AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Resolución
RJD-034-2015.-San José, a las quince horas del dieciséis de marzo de dos mil
quince.
Metodología para la
determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares
fotovoltaicas nuevas. Expediente OT-296-2014.
Resultando:
I.-Que la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos se encuentra en la actualidad en un
proceso de formalización y diseño de metodologías en todos los sectores
regulados. En el sector eléctrico y específicamente en generación privada, en
los últimos años se han aprobado una serie de modelos tarifarios aplicables a
la compra y venta de energía eléctrica producida por generadores privados,
mediante distintas fuentes como son la hidroeléctrica, la eólica y la biomasa.
Esas transacciones de energía han estado enmarcadas dentro de lo que establece
el Capítulo I de la Ley 7200.
II.-Que con el objetivo
de iniciar la formulación metodológica y de contar con la información para la
aplicación de la misma, así como conocer mejor el mercado, se realizó dentro
del marco de un proyecto de cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación
Alemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos un informe
técnico titulado "Determinación de la tarifa retributiva para
instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/
Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la
Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en
Centroamérica.
III.-Que es importante
señalar que desde el año 2011, se ha presentado una notable reducción de los
precios de la energía fotovoltaica en el mercado internacional. En
consecuencia, la industria de generación fotovoltaica se ha vuelto más
competitiva en relación con la industria de generación de electricidad mediante
otras fuentes renovables. Entre otras, esta es una de las razones por las
cuales, en los últimos años ha crecido el interés de incorporar este tipo de
energía en el Sistema Eléctrico Nacional por parte del ICE y de otras empresas
distribuidoras de electricidad del país.
IV.-Que el 12 de
setiembre de 2014, mediante oficio 116- CDR-2014, el Centro de Desarrollo de la
Regulación (CDR), envía una propuesta de "Metodología para la
Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada
Solares Fotovoltaicas Nuevas".
V.-Que el 22 de
setiembre de 2014, mediante acuerdo 03- 55-2014 de la sesión extraordinaria
55-2014 y ratificada el 22 de octubre de 2014 se indica: "Continuar en una
próxima sesión, con el análisis de la propuesta metodológica para la
determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privadas
solares fotovoltaicas nuevas, con el propósito de que el Centro de Desarrollo
de la Regulación someta una versión ajustada conforme las observaciones y
sugerencias formuladas en esta oportunidad"
VI.-Que el 18 de
noviembre de 2014, mediante oficio 820-RG-2014/152-CDR-2014 el Despacho del
Regulador y el Centro de Desarrollo de la Regulación en cumplimiento del
acuerdo 03-55-2014, envían al Secretario de Junta Directiva la
"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas
de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas".
VII.-Que
el 24 de noviembre de 2014, mediante acuerdo 05-68-2014 de la sesión ordinario
68-2014, la Junta Directiva de Aresep acordó "Someter al trámite de
audiencia pública la Propuesta "Metodología para la Determinación de
Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas
Nuevas" (.)." (folios 01 al 208).
VIII.-Que el 13 de
enero de 2015, se publicó la convocatoria a la audiencia pública de Ley, en La
Gaceta N° 8 y el 16 de enero de 2015 en los diarios La Nación y La Extra
(folios 212 y 213).
IX.-Que el 10 de
febrero de 2015, se llevó a cabo la audiencia pública en el Auditorio de la
Aresep interconectados por el sistema de videoconferencia con los Tribunales de
Justicia de los centros de: Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón,
Pérez Zeledón y Puntarenas, además dicha audiencia se desarrolló en forma
presencial en el salón parroquial de Bribrí, Limón, Talamanca; en la cual se
recibieron y se admitieron 3 posiciones por parte de: Instituto Costarricense
de Electricidad, PV Huacas Sociedad Anónima y Enel Green Power Costa Rica
Sociedad Anónima y Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).
X.-Que el 24 febrero de
2015, la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y el
Despacho del Regulador General, mediante oficio 015-CDR-2015/222-RG-2015,
remitió a la Secretaría de Junta Directiva el informe final de la
"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas
de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas" (No consta en los
autos del Exp. OT-296-2014).
XI.-Que el 3 de marzo
de 2015, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria mediante el
criterio 176-DGAJR-2015, le recomendó a la Junta Directiva: "Someter al
conocimiento y discusión de la Junta Directiva la propuesta de
"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas
de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas", remitida por el
Despacho del Regulador General y la Dirección General del Centro de Desarrollo
de la Regulación mediante el oficio 222-RG-2015/015-CDR-2015". (No consta
en los autos del Exp. OT-296-2014).
Considerando:
I.-Que en ausencia del
señor Regulador General Dennis Meléndez Howell, por encontrarse de vacaciones
el 16 de marzo de 2015, comparece en este acto la señora Grettel López Castro,
en su condición de Reguladora General Adjunta, según el acuerdo que consta en
el artículo segundo del acta de la sesión ordinaria número ciento sesenta y
uno, celebrada por el Consejo de Gobierno el 20 de agosto del dos mil trece,
publicado en La Gaceta 211 del 1 de noviembre del 2013, nombramiento que quedó
ratificado por la Asamblea Legislativa en la sesión ordinaria número 69,
celebrada el 19 de setiembre de 2013, de conformidad con lo estipulado en el
artículo 47 de la Ley 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos, nombramiento que a la fecha se encuentra vigente. De conformidad con
el artículo 57 de la misma ley, la Reguladora General Adjunta sustituye al
Regulador General durante sus ausencias temporales.
II.-Que en cuanto a las
oposiciones y coadyuvancias presentadas en la audiencia pública, del oficio
015-CDR-2015/222- RG-2015 del 24 de febrero de 2015, que sirve de base para la
presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
"(...)
1. Instituto
Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada
por la señora María Gabriela Sánchez Rodríguez, cédula número 107960417, en su
condición de apoderada especial administrativa (folios 222 al 263).
1.1 Dicha metodología
debe precisar que el sistema de bandas tarifarias que se aprueba será utilizado
por el ICE para la compra de energía de acuerdo a lo establecido en la Ley
7200, el Reglamento al Capítulo I y el Procedimiento de Selección de Proyectos
que al efecto se mantenga vigente.
En el alcance de la
metodología se establece en el folio 14 lo siguiente: "El modelo que se
presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al
ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas solares
fotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley
7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas
solares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que
establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que
deban ser reguladas por ARESEP". Es decir, ya se encuentra contemplado que
las ventas de energía al ICE son mediante el marco de la Ley 7200.
En cuanto a los
procedimientos de selección de proyectos que utilice el ICE, éstos quedan fuera
del alcance de esta metodología debido a que es competencia de la empresa y no
de Aresep.
1.2 En atención al
principio de legalidad y seguridad jurídica insta al Ente Regulador para que al
momento de resolver y aprobar la fijación de la banda tarifaria derivada de la
aplicación de esta metodología, no modifique los datos de las variables
sometidos a discusión en la presente audiencia pública actualizándolos al día
de la audiencia o de la resolución, sin brindar el debido proceso a las Partes
interesadas para que se puedan referir a los nuevos datos.
Este es un tema de
aplicación de las metodologías. Vale la pena indicar que en relación con la
actualización de las variables al momento de la audiencia, desde el año 2004
existe un acuerdo de la Junta Directiva de esta Autoridad Reguladora (Acuerdo
004-015-2004) en el cual se instruye a las direcciones técnicas de ese momento,
ahora Intendencias, a "Actualizar a la fecha de celebración de la
audiencia pública las siguientes variables: Salarios mínimos, Tipo de cambio de
venta del dólar de los Estados Unidos de América con respecto al colón y precio
de los combustibles."
Con el fin de
garantizar el cumplimiento del principio del servicio al costo, dicha
disposición se ha generalizado, y se ha convertido en una práctica
administrativa que se aplica para actualizar variables de los estudios
tarifarios ordinarios o extraordinarios que se tramitan en esta Autoridad.
No se omite indicar que
el mecanismo de participación ciudadana definido por Ley, es para que los
interesados manifiesten sus posiciones con respecto a alguna propuesta de
ajuste tarifario, metodología, normas y solicitudes de concesión de generación
de energía eléctrica. Mediante este mecanismo la Autoridad Reguladora reúne
criterios de los ciudadanos y empresas sobre el aspecto sometido a conocimiento
público. Sobre éste punto el artículo 36 de la Ley 7593, dispone en lo
conducente:
"(.) La audiencia
se convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos
formales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará
un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación
nacional, con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la
audiencia. (.)"
Cabe aclarar que una
propuesta, se refiere a un informe técnico dirigido a todas las partes
interesadas donde se justifica la necesidad de la aprobación de una metodología
tarifaria a fin de ser sometida a audiencia pública. Así pues, no se debe
confundir la propuesta -requisito mínimo indispensable que la Aresep necesita a
fin de enviar la propuesta a audiencia pública- con la información que se
requiere para sustentar la solicitud tarifaria.
Esta última información
-necesaria para sustentar la aprobación de metodología- deberá ser analizada
una vez que haya concluido el procedimiento de audiencia pública, ya que es
hasta este momento que el Ente Regulador cuenta con toda la información para
poder resolver la fijación tarifaria. De ahí la importancia que al momento de
realizarse los cálculos y de redactar el informe tarifario sobre la fijación de
oficio, se utilice la última información disponible.
1.3 El Ente Regulador
no justifica la exclusión del rango bajo del costo de inversión, eliminándolo
en forma arbitraria, lo que afecta el promedio del costo de inversión y por lo
tanto la desviación estándar lo cual incide en un aumento tanto del piso de la
banda como del techo en favor del generador privado. Sobre la tendencia de
precios de la energía solar fotovoltaica. Modificar el texto para incluir el
rango bajo, ya que estos cambios son necesarios para que los generadores
privados puedan ofertar dentro del proceso de concurso a tarifas menores a las
de referencia y que ese beneficio se vea trasladado al consumidor final a
través de la tarifa.
En la página 35, del
documento "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en
Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband
Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de
Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se
pueden encontrar los elementos relevantes del costo de inversión de una
instalación fotovoltaica (Anexo 1, folio 59). Dicho estudio propone que los
módulos fotovoltaicos y los inversores se distinguen debido a sus calidades y
precios. El segmento inferior de costos de inversión, involucra módulos
fotovoltaicos e inversores de baja calidad. Para los efectos de la generación
de energía eléctrica mediante fuente solar fotovoltaica, se excluye este rango.
1.4 Si bien la
metodología propuesta por la ARESEP es consistente con las otras metodologías
para plantas nuevas, es necesario que la ARESEP incluya para el cálculo del
costo de inversión el rango bajo contenido en el estudio ECLAREON/BSW (2014) y
que valore una modificación del techo de la banda de acuerdo con los últimos
acontecimientos a nivel internacional respecto de esta tecnología.
