AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
(Nota de Sinalevi: Sobre este tema la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos, aprobó una nueva Metodología
tarifaria para peajes de distribución como adición a la metodología tarifaria
ordinaria para el servicio de distribución de energía eléctrica brindado por
operadores públicos y cooperativas de electrificación rural, aprobado
mediante resolución N° 0006 del 8 de febrero de 2022)
RESOLUCION RJD-139-2015
San José, a las dieciséis horas con veinte minutos del veintisiete de
julio del dos mil
quince
METODOLOGÍA TARIFARIA ORDINARIA PARA EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA BRINDADO POR OPERADORES PÚBLICOS Y COOPERATIVAS DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL
EXPEDIENTE OT-088-2015
RESULTANDO:
I. Que mediante el oficio 36-CDR-2015 del 23 de marzo del 2015, la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, presenta la
propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de distribución de energía eléctrica brindado por operadores públicos y
cooperativas de electrificación rural" (folios 04 al 64).
II. Que mediante oficio 192-SJD-2015/84287, la Secretaría de la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora, comunica el acuerdo 09-13-2015 del acta
de la sesión ordinaria celebrada el 26 de marzo del 2015, en donde dispone
solicitar a la Dirección General de Atención al Usuario que proceda a publicar
la convocatoria a audiencia pública de la propuesta "Metodología
tarifaria ordinaria para el servicio de distribución de energía eléctrica
brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural",
en periódicos de circulación nacional y el diario oficial La Gaceta.
III. Que el 17 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en los diarios de circulación nacional (La Nación y La Extra) (folios
69 y 70).
IV. Que el 20 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en La Gaceta No 75 (Folio 71).
V. Que el 18 de mayo del 2015, mediante el oficio 1649-DGAU-2015, la Dirección
General de Atención al Usuario de Aresep remitió a la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación el informe de
oposiciones y coadyuvancias (Folios 363 al 365).
VI. Que mediante el oficio 91-CDR-2015, del 08 de julio del 2015, la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación remitió el informe final
sobre la propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de distribución de energía eléctrica brindado por operadores públicos y
cooperativas de electrificación rural".
VII. Que el 22 de Julio de 2015, mediante el oficio 103-CDR-2015la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación rindió informe donde se dio
respuesta a las oposiciones y coadyuvancias
presentadas en la audiencia pública.
VIII. Que mediante oficio 521-SJD-2015 de 9 de julio de 2015, la Secretaría de
Junta Directiva remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y
Regulatoria para su análisis la propuesta remitida en el oficio 91-CDR-2015
indicada en el resultando anterior. (Folio 460).
IX. Que mediante el oficio 701-DGAJR-2015 del 23 de julio de 2015, la
Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió el criterio sobre
la propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el
servicio de distribución de energía eléctrica brindado por operadores
públicos y cooperativas de electrificación rural".
X. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado
de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que en cuanto a las oposiciones presentadas en
la audiencia pública, se tiene como respuesta el oficio 103-CDR-2015, emitido
por la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, que consta
a folios 467 al 548 del expediente administrativo.
II. 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
tarifaria ordinaria para el servicio de distribución de energía
eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de
electrificación rural". 2- Tener como respuesta a los opositores que
participaron en la audiencia pública realizada el 13 de mayo del 2015, lo
señalado en el oficio 103-CDR-2015 emitido por la Dirección General del Centro
de Desarrollo de la Regulación y agradecer la valiosa participación de todos en
este proceso. 3- Instruir a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la
Regulación notificar el oficio 103-CDR-2015 donde constan las respuestas a las
oposiciones presentadas en la audiencia pública. 4- Instruir a la Secretaría de
Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de esta
metodología en el Diario Oficial La Gaceta.5- Instruir a la Secretaria de Junta
Directiva para que proceda a realizar la notificación de la presente resolución
a las partes.
III. Que en sesión 35-2015 del 27 de julio de 2015, la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta
remitida mediante oficio 91-CDR-2015, así como del oficio 701-DGAJR-2015 del 23
de julio de 2015, acordó entre otras cosas, y con carácter de firme dictar la
presente resolución.
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 tarifaria ordinaria para el servicio de
distribución de energía eléctrica brindado por operadores públicos y
cooperativas de electrificación rural", conforme al oficio 91-CDR-2015
del Centro de Desarrollo de la Regulación y al criterio 701-DGAJR-2015
de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, tal y como
se detalla a continuación:
"METODOLOGÍA TARIFARIA ORDINARIA PARA EL SERVICIO DE
DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA BRINDADO
POR OPERADORES PÚBLICOS Y COOPERATIVAS DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL"
(...)
