 390,95 millones, en el tercer trimestre ¢ 410,37 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para COOPEGUANACASTE, R.L., es el siguiente: CD1 = 10% CD2 = 18% CD3 = 6% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.7 Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L. En el sistema de distribución de COOPESANTOS, R.L., se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo que se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 73,79 millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 292,41 millones, en el tercer trimestre ¢ 64,65 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para COOPESANTOS, R.L., es el siguiente: CD1 = 3% CD2 = 13% CD3 = 3% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5.

3.2.2.8 Cooperativa de Electrificación Rural de Alf aro Ruiz, R.L. En el sistema de distribución de COOPEALFARORUIZ, R.L., se utilizan los cargos trimestrales propuestos en el sistema de generación, lo que se requiere pagar adicional por compras de energía al ICE por generación con combustibles el monto de ¢ 48,11

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millones en el primer trimestre, en el segundo trimestre de ¢ 87,17 millones, en el tercer trimestre ¢ 27,86 millones y en el cuarto trimestre del año 2013 no requiere pagar adicional por concepto de combustibles. Con la información anterior de compras de energía por concepto de generación térmica y la información de ingresos sin combustibles del sistema de distribución, se calculan los factores CD1, CD2, CD3 y CD4. El resultado de aplicar la fórmula 4 con la información disponible, para COOPEALFARORUIZ, R.L., es el siguiente: CD1 = 11% CD2 = 18% CD3 = 6% CD4 = 0% Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales, mediante la fórmula 5. II. Que en relación con la manifestación del opositor, resumidas en el

Resultando XIV de esta resolución, se indica lo siguiente:

1. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L. (folio 607-614, ET-211-2012)

• Existe falta de claridad, información y respuesta. El 11 de mayo de 2012, se presentó ante la ARESEP, mediante oficio GG-712-2012, una serie de observaciones y consultas sobre dicha metodología para que fueran aclaradas antes de su aplicación; sin embargo, a la fecha no hemos recibido respuesta a las consultas formuladas. El opositor lleva razón en cuanto a que la nota GG-712-2012 no ha sido contestada, sin embargo, la mayoría de las preguntas planteadas en dicha nota estaban orientadas a la aplicación de la metodología y no a la metodología en sí, razón por la cual sin haber realizado la primera fijación no era pertinente hacer un adelanto de criterio. Adicionalmente, estaba pendiente la modificación de la entrada en vigencia de la metodología, la cual fue publicada recientemente en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta del 5 de diciembre del 2012. Una vez que el Comité de Regulación apruebe la primera aplicación, la nota podrá ser respondida.

• Aplicación errónea del mecanismo de ajuste extraordinario de precios. El artículo

31 de la ley 7593 establece que: “La Autoridad Reguladora 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, tasa de interés, precios de hidrocarburos, (…) ” En la resolución RJD-017-2012 se encuentra la justificación y el fundamento para que el gasto por combustibles para generación térmica aplique como metodología de ajuste extraordinaria. La resolución indica lo siguiente:

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“(…) En general, el criterio técnico regulatorio, es que se justifica la aprobación de un mecanismo de ajuste extraordinario de tarifas (ajuste automático), en los casos en que un gasto o grupo de gastos cumplan tres condiciones básicas:

1. Significativo: El gasto o grupo de gastos representa una porción significativa de los costos de prestar un servicio público en particular, de tal forma que no reconocerlos oportunamente vía ajuste tarifario, podría tener efectos financieros de alto impacto, favorables o desfavorables, para la empresa operadora. 2. Imprevisible: Se trata de gastos cuya evolución futura es difícil o imposible de prever o predecir, dada la naturaleza del costo específico. 3. Incontrolable: Se trata de costos que no están bajo la esfera de decisión de la empresa que presta el servicio público. Es decir, son exógenos a la administración o gestión de la empresa. Este CVC cumple con los tres criterios que se deben aplicar para optar por un esquema de fijación tarifaria mediante ajuste automático, a saber: 1) representa una magnitud significativa dentro de la estructura de costos de la empresa generadora, aproximadamente un cuarto de los gastos de operación del Sistema de Generación del ICE, 2) depende de variables no predecibles (hidraulicidad, precio internacional del petróleo, entre otras) y 3) no puede ser controlado dentro del ámbito de decisión de la empresa. ”