En la página 35, del
documento "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en
Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband
Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de
Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica se
pueden encontrar los elementos relevantes del costo de inversión de una
instalación fotovoltaica (Anexo 1, folio 59). Dicho estudio propone que los
módulos fotovoltaicos y los inversores se distinguen debido a sus calidades y
precios. El segmento inferior de costos de inversión, involucra módulos
fotovoltaicos e inversores de baja calidad. Para los efectos de la generación
de energía eléctrica mediante fuente solar fotovoltaica, se excluye este rango.
Por otra parte, la
aplicación del promedio más una desviación estándar como límite superior es
consistente con las Metodologías de plantas de generación privada
hidroeléctricas y eólicas nuevas aprobadas por Aresep. Sobre este tema la
metodología indica en el folio 05 lo siguiente: ".el límite superior de la
banda tarifaria no debe separarse significativamente de los costos esperados y
reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con
las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que
dicha banda superior sea calculada como los costos de inversión promedio más
una desviación estándar. De esta manera, se espera establecer un precio que
cumpla con el principio de servicio al costo para los inversionistas, sin tener
que ampliar la banda en exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que
puedan resultar ineficientes".
Se ha observado una
disminución en los costos de la tecnología a lo largo de los últimos años, tal
y como se indicó en la propuesta en el folio 05 ".a lo largo de los
últimos años se ha podido observar las rápidas mejoras tecnológicas que ha
sufrido esta fuente de energía y el abaratamiento en los equipos utilizados
para su instalación. Esta tendencia ha sido mencionada en diferente literatura
como lo es el "Annual Energy Outlook 2014 with projections to 2040"
U.S. Energy Information Administration (2014) donde se proyecta una disminución
de costos, así como en el estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft
e.V (2014)". La manera en la que se capturan estas mejoras e innovaciones
que tienen efecto en la disminución de los precios, es en la forma en que se
estableció el límite inferior de la banda.
2 PV Huacas Sociedad
Anónima, cédula de persona jurídica 3-101-665647 y Enel Green Power Costa
Rica Sociedad Anónima cédula de persona jurídica 3-101-120506, representadas
por el señor José Antonio Benavides Sancho, cédula de identidad número 104780037,
en su condición de Presidente suplente con facultades de apoderado generalísimo
y en su condición de Presidente de apoderado generalísmo respectivamente.
2.1 Se solicita que
Aresep incluya el factor ambiental en la propuesta de metodología.
El objetivo principal
de la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas
de generación solar fotovoltaica, la cual incluye todos los elementos
necesarios para establecer la tarifa y cumple con lo establecido en la Ley 7593
en cuanto a los criterios y elementos a reconocer.
Dentro de los costos
contemplados actualmente se incluye el criterio de sostenibilidad ambiental
definido en la Ley 7593, artículo 31 como elemento para fijar las tarifas. En
efecto de la legislación analizada se observa que:
▪ Ley 7200: Ley
que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela
"Artículo 8 -
Además de la declaratoria de elegibilidad a que se refiere el artículo 6º, para
centrales de limitada capacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000
KW), el interesado deberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una
certificación sobre la aprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada
por un profesional del ramo. Este estudio deberá ser presentado previamente al
Ministro de Recursos Naturales, Energía y Minas, para su aprobación o rechazo,
dentro de un plazo de sesenta días naturales, a partir de su presentación.
(.)
Artículo 10 - En el
estudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se
incluirán, como mínimo los siguientes aspectos:
a) Indicación del
posible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.
b) Los efectos adversos
inevitables, si se llevará a cabo la actividad.
c) Los efectos sostenidos
sobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la vegetación,
los suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.
ch) Señalamiento de
áreas específicas por deforestar, si fuere del caso.
d) Cantidad posible de
desechos.
e) Efectos sobre las
poblaciones y asentamientos humanos.
f) Programas de
reforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua
y del aire; y los planes de manejo de los desechos.
g) Planes de
contingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el
ecosistema.
(.)
Artículo 11.-Para
amparar el cumplimiento de los programas de control y de recuperación
ambiental, el concesionario, al firmar el contrato de suministro, deberá
acompañar una garantía incondicional de cumplimiento a favor del Ministerio de
Recursos Naturales, Energía y Minas, equivalente al cuatro por ciento (4%) del
valor del proyecto, durante el período de construcción de la obra, que se
mantendrá vigente por un año contado a partir de la entrada en operación del
proyecto.
La garantía se reducirá
a un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se
mantendrá vigente durante todo el período de la concesión.
Estos porcentajes
podrán ser ajustados por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas,
de acuerdo con la cuantificación de daños potenciales que se determinen en el
estudio de impacto ambiental.
La garantía a que se refiere
este artículo podrá ser emitida por cualquiera de los bancos del Sistema Bancario
Nacional, o por el Instituto Nacional de Seguros, a satisfacción del Ministerio
de Recursos Naturales, Energía y Minas, y podrá ser ejecutada, parcial o
totalmente, por el citado ministerio, tan pronto se demuestre que se ha
producido un daño y que este no ha sido mitigado por el producto autónomo.
El Ministerio de
Recursos Naturales, Energía y Minas podrá efectuar correcciones, en forma
directa y de oficio, o mediante contrato, en cualquier deterioro o daño
ambiental que se origine con motivo de la concesión eléctrica otorgada.
Si al término de la
concesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente,
según corresponda.
Artículo 12 -
Corresponde al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las
pautas y las condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el
cumplimiento de los programas de control y recuperación ambiental de las
centrales de limitada capacidad. En caso de que los concesionarios incumplan
las condiciones fijadas por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y
Minas, el Servicio Nacional de Electricidad, a solicitud de este Ministerio,
declarará la caducidad de la concesión."
En los estudios de
impacto ambiental, la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) estipula
que por reglamento lo que procede para otorgar la viabilidad ambiental, es
solicitarle al desarrollador la presentación de los instrumentos de Control y
Seguimiento, los cuales pueden ser varios como el pago de la garantía,
cumplimiento de compromisos ambientales, nombramiento de responsable ambiental,
entre otros.
Por estas razones, se
considera que la incorporación del factor ambiental como un parámetro adicional
de suma o resta a los costos no es necesario debido a que se estaría dando una
duplicación de costos ambientales.
2.2 El valor del factor
de planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una
muestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se
sugiere utilizar los datos del informe técnico titulado "Determinación de
la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica"
La metodología busca
que los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de
planta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además
como lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: ".se utilizan
los factores de planta definidos en el documento "Energía solar
fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia"
elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto
Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información
proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor
de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio
en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de
planta, mayor producción de electricidad."
2.3 Se solicita incluir
mayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento
ECLAREON.
En la página 35 (Anexo
1, folio 59) del estudio "Determinación de la tarifa retributiva para
instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/
Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la
Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en
Centroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar
los costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra
civil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de
operación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,
mantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,
monitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.
Además, en la página 33
(folio 57) del mismo documento, se menciona que se realizaron entrevistas a 10
empresas activas en el sector FV de países latinoamericanos y en la página 55
(folio 79) se encuentra la entrevista realizada a cada una de estas empresas,
es decir, la información contenida en el documentos que se adjuntó como anexo a
la presente metodología incorpora toda la información obtenida por parte de los
consultores a las preguntas realizadas a las empresas.
2.4 Se considera que la
muestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente
amplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de
instalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o
global. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New
Energy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la
información con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica
del ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.
En la página 35 (Anexo
1, folio 59) del estudio "Determinación de la tarifa retributiva para
instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/
Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la
Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en
Centroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar
los costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra
civil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de
operación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,
mantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,
monitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.
Por otra parte,
actualmente la Aresep no tiene acceso a Bloomberg New Energy Finance, razón por
la cual tal información no puede ser utilizada ni puesta a disposición del
público por parte del Ente Regulador.
Con respecto a
incorporar la Planta Solar Miravalles, los costos incurridos al momento de su
construcción no son representativos de la actualidad debido a la tendencia en
la baja de los precios de la tecnología, además siendo este proyecto una
donación los costos no necesariamente son los eficientes.
2.5 Se solicita
utilizar el beta desapalancada correspondiente al sector "Power" ya
que este corresponde únicamente a las actividades de generación de
electricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas
Existentes en donde se utiliza también este rubro.
Contrario a lo que
argumento el opositor, el sector "Power" está compuesto por una serie
de actividades muy diferentes a las de generación de electricidad como lo son
gas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración, servicios
financieros, entre otras, mientras que la muestra de "Utility
General" están referidas mayormente a electricidad. Adicionalmente, Aresep
ha propuesto en las Metodologías Tarifarias Ordinarias de Electricidad
(Generación, Transmisión y distribución), el uso del beta "Utility
General" y es lo que ha venido utilizando en los estudios tarifarios una
vez que la información dejo de ser presentada de la forma anterior, en la que
era un promedio de los betas del sector eléctrico de Estados Unidos.
Por lo anterior y
debido a que uno de los elementos importantes para Aresep en la actualidad es
la homogenización de criterios y variables, es que se considera que el beta a
utilizar debe ser el "Utility General".
Por otra parte, el beta
que se utilice deberá ser analizado para contemplar que existen valores
atípicos o extremo, tal y como lo indica la metodología en el folio 19:
"Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para
los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública;
luego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las
empresas. Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los
valores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en
estadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores
resultantes".
2.6 El plazo de deuda
utilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para
proyectos de energía solar. Se solicita a la Aresep solicitar información de
bancos comerciales locales y multilaterales para corregir este plazo a uno de
duración entre ocho y doce años.
Respecto a las
condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, en los expedientes de
generación privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas (OT-029-2011 y
OT-028-2011, respectivamente) se solicitó información a los entes financieros,
así como, actualmente se tiene información de diferentes fuentes bancarias de
plazos de financiamiento de proyectos solares. De esta manera, las condiciones
del financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de
amortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del
contrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las
publicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; y iii) el
apalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre
proyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.
2.7 Se solicita no
referirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión,
porque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de
valores aumente o disminuya.
La información que se
va a utilizar es la indicada en la metodología, la cual hace referencia al
estudio de Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en
Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband
Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de
Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica. Para
evitar una desactualización de la anterior información, se indicó lo siguiente
en el folio 23 de la metodología: "Las variables determinadas en esta
metodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una
periodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos". Nótese
que se ha indicado al menos con una periodicidad de 5 años, lo cual indica que
el periodo de actualización puede ser menor a los 5 años.
2.8 No hay justificaciones
técnicas y estadísticas para establecer un número diferente de desviaciones
estándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del promedio para
el límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria simétrica con
dos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y dos
desviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.
La justificación
técnica de la utilización de tres desviaciones estándar para calcular el límite
inferior y de utilizar una desviación estándar para definir el límite superior
se encuentra el folio 05 de la propuesta metodológica, tal y como sigue:
"Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe
separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia
mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías
de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea
calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De
esta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de
servicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en
exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.
El objetivo de crear
una banda de precios para la generación privada de electricidad mediante
plantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos
de las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad
del mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del
equilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la
continuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación
estándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el
84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese
rango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al
"lado izquierdo de la cola", dada la información disponible, es
deseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las
de referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios
finales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y
la innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en
cuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan
para el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio
al costo."