ABREVIATURAS
AFNORP Activo Fijo Neto en
Operación Revaluada Promedio
Aresep Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
BCCR Banco Central de Costa
Rica
CAPM Modelo de Valuación de
Activos Capital
CCSS Caja Costarricense de
Seguro Social
CDR Centro de Desarrollo de
la Regulación
CGR Contraloría General de
la República
CNFL Compañía Nacional de
Fuerza y Luz
DSE Dirección Sectorial de
Energía
ESPH Empresa de Servicios
Públicos de Heredia
ICE Instituto Costarricense
de Electricidad
IE Intendencia de Energía
INEC Instituto Nacional de
Estadística y Censos
IPC Índice de Precios al
Consumidor
JASEC Junta Administradora
del Servicio Eléctrico
kW Kilowatt
kWh Kilovatio hora
Mideplan Ministerio de Planificación Nacional y Política
Económica
MINAE Ministerio de
Ambiente y Energía
Plan
Nacional de Desarrollo y de Inversión
Pública (PNDIP)(*)
(*)(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)")
PNE Plan Nacional de
Energía
SNE Servicio Nacional de
Electricidad
WACC Modelo
de costo promedio ponderado del capital
I. RESUMEN
Esta metodología se aplicará para los procesos de fijación tarifaria
ordinaria correspondientes al servicio de distribución de electricidad que
prestan todos los operadores públicos y cooperativas de electrificación rural,
que brinden ese servicio y que son regulados por la Aresep.
Mediante esta metodología se calcula el ajuste porcentual a establecer en las
fijaciones para el servicio antes mencionado, que se establecerá durante el
lapso de fijación ordinaria correspondiente.
La metodología define un conjunto de fórmulas y criterios con los cuales
se va a obtener el ajuste porcentual requerido para compensar el cambio en el
total de los costos y de la expansión en infraestructura eléctrica. Lo anterior
permite considerar la demanda vegetativa y la expansión del suministro
eléctrico, bajo las condiciones de calidad establecidas, para el periodo en que
estará vigente la tarifa. En ese sentido, la metodología no contempla el
establecimiento de la estructura tarifaria y la definición de la tarifa final
para cada uno de los usuarios del servicio. Se determina el ajuste porcentual
requerido que deberá posteriormente distribuirse de conformidad con lo que
técnicamente determine la Intendencia de Energía (IE) entre las diferentes
tarifas y bloques de acuerdo a la estructura tarifaria.
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se emplean para
las fijaciones tarifarias ordinarias correspondientes al servicio de
distribución de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep ante los actores involucrados en tales
procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
tarifaria ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos:
.Estimación del costo de capital propio (CAPM).
.Unificar los periodos de tiempo empleados en el
cálculo de estimaciones para las diferentes variables que componen la
estimación de los ingresos. Adicionalmente, establecer como requerimiento un
análisis de corte estructural de las series de tiempo utilizadas.
.Establecer los períodos de tiempo que se emplean para
el cálculo de promedios, en donde se utilicen variables como índices de precios
y tipo de cambio.
.Homologar criterios para el tratamiento de las
variables que intervienen en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del
sistema de distribución de energía eléctrica.
.Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo
del ajuste tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización
del cálculo con valores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida
en el nuevo proceso de fijación tarifaria.
El modelo general para determinar el ajuste porcentual a reconocer en
las fijaciones ordinarias para el servicio de distribución eléctrica, se basa
en el enfoque regulatorio de tasa de retorno.
El enfoque establece que la tarifa a definir debe ser suficiente para
generar los ingresos que permitan al operador cubrir los costos totales,
asociados al servicio que se regula, bajo condiciones de calidad establecidas,
además de garantizar un monto sobre el capital invertido denominado rédito para
el desarrollo que depende de la tasa de rédito y la base tarifaria. La tasa de
rédito se calcula mediante el modelo de costo promedio de capital (WACC por sus
siglas al inglés).
La presente propuesta metodológica define el procedimiento a seguir para
el cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos totales, b) costos
totales, c) rédito para el desarrollo, d) base tarifaria, e) periodo de
aplicación, f) monto total de ajuste tarifario, y g) ajuste porcentual.
II. ANTECEDENTES
La metodología para las fijaciones ordinarias de tarifas para el
servicio de distribución de electricidad que regula la Aresep,
está basada en el enfoque regulatorio de tasa de retorno. En su formulación
básica, es la misma que utilizó el extinto Servicio Nacional de Electricidad
(SNE) para el propósito mencionado. Esta metodología no ha sido aprobada
mediante resolución del Regulador General o de la Junta Directiva, y su
legitimación se ha producido a partir de su uso a lo largo de los años. Los
documentos oficiales en los que consta la aplicación de esta metodología son
las resoluciones que establecen las respectivas fijaciones tarifarias, y la
información sobre esos procesos de fijación tarifaria es la que se encuentra en
los respectivos expedientes.
En el actual período de administración de la Aresep,
se ha venido ejecutando una estrategia orientada a sistematizar y actualizar
aquellas metodologías tarifarias que se vienen utilizando desde la época en que
existió el SNE y que no han sido aprobadas por la Junta Directiva. Como parte
de ese esfuerzo, en el año 2013, el Regulador General asignó al Centro de
Desarrollo de la Regulación (CDR) la tarea de sistematizar las metodologías
tarifarias ordinarias correspondientes a los servicios de generación,
transmisión y distribución de electricidad.
El CDR organizó la ejecución de la citada tarea en tres proyectos
distintos, cada uno de los cuales se enfoca en uno de los servicios
mencionados. El proyecto de desarrollo de la metodología tarifaria ordinaria
para el servicio de distribución de electricidad se inició a principios del
segundo semestre del 2013. Su resultado es la propuesta que se presenta en este
informe.