Por otra parte, las condiciones del modelo automático de RECOPE no son comparadas en ningún momento con las de CVC, sin embargo, al ser ajustes automáticos ambas cumplen con las condiciones para ello. La aplicación trimestral de CVC no significa que por el paso del tiempo se activa el disparador, como afirma el opositor, el objetivo principal es enviar una señal de precios a los usuarios, de forma que se refleje el verdadero costo de la energía de manera oportuna. Es evidente que los precios actualmente no reflejan su verdadero costo durante el año y que con CVC no será inmediato, pero será de manera más ágil. En los últimos años, se ha podido constatar que las diferencias entre el dato de consumo de combustibles para generación térmica y el consumo real han afectado el equilibrio financiero del ICE, tanto negativamente como positivamente. La cantidad de generación térmica en unidades físicas y en unidades monetarias estimadas y aprobadas han sido diferentes a las reales, ya que ni la cantidad a generar ni el precio de los combustibles es algo que sea fácilmente predecible. Por el contrario de lo indicado por el opositor, la cantidad de peticiones tarifarias por reconocimiento de combustibles es un indicador de la importancia que tiene para el ICE este rubro de gastos. Además, independientemente de que sea un ajuste ordinario o extraordinario la Autoridad Reguladora tiene el deber de analizar la razonabilidad de los costos. Es importante dar seguimiento al plan de expansión de generación con el objetivo de reducir la generación térmica y ampliar la participación de las

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energías renovables, sin embargo, en el corto plazo es necesario asegurar la confiabilidad del servicio y esto significa cubrir los costos del servicio.

• Violación delos principios regulatorios. La aplicación de esta metodología de

ajuste extraordinario violenta varios de los principios regulatorios que publica la Autoridad Reguladora en su sitio web. Uno de los objetivos de la Ley 7593, según su artículo 4, inciso d) es el de “Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y confiabilidad necesarios para prestar en forma óptima, los servicios públicos sujetos a su autoridad”, adicionalmente, el artículo 31 indica que a la hora de fijar las tarifas se debe contemplar aspectos y criterios como garantizar el equilibrio financiero. Ambos artículos señalados anteriormente, son fundamentales a la hora de analizar el rubro de gasto por consumo de combustibles ya que tiene un peso importante en los costos del ICE y que se utiliza frecuentemente para cubrir los picos de la demanda. El servicio al costo, según el artículo 3 de la Ley 7593, es “el principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31”, con lo cual se puede observar que contemplar el costo de combustibles para generación térmica no violenta el principio. Es de interés nacional, por razones económicas y ambientales, que se avance en el desarrollo de la capacidad de generación con recursos propios renovables, hasta reducir al mínimo la generación con combustibles. No obstante, mientras la generación térmica exista, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe dar una respuesta de corto plazo para evitar un desequilibrio financiero, mientras se logra ampliar la capacidad de generación con fuentes renovables. Esta metodología procura reconocer el principio de servicio al costo y mantener el equilibrio financiero del operador, como condición indispensable para lograr la continuidad operativa. Es importante señalar que la Autoridad Reguladora ha realizado esfuerzos para incentivar la generación con energías renovables, en este sentido se han aprobado una serie de metodologías que estimulan la inversión privada en este tipo de fuentes que colaboren para disminuir la generación mediante combustibles fósiles.

Por otra parte, la Autoridad Reguladora se encuentra en proceso de establecer una normativa técnica que sirva de insumo para evaluar el desempeño del Sistema Nacional Interconectado, esto con el objetivo de contar con herramientas de control.

• Falta de transparencia para los usuarios. Una de las consultas formuladas en su oportunidad a este modelo fue con respecto a lo indicado en el punto p, donde se indica que se debe mostrar en los recibos (a los usuarios finales) el monto correspondiente al factor de ajuste en el precio por concepto de CVC, lo cual implica una modificación significativa en los sistemas de facturación que

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requiere, entre otros, de un periodo razonable para su realización. Además, debe tenerse en cuenta que no todos los procedimientos de facturación de las empresas distribuidoras coinciden en cuanto a fechas y periodicidad (diaria, semanal o una vez por mes). Lo anterior hace que sea complicado el cálculo y la comprensión por parte del usuario. Probablemente se produzcan diferencias en los montos para los usuarios con facturaciones en fechas distintas o por redondeos. Contrario a lo indicado por el opositor, el punto p) del por tanto 7 de la resolución RJD-017-2012, lo que persigue es la transparencia con los usuarios y la información de los mismos, de manera que puedan identificar qué corresponde a combustibles por generación térmica. Esta metodología no dificulta la estimación de gastos por compras de energía ya que se tiene los cuatro cargos anuales y la tarifa base, que es lo requerido para tal estimación. El inciso es muy claro al indicar que lo que se debe mostrar en los recibos es al menos el monto correspondiente al factor de ajuste en el precio por concepto de CVC.