2.9 Establecer una
estructura tarifaria con diferencia estacional.
Como lo establece la
metodología en el folio 22 y 23: "El propósito de la estructura es lograr
que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en
que el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional.".
Lo anterior no es posible tal y como lo indica la metodología: ".no
permite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la
indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la
fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y
operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los
beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa
más sencilla y con un solo valor."
Por lo anterior, el
objetivo de que el productor maximice su generación en los periodos en que la
energía es más valiosa para el SEN no se puede lograr de manera controlada.
2.10
Se solicita incluir los valores finales que serán considerados para la
aplicación de la metodología.
La metodología consta
de la enunciación detallada de las fórmulas del modelo, la descripción técnica
de la estructura general de ingresos y costos, sus componentes, ecuaciones y
detalle de cada elemento, así como criterios y procedimientos para su
aplicación. Lo anterior, expuesto en forma matemática, técnica y razonada por
lo que la enunciación del modelo es completa, sin obviar componentes, es
descriptiva, suficiente y reproducible a partir de la información concreta que
luego pueda emplearse al fijar una tarifa.
Lo que se somete a
audiencia resulta ser el modelo en toda su integridad, y los elementos de
propuesta metodológica en cuestión aluden no a la aplicación de la misma para
una fijación tarifaria en particular, sino a la formulación propiamente del
modelo tarifario. En este sentido, se presenta la formulación teórica de la
metodología, pues su aplicación práctica se dará hasta una vez aprobada y
cuando se esté en proceso de fijar una tarifa particular.
3 Asociación
Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), cédula de persona jurídica
número 3-002-115819, representada por Mario Alvarado Mora, portador de la
cédula de identidad número 401290640, en su condición de apoderado
generalísimo.
3.1 La actual propuesta
no incluye la definición del factor ambiental como parte de ella, a pesar de
que su ley así lo demanda. Que se resuelva incluir el factor ambiental.
El objetivo principal
de la metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas
de generación solar fotovoltaica, la cual incluye todos los elementos
necesarios para establecer la tarifa y cumple con lo establecido en la Ley 7593
en cuanto a los criterios y elementos a reconocer.
Dentro de los costos
contemplados actualmente se incluye el criterio de sostenibilidad ambiental definido
en la Ley 7593, artículo 31 como elemento para fijar las tarifas. En efecto de
la legislación analizada se observa que:
▪
Ley 7200: Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela
"Artículo 8 - Además de la declaratoria
de elegibilidad a que se refiere el artículo 6º, para centrales de limitada
capacidad mayores o iguales a dos mil kilovatios (2.000 KW), el interesado
deberá aportar al Servicio Nacional de Electricidad una certificación sobre la
aprobación de un estudio de impacto ambiental, elaborada por un profesional del
ramo. Este estudio deberá ser presentado previamente al Ministro de Recursos
Naturales, Energía y Minas, para su aprobación o rechazo, dentro de un plazo de
sesenta días naturales, a partir de su presentación.
(.)
Artículo 10 - En el
estudio de impacto ambiental a que se refiere el artículo 8º de esta ley se
incluirán, como mínimo los siguientes aspectos:
a) Indicación del
posible impacto de la actividad sobre el ambiente natural y el humano.
b) Los efectos adversos
inevitables, si se llevará a cabo la actividad.
c) Los efectos
sostenidos sobre la flora y la fauna, con señalamiento del impacto sobre la
vegetación, los suelos, las especies animales y la calidad del agua y del aire.
ch) Señalamiento de
áreas específicas por deforestar, si fuere del caso.
d) Cantidad posible de
desechos.
e) Efectos sobre las
poblaciones y asentamientos humanos.
f) Programas de
reforestación, control de erosión de suelos y control de contaminación del agua
y del aire; y los planes de manejo de los desechos.
g) Planes de
contingencia para prevenir, detectar y controlar los efectos nocivos sobre el
ecosistema.
(.)
Artículo 11 - Para
amparar el cumplimiento de los programas de control y de recuperación
ambiental, el concesionario, al firmar el contrato de suministro, deberá
acompañar una garantía incondicional de cumplimiento a favor del Ministerio de
Recursos Naturales, Energía y Minas, equivalente al cuatro por ciento (4%) del
valor del proyecto, durante el período de construcción de la obra, que se
mantendrá vigente por un año contado a partir de la entrada en operación del
proyecto.
La garantía se reducirá
a un monto equivalente a un uno por ciento (1%) del valor del proyecto y se
mantendrá vigente durante todo el período de la concesión.
Estos porcentajes
podrán ser ajustados por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas,
de acuerdo con la cuantificación de daños potenciales que se determinen en el
estudio de impacto ambiental.
La garantía a que se
refiere este artículo podrá ser emitida por cualquiera de los bancos del
Sistema Bancario Nacional, o por el Instituto Nacional de Seguros, a
satisfacción del Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, y podrá ser
ejecutada, parcial o totalmente, por el citado ministerio, tan pronto se
demuestre que se ha producido un daño y que este no ha sido mitigado por el
producto autónomo.
El Ministerio de
Recursos Naturales, Energía y Minas podrá efectuar correcciones, en forma
directa y de oficio, o mediante contrato, en cualquier deterioro o daño
ambiental que se origine con motivo de la concesión eléctrica otorgada.
Si al término de la
concesión la garantía no ha sido ejecutada, será devuelta parcial o totalmente,
según corresponda.
Artículo 12 - Corresponde
al Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, fijar las pautas y las
condiciones de cualquier naturaleza, tendientes a amparar el cumplimiento de
los programas de control y recuperación ambiental de las centrales de limitada
capacidad. En caso de que los concesionarios incumplan las condiciones fijadas
por el Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas, el Servicio Nacional
de Electricidad, a solicitud de este Ministerio, declarará la caducidad de la
concesión."
En los estudios de
impacto ambiental, la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) estipula
que por reglamento lo que procede para otorgar la viabilidad ambiental, es
solicitarle al desarrollador la presentación de los instrumentos de Control y
Seguimiento, los cuales pueden ser varios como el pago de la garantía,
cumplimiento de compromisos ambientales, nombramiento de responsable ambiental,
entre otros.
Por estas razones, se
considera que la incorporación del factor ambiental como un parámetro adicional
de suma o resta a los costos no es necesario debido a que se estaría dando una
duplicación de costos ambientales.
3.2 El valor del factor
de planta a utilizarse en la presente metodología debe ser el resultado de una
muestra representativa de proyectos solares en diversas zonas de Costa Rica. Se
sugiere utilizar los datos del informe técnico titulado "Determinación de
la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica"
La metodología busca
que los proyectos solares se instalen en las zonas con mejores factores de
planta, por lo que utilizar este factor de planta logra este objetivo. Además
como lo establece la metodología en el folio 05, se quiere: ". se utilizan
los factores de planta definidos en el documento "Energía solar
fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia"
elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto
Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información
proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor
de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio
en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de
planta, mayor producción de electricidad."
3.3 Se solicita incluir
mayor detalle de las fuentes de información que se referencian en el documento
ECLAREON.
En la página 35 (Anexo
1, folio 59) del estudio "Determinación de la tarifa retributiva para
instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/
Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la
Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en
Centroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar
los costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra
civil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de
operación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,
mantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad, monitorización,
seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.
Además, en la página 33
(folio 57) del mismo documento, se menciona que se realizaron entrevistas a 10
empresas activas en el sector FV de países latinoamericanos y en la página 55
(folio 79) se encuentra la entrevista realizada a cada una de estas empresas,
es decir, la información contenida en el documentos que se adjuntó como anexo a
la presente metodología incorpora toda la información obtenida por parte de los
consultores a las preguntas realizadas a las empresas.
3.4 Se considera que la
muestra de costos de inversión y de explotación no es lo suficientemente
amplia. Se requiere utilizar una muestra representativa de costos de
instalación y explotación de proyectos fotovoltaicos a nivel local, regional o
global. Se sugiere tomar en cuenta los datos consolidados por Bloomberg New
Energy Finance para robustecer el análisis. Igualmente se puede complementar la
información con los costos de instalación y operación de la planta fotovoltaica
del ICE en Miravalles, a la fecha la más grande del país.
En
la página 35 (Anexo 1, folio 59) del estudio "Determinación de la tarifa
retributiva para instalaciones FV en Costa Rica", el cual fue elaborado
por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato
con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en
Centroamérica se pueden encontrar los elementos incluidos a la hora de analizar
los costos de inversión (módulos FV, inversor, estructura, instalación y obra
civil, equipamiento eléctrico y margen del instalador) y los costos de
operación (mantenimiento del inversor, inspección trimestral y limpieza anual,
mantenimiento correctivo, cortar el césped y vegetación, seguridad,
monitorización, seguro y otros costos) de una instalación fotovoltaica.
Por otra parte,
actualmente la Aresep no tiene acceso a Bloomberg New Energy Finance, razón por
la cual tal información no puede ser utilizada ni puesta a disposición del
público por parte del Ente Regulador.
Con respecto a
incorporar la Planta Solar Miravalles, los costos incurridos al momento de su
construcción no son representativos de la actualidad debido a la tendencia en
la baja de los precios de la tecnología, además siendo este proyecto una
donación los costos no necesariamente son los eficientes.
3.5 Se solicita
utilizar el beta desapalancada correspondiente al sector "Power" ya
que este corresponde únicamente a las actividades de generación de
electricidad. Asimismo, se le da congruencia con la Metodología de Plantas
Existentes en donde se utiliza también este rubro.
Contrario a lo que
argumento el opositor, el sector "Power" está compuesto por una serie
de actividades muy diferentes a las de generación de electricidad como lo son
gas natural, carbón, nuclear, refinación, construcción, exploración, servicios
financieros, entre otras, mientras que la muestra de "Utility
General" están referidas mayormente a electricidad. Adicionalmente, Aresep
ha propuesto en las Metodologías Tarifarias Ordinarias de Electricidad
(Generación, Transmisión y distribución), el uso del beta "Utility
General" y es lo que ha venido utilizando en los estudios tarifarios una
vez que la información dejo de ser presentada de la forma anterior, en la que
era un promedio de los betas del sector eléctrico de Estados Unidos.
Por lo anterior y
debido a que uno de los elementos importantes para Aresep en la actualidad es
la homogenización de criterios y variables, es que se considera que el beta a
utilizar debe ser el "Utility General".
Por otra parte, el beta
que se utilice deberá ser analizado para contemplar que existen valores
atípicos o extremo, tal y como lo indica la metodología en el folio 19:
"Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa individual para
los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública;
luego se calcula la media aritmética simple de la información de todas las
empresas. Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los
valores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en
estadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores
resultantes".
3.6 El plazo de deuda
utilizado en la metodología es excesivamente largo, especialmente para
proyectos de energía solar. La Aresep puede corroborar la información de los
plazos directamente con los bancos.