III. JUSTIFICACIÓN
La metodología tarifaria ordinaria para el servicio de distribución de
energía eléctrica para operadores públicos y cooperativas de electrificación
rural, se dirige al cumplimiento de los siguientes principios y valores
regulatorios:
1. Bienestar de las personas: la Autoridad Reguladora orientará el
ejercicio de sus competencias hacia la promoción activa de un creciente
bienestar para la población del país, al fomentar condiciones óptimas de
cantidad, calidad, continuidad, oportunidad y confiabilidad en la provisión de
los servicios públicos.
2. 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.
3. Regulación eficiente: en el cumplimiento de los objetivos de la
regulación, se impulsará el desarrollo de los modelos y prácticas de regulación
que impongan el mínimo costo directo e indirecto a los prestadores de servicios
públicos, los usuarios de esos servicios y la sociedad en su conjunto.
4. Transparencia: Los procesos de regulación deben ser conocidos y abiertos
a la participación de los ciudadanos, y deben conducir a decisiones bien
fundamentadas, que se basen en reglas claras cuya aplicación sea congruente.
Por medio de un proceso institucional de rendición de cuentas, los usuarios,
los regulados y las instituciones de control y fiscalización deben tener acceso
a las decisiones sobre temas regulatorios y sobre el manejo de recursos
públicos que se tomen en el nivel de dirección y general en todos los niveles
de la organización.
Con esta propuesta, se busca solventar las siguientes necesidades:
1. Sistematizar y formalizar el procedimiento metodológico que se emplea
en la definición del ajuste porcentual a establecer en las fijaciones
tarifarias ordinarias para el servicio de distribución de energía eléctrica. Lo
anterior se realiza considerando:
a. La definición y establecimiento de los procesos a seguir para el
cálculo del monto de ajuste porcentual tarifario a aplicar: i-) cálculo de
ingresos totales, ii-) cálculo de costos totales, iii-) cálculo del rédito para
el desarrollo, iv-) período de aplicación, y v-) cálculo del monto y porcentaje
de ajuste tarifario.
b. El contar con procedimientos metodológicos claros, transparentes y
replicables para el cálculo de ingresos totales, costos totales, rédito para el
desarrollo, ajuste tarifario y cálculo del ajuste tarifario.
c. El contar con las fórmulas requeridas para el cálculo de las
variables incorporadas en la obtención del porcentaje de ajuste requerido por
el servicio de distribución de energía eléctrica.
2. Uniformar el procedimiento metodológico que se ha establecido en las
diferentes fijaciones tarifarias para el servicio de distribución eléctrica,
tanto para cada operador particular del servicio como entre los diferentes
operadores. Con ese propósito,
a. Se realiza una unificación de criterios y procedimientos, para
homogenizar el procedimiento metodológico que se ha establecido en diferentes
fijaciones tarifarias, para el servicio de distribución eléctrica, en cada
operador.
b. Se unifican y estandarizan los criterios metodológicos, a utilizar en
la definición del porcentaje de ajuste tarifario, entre los operadores públicos
y cooperativas de electrificación rural. Esto permite aplicar el mismo
procedimiento metodológico para el mismo servicio, independientemente de la
naturaleza del operador - público o cooperativas de electrificación rural-.
3. Actualizar la forma de cálculo para la estimación del costo de
capital propio (CAPM).
Al respecto conviene considerar lo siguiente:
a. La fuente de información empleada en los últimos años para la
estimación del costo de capital propio en operadores públicos ha sido la
publicada por el profesor Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar
b. A partir del 2014, Damodaran realiza un
cambio en la forma de publicar el beta desapalancado, siendo una de las variables que se
consideran en el cálculo del CAPM. Deja de publicar los valores del beta desapalancado para el
sector específico de energía eléctrica y ahora pública un valor para el sector
denominado "Utility General".
c. Es necesario establecer y formalizar procedimientos claros para la
obtención del CAPM mediante Damodaran.
4. Establecer criterios homogéneos para el cálculo de proyecciones, el
uso de variables económicas, y el uso de información financiera y contable.
Ello incluye la definición de los períodos a emplear en las proyecciones y en
el cálculo de valores promedio.
5. Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales; lo anterior una vez que se requiera un nuevo
proceso o solicitud de fijación tarifario ordinario. En este sentido, el monto
resultante se liquida en el nuevo proceso de fijación tarifaria.
IV. MARCO LEGAL
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
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 no es del
original). 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:
(.)
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, 5, 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 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 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, se observa que éste se
caracteriza por una amplia participación del Estado en los ámbitos de
políticas, planificación, regulación y operación. 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)(*)
(*)(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)")
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.
La prestación de dicho servicio público, como cualquier otro, amerita
por parte de la Aresep, la fijación de tarifas en sus
diversas etapas, 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 MPMINAE- 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.