• La metodología hace mención al efecto en alumbrado público, sin que se precise

como se calculará y reflejará dicho efecto y tampoco en esta consulta pública se hace referencia a este asunto. No se incluye en la metodología una manera para calcular el efecto en alumbrado público, debido a que la inclusión de este servicio es con respecto a los ingresos. Es decir, para calcular el cargo de las compras por concepto de combustibles, se incluye el pago que efectúa el subsistema de alumbrado público al de distribución, como lo indica la metodología en el por tanto 5.

• ARESEP debe asegurarse de que los ingresos presentados en dicha solicitud

(estudio ordinario) no estén subestimados y los costos sobreestimados, tal y como ha sido usual en las solicitudes tarifarias de los últimos años. El análisis técnico realizado en cada estudio tarifario se basa en el principio de “servicio al costo”, razón por la cual se realiza una valoración exhaustiva de la solicitud tarifaria, donde se considera entre otros aspectos, únicamente los costos y gastos que son necesarios para la prestación del servicio en cuestión. Es decir, la Autoridad Reguladora le reconocerá a la empresa lo que sea necesario para garantizar la continuidad y sostenibilidad del servicio, de manera que los usuarios no se vean perjudicados por la desmejora o racionamiento del servicio. La Autoridad Reguladora analiza las solicitudes presentadas en cuanto a ingresos y en cuanto a costos y gastos, se revisan detalladamente los gastos que crecen por encima de la inflación y las justificaciones para que eso suceda, se excluyen los gastos que no están justificados, los que no son recurrentes y los que no son tarifarios. Además, a la hora de realizar el análisis tarifario se contemplan las expectativas de la economía nacional según el Banco Central de Costa Rica y las de la economía mundial según el Fondo Monetario Internacional

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los parámetros económicos utilizados son la inflación interna, la inflación externa y el tipo de cambio.

• Para la fijación ordinaria debe excluirse el rubro de combustibles para

generación térmica, lo cual implica una disminución de la tarifa, previo a la fijación extraordinario. La fijación ordinaria del ICE generación, tramitada en el expediente ET-137-2012, es la base de los cálculos del presente informe y el ajuste aprobado es el precio de referencia para el cálculo de la tarifa final determinada por la fórmula 3 de la RJD-017-2012.

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos

precedentes y el mérito de los autos, lo procedente aprobar los cargos trimestrales C1, C2, C3 y C4 para el sistema de generación y los CD1, CD2, CD3 y CD4 para el sistema de distribución, que se encuentran en la sección 3.2 del presente informe; tal y como se dispone.

POR TANTO:


EL COMITÉ DE REGULACIÓN

RESUELVE: I. Aprobar los cargos trimestrales C1, C2, C3 y C4 para el sistema de generación y

los CD1, CD2, CD3 y CD4 para el sistema de distribución, que se encuentran en la sección 3.2 del presente resolución.

II. Fijar las tarifas para el servicio de generación de electricidad del ICE, de la siguiente manera:

Rige sobre los consumos que se originen a partir de l 1 de enero del 2012 y hasta el 3 de marzo de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S .A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:

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Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 58,10 Periodo valle: ¢ 47,60 Periodo nocturno: ¢ 40,50

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3082/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión. Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:


La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3082/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Gene ración del ICE. A. Aplicación: Todos aquellos clientes directos del servicio de generación del ICE, cuyo punto de entrega de energía es estrictamente a 138 000 voltios o más. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: $ 0,078

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Periodo valle: $ 0,064 Periodo nocturno: $ 0,055

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $4,15/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, el impuesto de venta, ni el tributo a bomberos. DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente.

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La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes: - Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa

eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir de l 4 de marzo de 2013 y hasta el 31 de marzo de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S .A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:

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Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:



Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Gene ración del ICE. A. Aplicación: Todos aquellos clientes directos del servicio de generación del ICE, cuyo punto de entrega de energía es estrictamente a 138 000 voltios o más. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: $ 0,078

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Periodo valle: $ 0,064 Periodo nocturno: $ 0,055

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $4,15/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas. DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente.

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