Respecto a las
condiciones financieras incluidas en el modelo propuesto, en los expedientes de
generación privada para plantas hidroeléctricas y eólicas nuevas (OT-029-2011 y
OT-028-2011, respectivamente) se solicitó información a los entes financieros,
así como, actualmente se tiene información de diferentes fuentes bancarias de
plazos de financiamiento de proyectos solares. De esta manera, las condiciones
del financiamiento se definieron de la siguiente manera: i) el plazo de
amortización se fijó en 20 años para equipararlo con el plazo máximo del
contrato que permite la ley; ii) la tasa de interés se tomará de las
publicaciones periódicas del Banco Central de Costa Rica; y iii) el
apalancamiento financiero se estimará con base en los datos disponibles sobre
proyectos privados de generación de electricidad que posee la ARESEP.
3.7 Se solicita no
referirse a los doce valores disponibles de información de costo de inversión,
porque no se podría utilizar la metodología en el caso en que el número de
valores aumente o disminuya.
La información que se
va a utilizar es la indicada en la metodología, la cual hace referencia al
estudio de Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en
Costa Rica", el cual fue elaborado por ECLAREON/ Bundesverband
Solarwirtschaft e.V (2014), realizado bajo contrato con la Agencia de
Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del Programa 4E en Centroamérica. Para
evitar una desactualización de la anterior información, se indicó lo siguiente
en el folio 23 de la metodología: "Las variables determinadas en esta
metodología mediante informes técnicos deberán ser revisadas al menos con una
periodicidad de 5 años mediante uno o varios estudios específicos". Nótese
que se ha indicado al menos con una periodicidad de 5 años, lo cual indica que
el periodo de actualización puede ser menor a los 5 años.
3.8 No hay
justificaciones técnicas y estadísticas para establecer un número diferente de
desviaciones estándar arriba del promedio para el límite superior y abajo del
promedio para el límite inferior. Se solicita establecer una banda tarifaria
simétrica con dos desviaciones estándar hacia arriba para el límite superior y
dos desviaciones estándar hacia abajo para el límite inferior.
La justificación
técnica de la utilización de tres desviaciones estándar para calcular el límite
inferior y de utilizar una desviación estándar para definir el límite superior
se encuentra el folio 05 de la propuesta metodológica, tal y como sigue:
"Por otra parte, el límite superior de la banda tarifaria no debe
separarse significativamente de los costos esperados y reflejar la tendencia
mostrada en éstos. En ese sentido y por consistencia con las otras metodologías
de plantas nuevas aprobadas por Aresep, se propone que dicha banda superior sea
calculada como los costos de inversión promedio más una desviación estándar. De
esta manera, se espera establecer un precio que cumpla con el principio de
servicio al costo para los inversionistas, sin tener que ampliar la banda en
exceso ni incurrir en inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.
El objetivo de crear
una banda de precios para la generación privada de electricidad mediante
plantas nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos
de las mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad
del mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del
equilibrio entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la
continuidad y calidad del servicio público. Al considerar, una desviación
estándar por encima del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el
84% de las posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese
rango. El fin de abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al
"lado izquierdo de la cola", dada la información disponible, es
deseable para que los generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las
de referencia, de forma que en última instancia se puedan reducir los precios
finales al consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y
la innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en
cuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan
para el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio
al costo."
3.9
Establecer una estructura tarifaria con diferencial estacional.
Como lo establece la
metodología en el folio 22 y 23: "El propósito de la estructura es lograr
que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los períodos en
que el valor de la energía es mayor para el Sistema Eléctrico Nacional.".
Lo anterior no es posible tal y como lo indica la metodología: ".no
permite regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la
indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la
fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y
operación de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los
beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa
más sencilla y con un solo valor."
Por lo anterior, el
objetivo de que el productor maximice su generación en los periodos en que la
energía es más valiosa para el SEN no se puede lograr de manera controlada.
(...)"
III.-Que de conformidad
con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el mérito de
los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la "Metodología para la
Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada
Solares Fotovoltaicas Nuevas", 2- Tener como respuesta a los opositores
que participaron en la audiencia pública realizada el 10 de febrero de 2015, lo
señalado en el Considerando I de la presente resolución y agradecer la valiosa
participación de todos en este proceso.
IV.-Que en sesión
extraordinaria 11-2015 del 16 de marzo de 2015, la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta
de la Dirección General DEL Centro de Desarrollo de la Regulación y el Despacho
del Regulador General, del 24 de febrero de 2015 mediante oficio
015-CDR-2015/222- RG-2015, así como del oficio 176-DGAJR-2015 del 03 de marzo
de 2015, acordó entre otras cosas y con carácter de firme: Por tanto,
Con fundamento en las
facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley General de la
Administración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el
Reglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y
Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano
Desconcentrado,
LA
JUNTA DIRECTIVA
DE LA AUTORIDAD
REGULADORA
DE LOS SERVICIOS
PÚBLICOS
RESUELVE:
I.-Aprobar la
"Metodología para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas
de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas", presentada según el
oficio dictado por el Despacho del Regulador General y la Dirección General del
Centro de Desarrollo de la Regulación, el 24 de febrero de 2015 mediante oficio
015-CDR-2015/222-RG-2015, tal y como se detalla a continuación:
"(...)
III JUSTIFICACIÓN
El Sector Eléctrico
Nacional (SEN) se encuentra en una etapa en la que se requiere de la
incorporación de la mayor cantidad posible de energía proveniente de plantas de
generación de electricidad, que utilicen fuentes de energía no convencionales y
tengan costos inferiores a los de las plantas térmicas.
Entre los esfuerzos
estatales para la generación con fuentes no tradicionales, se encuentra la
determinación de esquemas tarifarios con plantas de generación de electricidad
con tales fuentes. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el principio de
servicio al costo que establece la Ley 7593 y los otros principios y criterios
establecidos por la ARESEP.
La Ley 7200 del 13 de
setiembre de 1990, brinda la oportunidad de promover el aporte de los
inversionistas privados y aumentar la oferta de generación de electricidad
basada en fuentes no tradicionales de energía. Mediante esta Ley se autoriza la
generación eléctrica autónoma o paralela y se permite al Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a las cooperativas de
electrificación rural y a aquellas empresas privadas que establezcan centrales
eléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los veinte mil kilovatios (20
000 KW) y que utilicen fuentes no convencionales de energía. En la misma Ley se
establece que las compras de energía antes mencionadas no podrán superar el 15%
de la potencia del conjunto de centrales eléctricas que conforman el Sistema
Eléctrico Nacional.
Adicionalmente, la Ley
8345 sobre Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las
Empresas de Servicios Públicos Municipales en el desarrollo nacional, en su
artículo 9 señala que "Las asociaciones cooperativas y las empresas de
servicios públicos municipales amparadas a la presente Ley, podrán disponer la
venta del excedente de energía eléctrica al ICE o entre sí mismas."
Para lograr el
propósito mencionado, es necesario que la Aresep establezca tarifas de
referencia para las transacciones a efectuar en el marco de la Ley 7200, y para
aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas fotovoltaicas
privadas con condiciones similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley
7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep.
Las tarifas resultantes
de la aplicación de esta metodología serían las que se utilicen para la compra
de energía eléctrica por parte del ICE a todos aquellos generadores privados
nuevos que al amparo de la Ley 7200 que firmen un contrato con el ICE y cuya
fuente energética sea solar fotovoltaica. La tarifa resultante también servirá
para la venta de electricidad solar fotovoltaica por parte de los generadores
privados a otros agentes en el Mercado Eléctrico Nacional, siempre que el marco
legal vigente lo permita y que esas transacciones deban ser reguladas por
Aresep.
Para iniciar la
formulación de la metodología y poder asegurar la aplicación de ésta se realizó
un proyecto dentro del marco de cooperación técnica entre la Agencia de
Cooperación Alemana (GIZ) y la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
con el cual se obtuvo el informe técnico mencionado anteriormente. Para la
Aresep, fue necesario gestionar la contratación de este estudio, debido a la
existencia de información incompleta sobre costos de inversión y operación de
generación fotovoltaica en fuentes de información públicas.
La metodología utilizada
para solar fotovoltaica es compatible con la formulación de las últimas
metodologías aprobadas por la Aresep para la generación privada de plantas
nuevas. La información obtenida será utilizada para la aplicación de la
metodología para determinar las tarifas de referencia, en cuanto a monto de
inversión, costos de explotación y factor de planta.
Es deseable que el
límite inferior de la banda tarifaria permita la entrada de las empresas más
eficiente y poder trasladar estas eficiencias a los usuarios finales del
servicio en forma de menores precios. Diversas subastas realizadas en
Latinoamérica han mostrado una tendencia a la baja en cuanto a los precios
ofertados para la fuente solar fotovoltaica, por ejemplo, este año en El
Salvador los precios ofertados por las empresas adjudicadas para este tipo de
fuente son de 10,19 centavos de US$/KWh para un proyecto de 60 MW y 12,34
centavos de US$/KWh para tres proyectos de diferentes capacidades (20 MW, 8 MW
y 6 MW); en Uruguay, en el año 2013 se ofertaron precios de entre 16,01 y 9,35
centavos de US$/KWh (7 ofertas) para capacidades iguales o menores de 1 MW y
entre 12,65 y 9,8 centavos de US$/KWh (4 ofertas) para capacidades de 5 MW; en
Guatemala en el 2012 se adjudicó una planta de 5 MW con un precio de 13,8 centavos
de US$/KWh; y en Perú se puede observar la caída que han sufrido los precios de
esta tecnología ya que en la subasta del 2010 los precios adjudicados rondaron
los 22,0 centavos de US$/KWh para plantas con capacidad de 20 MW y en el 2011,
tan solo un año después se adjudicó una planta de 16 MW con un precio de 11,99
centavos de US$/KWh. En el mes de octubre del presente año, Brasil adjudicó 890
MW en precios que oscilan entre 8,13 y 8,94 centavos de US$/KWh, siendo el
precio techo de 10,7 centavos de US$/KWh. Recientemente, Guatemala realizó una
licitación de bloques de energía en el cual se adjudicó un proyecto solar y a
finales del presente año, se realizará una subasta en Panamá para proyectos
solares. 1
1 Tomado del sitio web: http://www.pv-magazine-latam.com
el día 07 de noviembre de 2014.
Adicionalmente, a lo largo de los últimos años se ha podido
observar las rápidas mejoras tecnológicas que ha sufrido esta fuente de energía
y el abaratamiento en los equipos utilizados para su instalación. Esta
tendencia ha sido mencionada en diferente literatura como lo es el "Annual
Energy Outlook 2014 with projections to 2040" U.S. Energy Information
Administration (2014) donde se proyecta una disminución de costos, así como en
el estudio de ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014).
Por otra parte, el
límite superior de la banda tarifaria no debe separarse significativamente de
los costos esperados y reflejar la tendencia mostrada en éstos. En ese sentido
y por consistencia con las otras metodologías de plantas nuevas aprobadas por
Aresep, se propone que dicha banda superior sea calculada como los costos de
inversión promedio más una desviación estándar. De esta manera, se espera
establecer un precio que cumpla con el principio de servicio al costo para los
inversionistas, sin tener que ampliar la banda en exceso ni incurrir en
inversiones muy caras y que puedan resultar ineficientes.