Por su parte, la etapa de transmisión de energía eléctrica consiste en
transportar a través de grandes distancias, mediante una red constituida por
los elementos necesarios para llevarla hasta los puntos de consumo, la energía
eléctrica generada en las centrales eléctricas. Y finalmente, la etapa de
distribución de energía eléctrica consiste en suministrar la energía eléctrica,
mediante una red o sistema de distribución, desde la subestación de
distribución hasta los usuarios finales.
Además de las anteriores etapas, también puede darse la comercialización
de energía eléctrica, que es realizada por los diversos participantes del
sector que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren
energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para
realizar operaciones de intercambio internacional.
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 cada una de las etapas, 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 distribución participan: el ICE, la CNFL, JASEC, ESPH y
las cooperativas de electrificación rural, con sustento en las mismas normas
antes citadas.
De forma específica, las normas que sustentan lo anterior son:
.Ley de Creación del Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE), Ley N° 449:
"Artículo 1.- Créase el Instituto
Costarricense de Electricidad, en adelante llamado el Instituto, al cual se
encomienda el desarrollo racional de las fuentes productoras de energía física
que la Nación posee, en especial los recursos hidráulicos.
La responsabilidad fundamental del Instituto, ante los costarricenses
será encauzar el aprovechamiento de la energía hidroeléctrica con el fin de
fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo de
Costa Rica."
.Ley de Fortalecimiento y Modernización de las
Entidades Públicas del Sector Telecomunicaciones, Ley N° 8660:
"Artículo 2.- Objetivos de la Ley
Son objetivos de esta Ley:
a) Fortalecer,
modernizar y dotar al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), a sus
empresas y a sus órganos adscritos, de la legislación que le permita adaptarse
a todos los cambios en el régimen legal de generación y prestación de los
servicios de electricidad, así como de las telecomunicaciones, infocomunicaciones, productos y servicios de información y
demás servicios en convergencia.
(.)"
.Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural
y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional,
Ley N° 8345:
"Artículo 1.- La presente Ley establece el marco jurídico regulador
de las siguientes actividades:
a) La concesión para el aprovechamiento de las fuerzas que puedan
obtenerse de las aguas de dominio público del territorio nacional, al amparo de
lo dispuesto en el inciso 14) del Artículo 121 de la Constitución Política, a
las asociaciones cooperativas de electrificación rural, a consorcios formados
por estas y a empresas de servicios públicos municipales.
b) La generación, distribución y comercialización de energía eléctrica
por parte de los sujetos indicados en el inciso anterior, utilizando recursos
energéticos renovables y no renovables en el territorio nacional, al amparo de
la Ley Nº 7593, de 9 de agosto de
1996."
.Ley Constitutiva de Empresa de Servicios
Públicos de Heredia (ESPH), Ley N° 5889:
"Artículo 1.- Constitución, fines.
Créase la "Empresa de Servicios Públicos de Heredia", con sede
en la ciudad de Heredia, con plenas facultades para prestar servicios de agua
potable, alcantarillado sanitario, evacuación de aguas pluviales, lo mismo que
generación y distribución de energía eléctrica y alumbrado público en el cantón
central de Heredia, y en los cantones circunvecinos de ésta, si así lo
solicitan las municipalidades respectivas, siempre y cuando no estén servidas
por otras instituciones públicas.
El patrimonio de esta empresa pertenecer a las municipalidades que se adhieran a la misma, en proporción a lo aportado
por cada una de ellas."
.Reforma Junta Administrativa del Servicio Eléctrico
de Cartago JASEC, Ley N° 7799:
"Artículo 2.- JASEC es una persona jurídica de derecho
público, de carácter no estatal, con plena capacidad jurídica, patrimonio
propio y autonomía financiera, administrativa y técnica en el cumplimiento de
sus deberes y queda facultada para prestar los servicios que define el artículo
5 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, excepto los
servicios de transmisión de datos y los señalados en el inciso b) de dicha ley,
deberá contar con la concesión respectiva cuando sea necesario.
(.)"
Como puede notarse, cada uno de los participantes en el sector eléctrico
en cualquiera de las etapas del suministro del servicio en cuestión, sea éste
privado o público, cuenta con un respaldo legal que le permite tal
participación.
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.
V. ALCANCES Y LIMITACIONES
Esta metodología se aplicará para las fijaciones tarifarias ordinarias
correspondientes al servicio de distribución de electricidad que prestan todos
los operadores públicos y cooperativas de electrificación rural. Mediante esta
metodología, se calcula el ajuste porcentual a reconocer en las fijaciones para
el servicio antes mencionado, que se establecerá durante el lapso de fijación
ordinaria correspondiente.
La metodología define el ajuste porcentual requerido para compensar el
cambio en los costos y en la demanda y, por tanto, en los costos totales e
inversiones para el periodo en que estará vigente la tarifa. En ese sentido, la
metodología no contempla el procedimiento de cálculo de la estructura tarifaria
y la definición de la tarifa final a los usuarios del servicio. Se determina el
ajuste porcentual requerido que deberá posteriormente distribuirse de
conformidad con lo que técnicamente determine la IE entre las diferentes
tarifas y bloques de acuerdo a la estructura tarifaria.