El objetivo de crear
una banda de precios para la generación privada de electricidad mediante plantas
nuevas solares fotovoltaicas permite capturar en el tiempo los efectos de las
mejores innovaciones tecnológicas, la competencia, la contestabilidad del
mercado, procurando con ello un beneficio al consumidor, dentro del equilibrio
entre los intereses de productores y consumidores y asegurando la continuidad y
calidad del servicio público. Al considerar, una desviación estándar por encima
del promedio y tres por debajo del promedio, se abarca el 84% de las
posibilidades de que los costos de inversión se ubiquen en ese rango. El fin de
abarcar la mayor cantidad de datos posibles respecto al "lado izquierdo de
la cola", dada la información disponible, es deseable para que los
generadores privados puedan ofertar tarifas menores a las de referencia, de
forma que en última instancia se puedan reducir los precios finales al
consumidor. Es decir, que se aproveche la mejora de la tecnología y la
innovación. Los precios de referencia aplicados para plantas nuevas toman en
cuenta la eficiencia técnica relativa del conjunto de plantas que se utilizan
para el cálculo, por lo que dichos precios cumplen con el principio de servicio
al costo.
Finalmente se utilizan
los factores de planta definidos en el documento "Energía solar
fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de referencia"
elaborado por el Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto
Costarricense de Electricidad (2013, adjunto en el Anexo 2). La información
proveniente de este estudio que es utilizada para definir los valores de factor
de planta se seleccionó por contemplar mediciones reales realizadas en el sitio
en sectores de alta radicación solar. Debe considerarse que a mayor factor de
planta, mayor producción de electricidad.
IV MARCO LEGAL
El establecimiento de
un modelo que permita la fijación de tarifas de generación privada para plantas
nuevas de generación solar fotovoltaica, encuentra sustento legal en las leyes,
resoluciones y documentos de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos que
se citan a continuación.
1. Competencias de la
Autoridad Reguladora para establecer metodologías tarifarias
La Ley N° 7593
transformó al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en una institución
autónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep),
con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como, autonomía técnica y
administrativa, cuyo objetivo primordial es ejercer la regulación de los
servicios públicos establecidos en el artículo 5 de dicha Ley.
Respecto a dicha
función regulatoria de la Aresep, la Procuraduría General de la República se ha
pronunciado estableciendo lo siguiente:
" (.)
1 La fijación de las
tarifas y la posición de la Procuraduría General de la República
La función reguladora
es una técnica de intervención de los poderes públicos en el mercado, que
entraña un control continuo sobre una actividad, a fin de hacer prevalecer el
interés público sobre el interés privado (dictamen N. C-250-99 de 21 de
diciembre de 1999).
La fijación
tarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En efecto, la regulación
se traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual se justifica por el
interés público presente en los servicios públicos. La tarifa debe cubrir los
costos del servicio y permitir un normal beneficio o utilidad para el
prestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:
"Una de esas
leyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse así: las tarifas de los
servicios públicos deben corresponder a los costes reales del mismo, lo que
significa que el conjunto de los ingresos procedentes del mismo debe cubrir el
conjunto de los costes razonables que sean necesarios para producirlo. Con ello
se afirma, de una parte, que los precios no deben alejarse de los costes medios
por unidad de producto, incluyendo en estos, como es lógico, un normal
beneficio para los inversores; de otra parte, se quiere decir que los costes
deben ser sufragados por los usuarios, no por los accionistas, ni por los
contribuyentes, ni por la economía en su conjunto recurriendo a préstamos
inflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se quiere decir también
que la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los costes: es un error
económico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta en un cajón de
sastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal encubierta, una
subvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier otra finalidad
ajena al servicio...
Así pues, el principio
esencial que debe presidir toda política de tarifas es el principio del coste
real y total del servicio...". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial
Pons, Madrid, 1993, p.334. La cursiva es del original.
La función de
regulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la Ley N° 7593 de 9 de
agosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta, entonces, el poder de imponer
a los concesionarios del servicio público las reglas que deben seguirse para la
fijación de la tarifa o del ajuste tarifario. En concreto, las tarifas que
podrán cobrar a los usuarios por la prestación del servicio.
(.)" Dictamen
C-329 del 4 de diciembre de 2002.
Asimismo, la Sala
Primera de la Corte Suprema de Justicia, que en lo que interesa, ha
manifestado:
"[.] V.-Fijaciones
tarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de concesión de
servicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de personas), de
conformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la Ley no. 7593,
corresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los usuarios por
su prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio del servicio
al costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3 inciso b) de
la Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos necesarios para
prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y garanticen el
adecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el ordinal 32 ibidem
establece una lista enunciativa de costos que no son considerados en la
cuantificación económica. A su vez, el numeral 31 de ese mismo cuerpo legal
establece pautas que también precisan la fijación, como es el fomento de la
pequeña y mediana empresa, ponderación y favorecimiento del usuario, criterios
de equidad social, sostenibilidad ambiental, eficiencia económica, entre otros.
El párrafo final de esa norma expresa que no se permitirán fijaciones que
atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestatarias,
postulado que cumple un doble cometido. Por un lado, se insiste, dotar al
operador de un medio de retribución por el servicio prestado que permita la
amortización de la inversión realizada para prestar el servicio y obtener la
rentabilidad que por contrato le ha sido prefijada. Por otro, asegurar al
usuario que la tarifa que paga por el transporte obtenido sea el producto de un
cálculo matemático en el cual se consideren los costos necesarios y
autorizados, de manera tal que se pague el precio justo por las condiciones en
que se brinda el servicio público. Este aspecto lleva a que el proceso
tarifario constituya una armonía entre ambas posiciones, al punto que se
satisfagan los derechos de los usuarios, pero además el derecho que se deriva
del contrato de concesión, de la recuperación del capital y una ganancia justa.
Por ende, si bien un principio que impregna la fijación tarifaria es el de
mayor beneficio al usuario, ello no constituye una regla que permita validar la
negación del aumento cuando técnicamente proceda, siendo que en esta dinámica
debe imperar un equilibrio justo de intereses, lo que logra con un precio
objetivo, razonable y debido. En su correcta dimensión implica un servicio de
calidad a un precio justo. Con todo, el incremento tarifario dista de ser un
fenómeno automático. Está sujeto a un procedimiento y su viabilidad pende de
que luego del análisis técnico, se deduzca una insuficiencia económica. En este
sentido, la ARESEP se constituye en la autoridad pública que, mediante sus
actuaciones, permite la concreción de esos postulados que impregnan la relación
de transporte público. Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten
establecer los parámetros económicos que regularan (sic) el contrato,
equilibrando el interés del operador y de los usuarios." (Véase sentencia
No. 577 de las 10 horas 20 minutos del 10 de agosto de 2007). (Lo resaltado es
nuestro). Ver en igual sentido, la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15
de abril de 2008, dictada por el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección
Sexta.
De esa forma, la Aresep
es el ente competente para fijar las tarifas y precios de conformidad con las
metodologías que ella misma determine y velar por el cumplimiento de las normas
de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación
óptima de los servicios públicos que enumera el artículo 5 de la Ley N° 7593.
El procedimiento para
tal efecto, es el de la audiencia pública, establecido en el artículo 36 de la
Ley N° 7593, que dispone:
Artículo 36. Asuntos
que se someterán a audiencia pública.
Para los asuntos
indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora convocará a audiencia, en
la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para
manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora ordenará publicar en el
diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, los
asuntos que se enumeran a continuación:
a) Las solicitudes de
autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley N.° 7200,
de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.° 7508, de 9 de mayo de
1995.
(.)
d) La formulación o
revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el
artículo 31 de la presente Ley.
Para estos casos, todo
aquel que tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia,
por escrito o en forma oral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá
consignar el lugar exacto o el número de fax, para efectos de notificación por
parte de la ARESEP. En dicha audiencia, el interesado deberá exponer las
razones de hecho y de derecho que considere pertinentes.
La audiencia se
convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos
formales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará
un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional,
con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la
audiencia.
Tratándose de una
actuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se observará el mismo
procedimiento.
(...) ."
En el ejercicio de esas
competencias regulatorias, se debe considerar lo dispuesto en la Ley N° 7593 y
su reglamento, de dicha Ley es preciso observar específicamente los artículos
1, 3, 4, 5, 9, 24, 31 y 32, así como el artículo 16 de la Ley General de la
Administración Pública, que a continuación se transcriben:
▪ La Ley Nº 7593, Ley de
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos establece:
"Artículo 1. Transformación.
(.) La Autoridad
Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el
cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante,
estará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes sectoriales
correspondientes y a las políticas sectoriales que dicte el Poder
Ejecutivo" .
"Artículo 3. Definiciones.
Para efectos de esta
ley, se definen los siguientes conceptos:
a) Servicio Público. El
que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado
como tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las
regulaciones de esta ley.
b) Servicio al costo:
principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de los
servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos
necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y
garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que
establece el artículo 31.
(.)"
"Artículo 4. Objetivos.
(.)
e) Coadyuvar con los
entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando se trate de
la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de concesiones.
(.)"
"Artículo 5. "Funciones.
En los servicios
públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y
tarifas (.). Los servicios públicos antes mencionados son:
a) Suministro de
energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización.
(.)"
"Artículo 9. Concesión o permiso.
(.) La Autoridad
Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley No. 7200 y sus reformas,
del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad.
(.)"
"Artículo 24. Suministro de información.
A solicitud de la
Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes, reportes,
datos, copias de archivo y cualquier otro medio electrónico o escrito donde se
almacene información financiera, contable, económica, estadística y técnica
relacionada con la prestación del servicio público que brindan. Para el
cumplimiento exclusivo de sus funciones, la Autoridad Reguladora tendrá la
potestad de inspeccionar y registrar los libros legales y contables,
comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los prestadores."
"Artículo 31. Fijación de tarifas y
precios.
Para fijar las tarifas
y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en
cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el
desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la
actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras.
(...)
Los criterios de
equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia
económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos
centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se
permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las
entidades prestadoras del servicio público.
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, tasas de interés, precios de
hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y
cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.
De igual manera, al
fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los
siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:
a) Garantizar el
equilibrio financiero.
b) El reconocimiento de
los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de
financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos
efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y
opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos
operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean
reglamentados.
c) La protección de los
recursos hídricos, costos y servicios ambientales."
"Artículo 32. Costos sin considerar.
No se aceptarán costos
de las empresas reguladas:
a) Las multas que les
sean impuestas por incumplimiento de las obligaciones que establece esta ley.
b) Las erogaciones
innecesarias o ajenas a la prestación del servicio público.
c) Las contribuciones,
los gastos, las inversiones y deudas incurridas por actividades ajenas a la
administración, la operación o el mantenimiento de la actividad regulada.
d) Los gastos de
operación desproporcionados en relación con los gastos normales de actividades
equivalentes.
e) Las inversiones
rechazadas por la Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la
prestación del servicio público.
f) El valor de las
facturaciones no cobradas por las empresas reguladas, con excepción de los
porcentajes técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora."