VI. OBJETIVOS DE LA METODOLOGÍA
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se han empleado
hasta el presente para las fijaciones tarifarias ordinarias, correspondientes
al servicio de distribución de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep ante los actores involucrados en tales
procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
tarifaria ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos:
.Estimación del costo de capital propio (CAPM).
.Unificar los periodos de tiempo empleados en el
cálculo de estimaciones para las diferentes variables que componen la
estimación de los ingresos. Adicionalmente, establecer como requerimiento un
análisis de corte estructural de las series de tiempo utilizadas.
.Establecer los períodos de tiempo que se emplean para
el cálculo de promedios en donde se utilicen variables como índices de precios
y tipo de cambio.
.Homologar criterios para el tratamiento de las
variables que intervienen en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del
sistema de distribución de energía eléctrica.
.Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo
del ajuste tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización
del cálculo con valores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida
en el nuevo proceso de fijación tarifaria.
4. Obtener una estimación del ajuste porcentual requerido para compensar
el cambio en los costos y en la demanda y, por tanto, en los costos totales e
inversiones para el periodo en que estará vigente la nueva fijación tarifaria.
VII. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA
1. MODELO GENERAL
El modelo general para determinar el ajuste porcentual por reconocer en
las fijaciones ordinarias para el sistema de distribución y comercialización
eléctrica requiere del cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos
totales, b) costos totales, c) rédito para el desarrollo, d) periodo de
aplicación, y e) monto y ajuste tarifario. La distribución del ajuste porcentual
por tipo de tarifa y bloques se hará de conformidad con lo que técnicamente
determine la Intendencia de Energía. El modelo establece que la tarifa debe ser
suficiente para generar los ingresos que permitan al operador cubrir los costos
totales asociados al servicio que se regula - bajo condiciones de calidad
establecidas - y además de garantizar un monto sobre el capital invertido,
denominado rédito para el desarrollo, que depende de la tasa de rédito y la
base tarifaria:
Donde:
IT = Ingresos totales. Incluye los ingresos por venta de energía y otros
ingresos que generan los operadores producto del servicio (ver fórmula 9).
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,
así como otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio
(ver apartado 3 sección VII).
R = Tasa de rédito para el desarrollo (ver apartado 4 sección VII).
BT = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto en Operación
Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo (ver apartado 5
sección VII).
La aplicación del modelo establecido en la fórmula 1 requiere del
cálculo, revisión, depuración y ajuste de la información ingenieril, económica,
estadística y contable para el período base considerado en la presente
metodología, representado por la variable t. Posteriormente, esta
información se emplea como insumo para estimar y proyectar los elementos que
definen el monto de ajuste tarifario para el período en que entra a regir dicho
ajuste, representado por t+1.
En la presente metodología se entiende por período "t",
al período base de análisis considerado en el estudio de fijación tarifaria;
permite el uso de valores reales u observados para doce meses consecutivos. El
período base provee la información insumo para las estimaciones y proyecciones
que se requieren para el período t+1.
La longitud o extensión de las series de tiempo, requeridas para las
variables del periodo base "t", se determinaran
de manera exógena, de forma tal que todas las variables empleen una extensión
de tiempo adecuada para el cálculo de promedios o proyecciones. Por tanto, para
cada variable se definirá de acuerdo con los requerimientos de información que
se definen en cada caso a lo largo de la presente metodología. Por su parte, el
periodo "t+1" es definido como el período de tiempo durante el
cual estará vigente el nuevo ajuste tarifario, típicamente es un año. El
período t+1 deberá ser definido por la Intendencia de Energía según el
artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública y deberá incorporar
en el estudio de fijación tarifaria los criterios empleados para su definición.
En el primer caso, se emplean valores reales u observados en el periodo t
para el cálculo, de la siguiente manera:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
= Ingresos totales.
Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que generan los
operadores producto del servicio (ver fórmula 9).
COMAt = Costos y gastos totales de operación,
mantenimiento, administración y otros costos en que incurran los operadores
para brindar el servicio en el período t (ver apartado 3 sección VII).
Rot = Tasa de rédito para el desarrollo observada
para el periodo t, se obtiene como resultado de
BTt = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo
Neto en Operación Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo
para el periodo t (ver apartado 5 sección VII).
Los costos y gastos de operación, mantenimiento y administrativos, la
base tarifaria y el rendimiento sobre la base tarifaria, se calculan
primeramente a partir de valores observados o reales para el periodo base t.
El cálculo se hace a partir de las series de tiempo de los valores observados
disponibles, con un rezago máximo de cuatro meses anteriores a la presentación
de la solicitud tarifaria, los meses restantes para completar el periodo de
análisis considerado en la solicitud tarifaria - periodo t - se podrán
estimar y proyectar considerando los procedimientos establecidos en el apartado
2 y 3 de la sección VII para efectos de estimaciones.
a) Determinación del monto de ajuste para el período en que entrará en
vigencia t+1:
Para la determinación del monto de ajuste requerido en el siguiente
período, t+1, el período en el que estará vigente la nueva fijación
tarifaria, primero se proyectan a 12 meses las variables IT con tarifas
vigentes, COMA y BT de la fórmula 1 (ver apartado 2 y 3 de la
sección VII).