▪ Ley General de la
Administración Pública establece:
"Artículo 16.-
1. En ningún caso
podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la
técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia.
2. El Juez podrá
controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos
discrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad."
2. Competencia de la
Junta Directiva para emitir las metodologías
La Junta Directiva de
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al tenor de lo establecido
en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del Reglamento Interno de
Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y
sus órganos desconcentrados se encuentra facultada para dictar las metodologías
regulatorias que se aplicarán en los diversos mercados. Dicho reglamento
vigente, fue publicado en La Gaceta No. 105, del 3 de junio de 2013 y establece
lo siguiente:
"Artículo 6. Junta Directiva.
Le corresponde definir
la orientación estratégica y las políticas internas que permitan a la Aresep
ejercer las potestades y competencias establecidas en el ordenamiento jurídico.
Es el superior jerárquico del Consejo de la Sutel y del Auditor Interno y
Subauditor.
Cuando así lo requiera,
la Junta Directiva contará con asesores especializados y con el apoyo de las
demás dependencias de la Institución, de conformidad con las funciones que les
asigna este reglamento.
Tiene las siguientes
funciones:
(.)
16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en
los diversos sectores regulados bajo su competencia.
(.)"
En la Ley Nº 7593:
"Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.
La Autoridad Reguladora
tendrá los siguientes órganos:
a) Junta Directiva.
b) Un regulador general
y un regulador general adjunto.
c) Superintendencia de
Telecomunicaciones (SUTEL).
d) La Auditoría
Interna.
La Junta Directiva, el regulador
general, el regulador general adjunto y los miembros de la SUTEL, ejercerán sus
funciones y cumplirán sus deberes en forma tal, que sean concordantes con lo
establecido en el Plan nacional de desarrollo, en los planes de desarrollo de
cada sector, así como con las políticas sectoriales correspondientes.
(.)"
De conformidad con lo
anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva de la Autoridad
Reguladora, es la competente para emitir las metodologías tarifarias de los
servicios públicos regulados incluyendo el de suministro de energía eléctrica
en sus etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización; para
lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública en el garantice la
participación ciudadana y para la emisión de las mismas deberá observar el
principio de servicio al costo, las reglas de la ciencia y la técnica y las
disposiciones generales emitidas en el Plan Nacional de Desarrollo, relativas
al sector eléctrico.
Una vez que se ha
determinado el marco jurídico que respalda el ejercicio de la función
regulatoria por parte de la Aresep y de su facultad para emitir metodologías
que le permitan la fijación de tarifas, es preciso observar el servicio público
cuya metodología nos ocupa.
3. Regulación del servicio
de suministro de energía eléctrica en Costa Rica
Tratándose del sector
eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes nacionales
referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes, corresponde
a la Dirección Sectorial de Energía (DSE), perteneciente al Ministerio de
Ambiente y Energía (MINAE), que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE-
(actualmente, rige el VI Plan Nacional de Energía 2012-2030), y el Ministerio
de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*).
Asimismo, la labor de regulación (incluida la fijación de tarifas) del servicio
de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), según el artículo 5
inciso a) la Ley N° 7593.
(*)(Nota de
Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
La prestación de este
servicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la Aresep, la
fijación de tarifas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las
metodologías que se establezcan al efecto.
En cuanto al servicio
de suministro de energía eléctrica, la Aresep debe realizar su labor también
con vista en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº
29847-MP-MINAE-MEIC del 19 de noviembre de 2001), que dispone lo siguiente:
"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento
define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el
servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.
Su aplicación es
obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren establecidas en el
país o que llegaren a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad
con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí
estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los
términos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y
la empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora,
siempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros."
"Artículo 2º. Objeto. El presente
Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se
ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los
abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas."
El sistema de suministro
eléctrico, comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la
generación, la transmisión (transporte), la distribución y la comercialización
de la energía eléctrica.
La etapa de generación
de energía eléctrica consiste en transformar alguna clase de energía primaria
(química, cinética, térmica o lumínica, entre otras), en energía eléctrica,
mediante instalaciones denominadas centrales eléctricas.
Son diversas las
fuentes que se pueden emplear para generar energía eléctrica, entre las que
encontramos:
▪ A partir de la
energía liberada en forma de calor, normalmente la combustión de combustibles
fósiles, como petróleo, gas natural o carbón se produce energía termoeléctrica.
▪ Mediante la radiación
solar, se genera energía solar fotovoltaica.
▪ A través de la energía
cinética generada por efecto de las corrientes de aire o vibraciones que el
viento, se produce la energía eólica.
▪ Mediante el
aprovechamiento del calor del interior de la tierra, se genera energía
geotérmica.
▪ Con el aprovechamiento
de las energías cinética y potencial de la corriente del agua, saltos de
agua o mareas, se produce energía hidroeléctrica.
▪ A partir de energía
nuclear, se produce energía eléctrica.
Dependiendo de la etapa
en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será
la intervención de los diversos participantes del sector, y conforme a ello, la
Aresep fijará las tarifas.
4. Participantes y
sustento legal que los habilita como prestadores del servicio
Analizando la etapa de
generación eléctrica, es posible observar que son diversos los agentes
participantes en el servicio de suministro de energía eléctrica. La
participación de cada uno de ellos, en alguna de las etapas dichas (o incluso
en todas), se encuentra debidamente sustentada en una ley específica o en su
efecto la concesión que les habilita para prestar el servicio público, regulado
por la Aresep y sujeto a las tarifas establecidas por ésta.
En la etapa de
generación, se tiene que los participantes son tanto del sector público, como
del sector privado, a saber:
▪ El Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE) que es el mayor generador del país (de
conformidad con las Leyes 449 y 8660).
▪ Las empresas privadas
(de conformidad con las Ley N° 7200 y 7508).
▪ Las empresas de servicios
públicos municipales (según la Ley N° 8345). Hasta el momento tienen dicha
condición, solamente la Empresa de Servicios Públicos de Heredia -ESPH- (de
conformidad con las Leyes N° 5889 y 7789) y la Junta Administrativa del
Servicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (según las leyes N° 7799 y
8345).
▪ La Compañía Nacional de
Fuerza y Luz -CNFL, S.A.- (de conformidad con el Contrato Eléctrico del 8 de
abril de 1941 -Contrato- ley 2, modificado por la Ley 4197 y 4977).
▪ Las cooperativas de electrificación
rural, bajo la figura de asociaciones o consorcios formados por dichas
cooperativas (según las leyes N° 7200 y 8345), a saber: Cooperativa de
Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R. L., Cooperativa de Electrificación
Rural de San Carlos, R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos,
R. L., Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio
Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R.
L.), constituido por las asociaciones cooperativas listadas anteriormente.
De forma específica, la
norma que sustenta la generación privada es:
▪ Ley que Autoriza la
Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200:
"Artículo 1.- Definición.
Para los efectos de esta Ley, se define la generación
autónoma o paralela como la energía producida por centrales eléctricas de
capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que
puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional.
La
energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos
municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser
adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la Compañía
Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por el
Servicio Nacional de Electricidad (SNE) (*)."
(.)"
Artículo 2. "Son centrales de
limitada capacidad, las centrales hidroeléctricas y aquellas no
convencionales que no sobrepasen los veinte mil kilovatios (20 000 kW)".
Artículo 3. "Interés público.
Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a
las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el
treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a
costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para
explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que
no sean convencionales. (Así reformado por el artículo 2º de la ley No.7508 del
9 de mayo de 1995 y modificado por Resolución de la Sala Constitucional Nº
6556-95 de las 17:24 horas del 28 de noviembre de 1995, que anuló su última
frase).
Artículo 14. "Las tarifas para
la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense de Electricidad,
requieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad,
el que, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los
concesionarios afectados.
El Instituto
Costarricense de Electricidad presentará solicitudes de cambio de tarifas en
cada ocasión, que deberán ser las más favorables para el público consumidor,
dentro del principio de costo evitado de inversión y operación del sistema
nacional interconectado, con un criterio económico nacional.
En los ajustes periódicos
de las tarifas que se incluyan en el contrato de compraventa, se tomarán en
cuenta los factores usuales de variación de costos, tales como la devaluación
monetaria, la inflación local y otros no previstos, que se harán efectivos por
medio de una fórmula automática establecida por el Servicio Nacional de
Electricidad. Estos ajustes, lo mismo que los precios, no requerirán la venia
del Poder Ejecutivo. En la estructura de precios se considerarán las
características de suministro de energía de las centrales eléctricas de
limitada capacidad."
▪ Ley de Participación de
las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios
Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N° 8345:
Artículo 9. (.) "Las
asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales
amparadas a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía
eléctrica al ICE o entre sí mismas" (.)
De acuerdo con la
normativa citada, la Ley N° 7593 y su reglamento, con el Reglamento Sectorial
de Servicios, con las normas técnicas dictadas por la Aresep, y con las
metodologías que se emitan al respecto, la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, regula la prestación del servicio de suministro de energía
eléctrica en Costa Rica, por parte de los sujetos autorizados para ello. Por lo
anterior, se encuentra sustento para elaborar una metodología que refleje la
estructura de costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo
con el principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se
obtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la
generación solar fotovoltaica privada.
V. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA
1. Objetivo
El objetivo de la
metodología consiste en establecer una banda tarifaria para las plantas de
generación solar fotovoltaica.
Con este propósito, se
ha definido un modelo tarifario para plantas de generación solar fotovoltaica
con potencias iguales o menores que 20 MW, capaces de operar dentro de un rango
aceptable regulatoriamente de costos y de eficiencia operativa. Para ello, se
ofrece una banda tarifaria que permite al comprador ofrecer una gama de precios
de compra de electricidad con los cuales el oferente pueda obtener los ingresos
suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión
realizada, y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo
asociado con la actividad de generación de electricidad.
2. Alcance
El modelo que se
presenta es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al
ICE por parte de generadores privados que produzcan con plantas solares
fotovoltaicas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley
7200, y para aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de plantas
solares fotovoltaicas privadas nuevas con condiciones similares a las que
establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que
deban ser reguladas por ARESEP.
Se entiende por planta
nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún en
ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas
nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera vendida en el
marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para fines de
autoconsumo.
Queda fuera del alcance
de esta metodología la determinación de tarifas de generación a pequeña escala
para autoconsumo con fuente solar fotovoltaica, tarifas que se estarían determinando
en el marco de la normativa técnica "Planeación, Operación y Acceso al
Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN", mediante una metodología
particular.
3. Modelo General
En general, se puede
expresar la ecuación económica del suministro de energía eléctrica desde la
perspectiva del generador privado, de la siguiente manera:
CE+CFC=p*E
(Ecuación 1)
Donde:
CE = Costos de
explotación
CFC = Costo fijo por
capital
p = Tarifa de venta
E = Expectativas de
venta (cantidad de energía)
Se puede observar que
en la ecuación 1, los costos se igualan a los ingresos.