De la fórmula 1, se obtiene:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IT = Ingresos totales estimados para el período t+1 con las tarifas
vigentes. Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que generan
los operadores producto del servicio (ver fórmula 9).
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento, administración y
otros costos estimados para el período t+1 (ver apartado 3 sección VII).
Rtv,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que
resulta con las tarifas vigentes para el período t+1.
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en
Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el
período t+1 (ver apartado 5 sección VII).
tv = Tarifas vigentes
Al despejar el rédito para el desarrollo de
la fórmula 3, se obtiene que:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Rtv,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que
resulta con las tarifas vigentes para el período t+1.
IT = Ingresos totales estimados para el periodo t+1 con las tarifas
vigentes (ver fórmula 9).
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento, administración y
otros costos estimados para el período t+1 (ver apartado 3 sección VII).
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en
Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el
período t+1 (ver apartado 5 sección VII).
tv = Tarifas vigentes
La tasa de rédito para el periodo t+1 con las tarifas vigentes (Rtv,t+1), es utilizada como indicador para
determinar si se requiere ajuste tarifario o no. Este rédito se compara con 𝑅𝑡+1,,, el rédito obtenido
mediante el procedimiento definido en el apartado 4 de la sección VII, de forma
que si el rédito con tarifas vigentes es mayor que el rédito obtenido en el
apartado 4 de la sección VII se requiere una disminución en las tarifas, si es
igual no se requiere ajuste y si es menor, se requiere un aumento en las
tarifas.
b) Cálculo del ajuste en ingresos
La estimación de los ingresos totales que se requieren para la obtención
de la tasa 𝑅𝑡+1,en el período t+1 se
calcula mediante el modelo general de la fórmula 1:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑇𝑡+1= Ingresos totales
requeridos para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1,para el periodo t+1.
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento, administración y
otros costos estimados para el período t+1 (ver apartado 3 sección VII).
𝑅𝑡+1= Tasa de rédito
calculada mediante el WACC para el período t+1 (ver apartado 4 sección
VII).
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en
Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el
período t+1 (ver apartado 5 sección VII).
Así, el monto de ajuste requerido en los ingresos totales para obtener
la tasa 𝑅𝑡+1 a partir de las
tarifas vigentes, es:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario
= Ajuste o cambio
requerido en los ingresos totales del servicio de
distribución eléctrica para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1para el periodo t+1.
𝐼𝑇𝑡+1= Ingresos totales
requeridos para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1para el periodo t+1 (ver fórmula 4).
IT = Ingresos totales estimados para el periodo t+1 con las tarifas
vigentes
(ver fórmula 9).
El monto del ajuste también se puede expresar como la diferencia entre
el excedente de operación obtenido con la tasa de rédito calculada con el WACC
(𝑅𝑡+1 ∗ 𝐵𝑇𝑡+1) (apartado 4 de la
sección VII) y los excedentes de operación proyectados para el período t+1 con
las tarifas vigentes (𝑅𝑡𝑣,𝑡+1 ∗ 𝐵𝑇𝑡+1).El ajuste es
establecido de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Δ𝐼𝑇
=
Ajuste o cambio requerido en los ingresos totales del servicio de distribución
eléctrica para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el periodo t+1.
𝑅𝑡+1 = Tasa de rédito
calculada mediante el WACC para el período t+1 (apartado 4 sección VII).
𝐵𝑇𝑡+1 = Base tarifaria
formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio (AFNORP)
y el Capital de trabajo para el período t+1 (ver apartado 5 sección
VII).
𝑅𝑡𝑣,𝑡+1 = Tasa de rédito
para el desarrollo que resulta con las tarifas vigentes para el período t+1 (ver
fórmula 3.1).
tv = Tarifas vigentes.
Desde el punto de vista de composición de los ingresos (ver modelo en la
fórmula 9) al ser los ingresos por ventas de energía a usuarios finales los
únicos que en esta metodología dependen explícitamente de las tarifas, se
cumple que:
Y en consecuencia:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑇𝑡+1 = Ingresos totales
requeridos para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el periodo t+1 (ver fórmula 4).
𝐼𝑣𝑡+1 = Ingresos por
ventas de energía y potencia a usuarios, requeridos para la obtención de la
tasa 𝑅𝑡+1 para el período t+1.
𝐼𝑎𝑝
= Ingresos
por venta de energía al servicio de alumbrado público estimados para t+1 (ver
fórmula 14).
𝐼𝑜
= Otros
ingresos proyectados para t+1 relacionados con la actividad de
distribución eléctrica (ver fórmula 17).
De las fórmulas 4.1, 4.2, 4.3 y 9, se deduce que en esta metodología el
incremento en ingresos totales debe provenir únicamente del respectivo aumento
en los ingresos por ventas a usuarios finales:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Δ𝐼𝑇
=
Ajuste o cambio requerido en los ingresos totales del servicio de distribución
eléctrica para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el periodo t+1.
𝐼𝑣
=
Ingresos por ventas de energía y potencia a usuarios, estimados para el período
t+1 con los precios promedio de distribución con tarifas vigentes (ver
fórmula 10).
𝐼𝑣𝑡+1 = Ingresos por ventas
de energía y potencia a usuarios, requeridos para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el período t+1
(ver fórmula 4.4).
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Δ𝐼𝑇 = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos totales del servicio de distribución
En consecuencia, el monto de ajuste en los ingresos obtenido en la
fórmula 4.5, se traduce en el ajuste porcentual de los ingresos por ventas para
alcanzar la tasa de retorno 𝑅𝑡+1para el periodo t+1 de la siguiente manera:
Donde:
%IT = Ajuste porcentual requerido en los ingresos por ventas de energía a
usuarios finales.
ΔIT = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos del servicio de distribución eléctrica para la
obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el periodo t+1 (fórmula 4.1 a 4.3).
Iv = Ingresos por ventas de energía y potencia a
usuarios, estimados para el período t+1 con los precios promedio de
distribución con tarifas vigentes (ver fórmula 10).
Este ajuste porcentual requerido deberá ser distribuido de conformidad
con lo que técnicamente determine la IE entre las diferentes tarifas y bloques
de forma que se alcancen los ingresos requeridos por la empresa distribuidora.
Liquidación del periodo anterior
Una vez aplicado por primera vez el modelo descrito en la presente
metodología, en las sucesivas fijaciones tarifarias ordinarias para el servicio
de distribución de energía eléctrica, deberán revisarse y actualizarse todas
las estimaciones realizadas para el cálculo del ajuste tarifario vigente. De
manera que se identifiquen las diferencias entre los valores estimados para
todas las variables que se consideran en el cálculo del ajuste tarifario y los
valores reales identificados durante el período en que el ajuste tarifario
estuvo vigente.
De esta forma, Aresep tomará en cuenta las
desviaciones que se originan en el cálculo del ajuste tarifario vigente
mediante estimaciones, respecto al cálculo del ajuste tarifario vigente
considerando los valores observados -reales- y actualizados; la diferencia se
agrega, afectando los ingresos al incluirse como una partida denominada
liquidación del periodo
anterior.
Se realizarán ajustes en los ingresos y gastos asignados por tarifa y
reales, para los costos totales (COMA) y los ingresos totales (IT).
Los gastos y costos reales que serán analizados son los coincidentes con los
que se incluyeron en las tarifas del estudio tarifario anterior. Lo anterior
con el fin de que vía tarifa se le devuelva al usuario los ingresos obtenidos,
por las empresas distribuidoras, por encima de sus costos. De manera contraria,
si los ingresos fuesen inferiores a los gastos, las empresas distribuidoras
podrán solicitar un estudio ordinario con las justificaciones pertinentes.
El ajuste para gastos, contrasta los gastos estimados incluidos en el
cálculo de la tarifa vigente con los gastos reales obtenidos por la empresa
distribuidora, el cual se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
z = Periodo durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐺𝑇𝐴𝑧 = Gastos totales
ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de gastos reales y gastos
estimados para el periodo z.
𝐺𝑅𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧 = Gastos reales. Son
los gastos reales por concepto operación, mantenimiento, administración y otros
costos en que incurran los operadores para brindar el servicio en el periodo z.
𝐺𝐸𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧 = Gasto estimado por
concepto operación, mantenimiento, administración y otros costos para el
periodo z.
𝐶𝑂𝑀𝐴
=
Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración, asimismo,
otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio.
El ajuste por ingresos es la diferencia en los ingresos estimados
incluidos en el cálculo de la tarifa vigente con los ingresos reales obtenidos
por la empresa distribuidora, el cual se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
z = Periodo durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales
Ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de ingresos reales e ingresos
estimados para el periodo z.
𝐼𝑇𝑅𝑧 = Ingresos Totales
Reales. Incluye los ingresos por concepto de venta de energía y otros ingresos
para el periodo z.
𝐼𝑇𝐸𝑧 = Ingresos Totales
Estimados. Incluye los ingresos por concepto de venta de energía y otros
ingresos para el periodo z.
El diferencial entre los ingresos del periodo y los gastos del periodo
van a resultar en el monto que debe adicionarse a los ingresos para el periodo
siguiente, tal como se detalla:
Donde:
z = Periodo durante el
que estuvo vigente la tarifa, tomando como referencia el último estado
financiero auditado o disponible con información real con un desfase máximo de
cuatro meses de información.
= Liquidación del periodo z.
= Ingresos Totales Ajustados del periodo z.
= Gastos Totales Ajustados del periodo z.
Asimismo, para estos efectos, los datos reales auditados o disponibles
presentados por el operador deben estar justificados y ser razonables. Estos
datos serán revisados, analizados y depurados por parte de la Autoridad
Reguladora con el propósito de determinar su reconocimiento, y en ningún caso
podrá considerar elementos que se limitan en esta metodología. Se deberá
cumplir con los objetivos de la Ley 7593.
2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS TOTALES.
Los ingresos totales comprenden todos los ingresos por venta de energía
y otros ingresos asociados al servicio de distribución y comercialización, como
lo son los ingresos por ventas de energía al servicio de alumbrado público,
alquiler de transformadores y postes, recargo por mora, devolución por canon de
regulación, entre otros.