Despejando la tarifa de
venta (p), se obtiene:
p=(CE+CFC con E diferente
de 0, (Ecuación 2)
E
De lo anterior se
desprende que para efectos de este modelo, la tarifa depende tanto de las
expectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el
costo del capital. En consecuencia, el modelo para la determinación de la
tarifa de venta de energía eléctrica por parte de generadores privados nuevos,
requiere de la definición de las expectativas de venta y los costos tanto de
explotación como los de inversión y su rentabilidad.
3.1 Expectativas de
venta (E)
La producción de la
planta depende de la disponibilidad de la capacidad instalada para generación,
lo que a su vez depende de las características físicas del aprovechamiento, de
la tecnología utilizada, de la edad de las instalaciones así como las prácticas
de mantenimiento de la empresa. Por su parte, la distancia entre la planta y el
punto de entrega influye en la eficiencia del proceso de transmisión.
En todo caso, es
posible expresar todos estos factores en términos de un factor de
aprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor
de uso común, que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria, se puede
establecer un valor para este parámetro aplicable a cada tipo de fuente,
haciendo posible diferenciar la tarifa de venta según la fuente primaria.
En síntesis, para
estimar la cantidad de energía que se tomará para determinar la tarifa
aplicable se considera la siguiente ecuación:
E=C*8760*fp
(Ecuación 3)
Donde:
E = Ventas anuales
(cantidad de energía)
C = Capacidad instalada
de la planta
8 760 = Cantidad de
horas de un año (24 horas * 365 días)
fp =Factor de planta aplicable
según la fuente
Si bien existe un
efecto de escala en las plantas de generación de electricidad, especialmente en
cuanto a los costos de instalación y los costos de explotación, es posible
simplificar el modelo y realizar el análisis para una planta de tamaño unitario
(capacidad instalada unitaria), con lo que la fórmula anterior se reduce a:
E=8 760*fp (Ecuación 4)
Donde:
E= Ventas anuales
(cantidad de energía)
8 760 = Cantidad de
horas de un año (24 horas * 365 días)
fp =Factor de planta aplicable
según la fuente
Para la determinación
del factor de planta (fp) se aplicarán los siguientes criterios:
a. Se utiliza el factor
de planta obtenido del informe "Energía solar fotovoltaica. Aspectos
técnicos y simulación de una tarifa de referencia", Centro Nacional de
Planificación Eléctrica, Instituto Costarricense de Electricidad (2013). El
valor utilizado es el correspondiente a Liberia Policristalino de la tabla 7,
referido en la página 26 del estudio antes mencionado.
b. Se calcula el valor
promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en
cuenta una degradación de los paneles solares de 0,5% anual (esto afecta la
producción fotovoltaica negativamente), según se estableció en la página 28 del
estudio ECLAREON/BSW (2014).
c. El resultado
obtenido en el punto b. es el que se utiliza como factor de planta.
Los criterios
mencionados anteriormente para determinar los valores de factor de planta se
mantendrán vigentes mientras no sean sustituidas las fuentes de información
asociadas con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con
requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de
sus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se
deberá justificar mediante un informe técnico.
3.2 Costos de
Explotación (CE)
Entre los costos de
explotación se contemplan tanto los costos variables de operación (aquellos
gastos que se presentan exclusivamente cuando se lleva a cabo el proceso
productivo tales como impuestos asociados a la producción, repuestos y otros
materiales consumibles durante el proceso productivo), como los costos fijos
(aquellos gastos inevitables e independientes de si la planta opera o no tales
como pólizas de seguro, permisos, personal permanente, asesorías técnicas,
administrativos, etcétera). Estos gastos efectivos no deben incluirse la
depreciación, ni los gastos financieros ni los impuestos asociados a utilidades
o ganancias.
El valor unitario de
costo de explotación a emplear en la metodología, se obtiene de la siguiente
manera:
a. Se utilizan los
datos de costos operativos de instalaciones estándar denominados en dólares de
los Estados Unidos de América por kilovatio por año (US$/kW/año) obtenidos del
estudio: "Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en
Costa Rica", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V
(2014) bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco
del Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00, en la página 54, anexo
7, ilustración 26. En adelante, se referirá a este estudio como ECLAREON/BSW
(2014). Estos valores son el resultado del análisis de los datos de costo de
explotación obtenidos de las entrevistas a empresas instaladoras de plantas
fotovoltaicas, como parte del estudio expuesto en ECLAREON/ BSW (2014).
b. De la información
anterior, se calcula el promedio simple de los datos de las entrevistas
contestadas sobre este rubro.
Los criterios
mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de explotación
se mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información
asociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con
requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de
sus datos La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se
deberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea
elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la
eficacia de la presente metodología.
3.3 Costo fijo por
capital (CFC)
Mediante el componente
denominado "Costo Fijo por Capital" (CFC) se pretende garantizar a
los inversionistas retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones
con el nivel de riesgo similar a efectos de hacer atractiva la alternativa de
participar en el desarrollo de la planta.
El CFC depende del
monto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado (relación deuda /
aportes de capital), de las condiciones de financiamiento (tasa de interés,
modalidad de pago y plazo), de la tasa de retorno esperada por los
inversionistas sobre sus aportes, del período de recuperación de la inversión
(vida económica), de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta
aplicable.
Este rubro de Costo
Fijo por Capital se determinará mediante la siguiente ecuación:
CFC=M*FC
(Ecuación 5)
Donde:
CFC = Costo Fijo por
capital
M =Monto total de la
inversión unitaria
FC = Factor que refleja
las condiciones de la inversión
El factor FC depende de
las condiciones en que se establezca el financiamiento y de la edad de la
planta. Se determina mediante la siguiente ecuación, la cual permite determinar
la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la vida económica, que
requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión y obtener la
rentabilidad esperada:
Donde:
Ψ = Apalancamiento
(relación de deuda) (%)
p = Rentabilidad sobre
aportes de capital (%)
t =Tasa de impuesto
sobre la renta (%)
i =Tasa de interés (%)
e = Edad de la planta
(años)
d = Plazo de la deuda
(años)
v = Vida económica de
la planta (años)
El factor que resulta
de esta fórmula refleja un valor medio aplicable durante toda la vida
económica. Dentro de este contexto, durante los primeros años la utilidad neta
que recibe el inversionista es baja (y menor a la pérdida de valor de la
planta), puesto que está destinando una porción de la utilidad que le
corresponde a "comprar" la participación de los entes financieros en
la propiedad de la misma. De este modo, una vez amortizada la deuda, el
inversionista se convierte en el único propietario.
Con respecto al cálculo
de la rentabilidad sobre los aportes "ρ" el mismo se realizará
de acuerdo con la metodología Capital Assets Pricing Model, o CAPM (trad. lit.
Modelo de valoración de activos de capital) establecida por la ARESEP y se
emplearán las fuentes y base de datos que el Ente Regulador establezca.
A continuación se
definen los componentes de la fórmula del factor FC.
3.3.1 Apalancamiento ()
El valor de
apalancamiento financiero se utiliza para estimar la relación entre deuda y
capital propio.
El cálculo de este
valor se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento (financiamiento)
de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se
pretende tarifar.
Para realizar el
cálculo se utilizará el promedio simple de la información de financiamiento de
proyectos eléctricos disponible en la Autoridad Reguladora.
Este valor se
actualizará en cada fijación tarifaria.
3.3.2 Rentabilidad
sobre aportes al capital (ρ)
El cálculo de la
rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método
denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como
CAPM (en inglés, "Capital Asset Pricing Model").
El método CAPM estima
el costo del capital propio. Se basa en considerar que los cambios en el
retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a éste y puede
ser separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con el mercado
en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas
(riesgo específico).
Aresep empleará para la
obtención del CAPM fuentes de información adquiridas por la institución para
fines regulatorios, basadas en información para el análisis financiero, siempre
y cuando sean fuentes confiables y rigurosas del mercado respecto al cálculo
del costo de capital.
Si se contara con
varias fuentes de información financiera especializada en el cálculo del CAPM,
se dará prioridad a aquellas que mediante el software con que se administran
sus datos, sea posible estimar directamente los valores del CAPM para sectores
y empresas vinculadas al segmento eléctrico que se considera en el alcance de
la presente metodología, procediendo de la siguiente forma:
a) Fuentes de
información financiera especializadas
Los criterios para la
selección de la fuente de información financiera a utilizar para la obtención
del Costo de Capital (CAPM) son los siguientes:
▪ Debe estar basada en un
software o plataforma virtual para el análisis financiero, que proporcione
preferentemente información referente a valores directos del costo de capital
del sector que se regula, en este caso para el segmento de generación eléctrica
con fuentes renovables.
▪ La información
disponible debe estar fundamentada en información pública de las diferentes
compañías listadas en las bolsas de valores a nivel mundial.
▪ Debe permitir búsquedas
en dos o más de las siguientes clasificaciones industriales:
▪ Código Standard Industrial
Classification (SIC),
▪ Código North American Industry
Classification System (NAICS)
▪ Código Global Industry
Classification Standard (GICS)
▪ Código Industry Classification Benchmark
(ICB)
▪ Debe proveer y permitir
identificar información para empresas ubicadas en el segmento de generación
eléctrica con fuentes renovables.
▪ Debe ofrecer valores
para el CAPM en distintos periodos de tiempo (diaria, mensual, trimestral,
anual).
b) Obtención del costo
de capital propio (CAPM)
Paso 1: Definición de
la clasificación industrial a utilizar. Para ello, se escogerá aquella
clasificación que permita obtener la agrupación de empresas cuya conformación
sea lo más cercana posible al conjunto de empresas que forman parte de la
industria considerada en el alcance de la metodología tarifaria, en este caso,
el sector de generación eléctrica solar. Así mismo, que permita ubicar el mayor
número de empresas que cumplan con el criterio anterior.
Paso 2: Selección del
grupo de empresas de referencia. Dentro de la clasificación industrial
seleccionada, se escogerá el grupo de empresas cuya conformación y descripción
se ajuste al sector de generación eléctrica solar. Se seleccionarán las
empresas de generación eléctrica que ha este nivel de desagregación sean
específicas de la generación solar.
Paso 3: Selección de la
muestra de empresas de generación eléctrica solar. Se seleccionará la muestra
de empresas para la estimación del CAPM, considerando aquellas empresas para
las cuales toda o parte de su actividad sea la generación de energía eléctrica
solar.
Paso 4: Cálculo del
valor del CAPM. Para ello, primero se obtiene el CAPM para cada empresa
individual para los últimos 12 meses anteriores disponibles al día de la
audiencia pública; luego se calcula la media aritmética simple de la
información de todas las empresas.
Posteriormente, de los datos obtenidos anteriormente se excluyen los
valores extremos, este procedimiento deberá estar a cargo de un profesional en
estadística y finalmente, se calcula una media aritmética simple de los valores
resultantes.
Para
su aprobación, se deberá incluir el informe técnico que justifique la
clasificación industrial y las empresas seleccionadas para el cálculo del CAPM,
además de incluir los valores obtenidos para cada empresa y los cálculos
respectivos para obtener el valor final del costo de capital propio. Para
efectos de la presente metodología la fuente primaria de información es
Bloomberg L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las empresas de
generación eléctrica con fuente solar de manera directa. Si esta fuente dejara
de estar disponible, se recurrirá a otra que sea privada y confiable y que
cumpla con el inciso a de la sección 3.3.2.
En el caso que la
Aresep no cuente con acceso a fuentes de información financiera (privadas)
especializas y adquiridas por la institución con fines regulatorios que tengan
el desglose requerido en el punto a) anterior, se empleará para el cálculo del
CAPM la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de
New York. El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada
industria, según la siguiente fórmula:
ρ=
k_l+βa*PR+RP (Ecuación 7)
Donde:
Ρ = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio
(Costo de capital propio).
kl = Tasa libre de
riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene riesgo
para el inversionista.
βa =
Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un
activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina
"apalancada" ya que se ha ajustado para considerar que parte de la
inversión se financia con deuda.
PR = Prima por riesgo.
Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de
rendimiento del mercado.
RP = Riesgo país. Es el
riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos y comunes
de un cierto país.
El beta apalancado se
denomina "apalancada" cuando parte de la inversión se financia con
deuda y se obtiene de la siguiente fórmula:
β_a=
β_d*(1+(1-t)*D)
(Ecuación 8)
Kp
Donde:
βa = Beta apalancada
βd = Beta
desapalancada
t = Tasa de impuesto
sobre la renta
D/Kp = Relación entre deuda
y capital propio (estimada por medio del apalancamiento financiero)
Los parámetros que se
requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes al capital son los
siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo país, beta desapalancada,
relación entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La
fuente de cada uno de ellos es la siguiente:
▪ Tasa libre de riesgo
(kl): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados
Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de
maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la
página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección
de internet: http://www.federalreserve. gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.
▪ Beta desapalancada
(βd): se utilizan los valores del beta desapalancado del sector
denominado "Utility (General)". Esta variable se empleará para el
cálculo del beta apalancado de la inversión.
▪ Prima por
riesgo (PR): Se empleará la variable denominada "Implied Premium
(FCFE)".
▪ Riesgo país
(RP): Se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados
Risk Premiums for the other markets, donde el riesgo país se denomina Country
Risk premium.
Los valores para las
variables indicadas para las cuales no se indica fuente en esta alternativa se
obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la
dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.
Estas variables serán utilizadas de manera consistente,
en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las
observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio anual
publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético simple de las 5
observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se
disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables
citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que
complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5
años pero que sea igual para todas las variables.
▪ Relación
entre deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp = Y/(1-Y),
donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará los
datos incluidos en la sección 3.3.1. El dato de apalancamiento podrá ser
actualizado por la Autoridad Reguladora.
▪ Tasa de
impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con
fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta
-la tasa marginal mayor- establecida y actualizada vía decreto por el
Ministerio de Hacienda.
Este valor se
actualizará en cada fijación tarifaria.
3.3.3 Tasa de interés
(i)
Se utilizará el promedio
mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el
Banco Central de Costa Rica (En su sitio web: http://www.bccr.fi.cr/index.html)
para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.
Este valor se actualizará
en cada fijación tarifaria.
3.3.4 Vida económica
del proyecto (v)
Para los efectos de
este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del
contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se está suponiendo que
esa vida económica es menor a la vida útil del proyecto, estimada en 25 años.
3.3.5 Plazo de la deuda
(d) y plazo del contrato
El plazo de la deuda es
de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo
del contrato de compra-venta de energía.
La duración del
contrato de compra-venta de energía utilizada en el modelo para el cálculo de
las tarifas es de 20 años, que es el máximo permitido por la Ley 7200. Sin
embargo, el plazo del contrato será definido entre las partes.
3.3.6 Edad de la planta
(e)
Dado que se trata de
plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.
3.4 Monto de la
inversión unitaria (M)
El costo de inversión
representa los costos totales necesarios para construir una planta de
generación en condiciones normales para nuestro país. En este caso se trata de
información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la realidad de las
plantas que se trata de tarifar.
Los costos de inversión
se estimarán de la siguiente manera:
a. Se utilizan los
datos sobre costos de inversión llave en mano obtenidos del estudio
ECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26. La información a
utilizar es para el rango máximo y rango medio.
b. De los datos
obtenidos para el rango máximo y rango medio por capacidad, se mantienen todas
las fuentes de información.
c. Para realizar el
cálculo del costo de inversión, se utilizan los valores del rango máximo y
medio, y se obtiene un promedio del costo de inversión por fuente (entrevista)
para capacidades menores o iguales a 20 MW, es decir, un promedio del rango de
capacidades disponibles en la tabla.
d. Una vez calculado el
promedio simple de cada una de las fuentes, se obtiene el promedio de los doce
valores disponibles.
e. El costo de
inversión obtenido será el utilizado como precio promedio para calcular la
banda tarifaria.
f. Se calcula la desviación estándar del conjunto de valores promedio de
costo de inversión unitario de los valores utilizados de la muestra.
(*) g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar
del conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en
el cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente
criterio.
𝑋 = 𝑌 − 1
Sujeto a la restricción:
Y > 0
Donde,
X
= Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del límite
inferior de la banda tarifaria.
Y
= Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que son
necesarias para que el costo de inversión unitaria sea 0 o negativa. Estimada como
el costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de
la desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a
un número entero, se redondea al número entero superior.
Si no fuera posible calcular el valor de Y, la
variable "X" tomará el valor de 0.
(*) (Así
adicionado el inciso g) anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del 15 de noviembre de 2023)
Los criterios
mencionados anteriormente para determinar los valores de costo de inversión se
mantendrán vigentes mientras no sea sustituida la fuente de información
asociada con esos criterios, por otras más actualizadas que cumplan con
requisitos adecuados de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación de
sus datos. La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se
deberá justificar mediante un informe técnico, el cual se propone que sea
elaborado en un plazo no mayor a los cinco años, contados a partir de la
eficacia de la presente metodología.
3.5 Definición de la
banda tarifaria
Se propone regular el
precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el
marco de la ley 7200, mediante una banda tarifaria. Ese precio de venta también
servirá para regular aquellas compraventas de energía eléctrica proveniente de
plantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones similares a las que
establece el Capítulo 1 de la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que
deban ser reguladas por ARESEP.
Las bandas tarifarias
se estiman de la siguiente manera:
▪ Límite
superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una
desviación estándar.
▪ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio
de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones
estándar (inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar
(inciso f de la sección 3.4).
(Así reformado el párrafo
anterior mediante resolución N° RE-0110-JD-2023 del
15 de noviembre de 2023)
3.6 Estructura
tarifaria
En general, la
estructura tarifaria es la valoración relativa del precio de la energía en los
distintos rangos horarios y períodos estacionales. Se expresa como un conjunto
de coeficientes para cada combinación de rangos horarios y períodos
estacionales. Estos coeficientes se multiplican por el precio medio de la
energía que esté vigente, para obtener la tarifa correspondiente a cada una de
esas combinaciones.
El propósito de la
estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su
generación en los períodos en que el valor de la energía es mayor para el
Sistema Eléctrico Nacional. Sin embargo, en la generación solar, el patrón
solar es similar en todo el país (las diferentes zonas producen diferentes
cantidades de energía, pero siguiendo el mismo patrón), además no permite
regular su producción como para trasladar energía entre periodos y la
indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso, la
fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación
de la planta es poco sensible a la estructura y es incierto que los beneficios
de aplicar la estructura superen las ventajas de tener una tarifa más sencilla
y con un solo valor.
Por las razones
anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura
tarifaria.
3.7 Moneda en que se
expresará la tarifa
Las tarifas resultantes
de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en la moneda dólares
de los Estados Unidos de América (US$ ó $). Las condiciones en que se realicen
los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía
contractual, y con base en la normativa aplicable.
3.8 Ajuste de precio
Los valores de la banda
tarifaria se revisarán al menos una vez al año, mediante procedimiento de fijación
ordinaria, de conformidad con lo que establece la Ley 7593. Con ese fin, se
revisarán -y cuando corresponda, se actualizarán- todos los parámetros
definidos en el cálculo de la banda tarifaria, con los procedimientos descritos
en este informe. El procedimiento dará inicio el primer día hábil del mes de
febrero de cada año, es decir, este día debe ser abierto el expediente
tarifario.
Las variables
determinadas en esta metodología mediante informes técnicos deberán ser
revisadas al menos con una periodicidad de 5 años mediante uno o varios
estudios específicos.
En ningún momento
los precios pagados por la compra de energía eléctrica a generadores privados
para la fuente solar fotovoltaica pueden ser mayores que el límite superior de
la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda.
3.9 Otras
consideraciones
Para mejorar esta
metodología en el futuro, se establece que los generadores privados nuevos con
fuente solar fotovoltaica a los que se apliquen las tarifas establecidas
mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar
anualmente a la ARESEP la información financiera auditada (incluyendo gastos
operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de inversión
individual) así como su debida justificación. De esta forma, la ARESEP podrá
disponer de mejor información para el ajuste del modelo a las condiciones
operativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al menos anualmente,
los estados financieros auditados de la empresa.
Mientras no se disponga
de la información que se detalla en el párrafo anterior o en forma
complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora calculará el modelo
con la información que se disponga.
Las empresas que no
cumplan con la entrega de información según se detalló en el párrafo anterior,
estarán sujetas a las sanciones que establece los artículos 24, 38 inciso g y
41 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593.
(...)
VII. ANEXOS
Anexo 1. Informe técnico:
"Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa
Rica", realizado por ECLAREON/ Bundesverband Solarwirtschaft e.V (2014)
bajo contrato con la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ), en el marco del
Programa 4E en Centroamérica PN2009.2262.5-001.00. (Adjunto en formato
electrónico).
Anexo 2. Informe "Energía
solar fotovoltaica. Aspectos técnicos y simulación de una tarifa de
referencia". Centro Nacional de Planificación Eléctrica, Instituto
Costarricense de Electricidad (2013). (Adjunto en formato electrónico).
Anexo 3. Desarrollo matemático
del CFC para contratos iguales a la vida útil de la planta. Tomado del Informe
"Resultados de la investigación sobre costos, estructura de financiamiento
típicos y otros datos de plantas hidroeléctricas y eólicas". Instituto
Costarricense de Electricidad (2011). (Adjunto en formato electrónico).
(.)"
En cuanto a los anexos
supra citados, los mismos están a disposición del público en la página de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos: www.aresep.go.cr, o bien, en
sus instalaciones en la Dirección General de Atención al Usuario en el
expediente OT-296-2014. Para más información, puede llamar a la línea gratuita:
8000-ARESEP.