2.1 Ingresos totales estimados con tarifas vigentes para el periodo t+1
Los ingresos totales se generan por las actividades ligadas al servicio
de distribución y comercialización de electricidad a clientes conectados a baja
tensión y media tensión. Se calculan de la siguiente forma:
Donde:
IT = Ingresos totales.
Iv = Ingresos por ventas de energía y potencia a
usuarios, estimados para el período t+1 con los precios promedio de
distribución con tarifas vigentes (ver fórmula 10)
Iap = Ingresos por venta de energía al servicio
de alumbrado público para el período t+1 (ver fórmula 14).
= Otros ingresos.
Son los otros ingresos proyectados para el período t+1 y relacionados con
la actividad de distribución eléctrica (ver fórmula 17).
2.1.1 Ingresos por ventas a usuarios
Los ingresos por ventas a usuarios se obtienen al multiplicar el precio
promedio de la electricidad para cada tipo de tarifa por la cantidad total de
energía vendida por el tipo de tarifa.
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
= Ingresos por
ventas de energía y potencia a usuarios, estimados para el período t+1 con
los precios promedio de distribución con tarifas vigentes.
= Precio promedio de
la energía eléctrica. Precio para la tarifa s, se obtiene de la apartado 2.1.2. (ver fórmula 11)
= Energía total
vendida estimada. Se refiere al total estimado de ventas de energía en kWh, para la tarifa s, para el mes i del
período t +1 (ver fórmula 12).
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y preferencial,
etcétera)1.
1Se refiere a los tipos de tarifa establecidos actualmente más cualquier
otro que se llegue a aprobar.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
m = Cantidad de tarifas existentes de acuerdo al pliego tarifario.
kWh = Kilovatio hora.
2.1.2 Precio promedio de la energía eléctrica para cada tipo de tarifa.
Para la definición del precio promedio de la energía eléctrica, para
cada tarifa se utilizará la estructura definida en el pliego tarifario de la
empresa distribuidora durante los 12 meses anteriores para los cuales se
disponga de información real. El precio promedio por tarifa se obtiene de la
sumatoria de los ingresos mensuales por venta de energía eléctrica por tarifa
dividido entre las ventas totales mensuales en kWh
por tarifa. Se calcula mediante la siguiente fórmula:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación.
= Precio promedio de
la energía eléctrica. Precio para la tarifa s.
= Ingreso. Son los
ingresos de la tarifa s (ver fórmula 11.1).
= Ingresos por
tarifa horario (ver fórmula 11.8 y 11.9).
= Ventas de energía
reales en kWh para la tarifa s y el mes i,
obtenidas de la información suministrada por el operador.
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y preferencial,
etcétera).
ph = Periodos horarios (punta, valle o
nocturno).
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
kWh = Kilovatio hora.
Ingresos por tipo de tarifa
En el caso general en el que se vincula el consumo del abonado con un
único rango de consumo, y su respectiva tarifa por cada kWh
y kW, los ingresos en cada tarifa será la sumatoria de los productos de ventas
en cada bloque por su respectiva tarifa.
En el caso específico en que un abonado puede tener distintas tarifas
por kWh y kW, conforme aumente su consumo irá
sobrepasando el límite superior de los bloques establecidos, pero lo consumido
en cada bloque tendrá la tarifa por KWh y kW
establecido en ese bloque y su excedente en el bloque siguiente. En tal caso,
los ingresos por tarifa son los ingresos mensuales por bloque de consumo, los
cuales se obtienen de la sumatoria de los ingresos para cada bloque de consumo
definido en el pliego tarifario por tarifa, tal y como se detalla a
continuación:
Donde:
= Ingreso. Son los
ingresos de la tarifa s (residencial, media tensión, general,
preferencial, etc.).
= Ingresos mensuales
para el primer bloque de consumo de la tarifa s (ver fórmulas 11.2 y
11.3).
= Ingresos mensuales
para el segundo bloque de consumo de la tarifa s (ver fórmulas 11.4,
11.5 y 11.6).
= Ingresos mensuales
para el tercer bloque de consumo de la tarifa s (ver fórmula 11.7).
B1 = Bloque de consumo 1.
B2 = Bloque de consumo 2.
B3 = Bloque de consumo 3.
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y preferencial,
etcétera).
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
El ingreso por bloque de consumo para cada tipo de tarifa se calcula
según corresponda de la siguiente manera:
a) Ingresos mensuales para el primer bloque
de consumo:
Donde:
𝐼𝐵1 = Ingresos mensuales
para el primer bloque de consumo.
𝐴𝑏𝐵1,𝐶𝑀 = Cantidad de abonados. Se refiere a la
cantidad de abonados cuyo consumo es igual al mínimo establecido en el pliego
tarifario, definido en el primer bloque de consumo.
𝐶𝑀
𝐵1 = Consumo mínimo en kWh o kW establecido para
el primer bloque de consumo según el pliego tarifario vigente.
𝑇𝐵1 = Tarifa del kWh o kW para el bloque de consumo 1 según el pliego
tarifario.
𝐶𝐴𝐵1 = Consumo adicional
al mínimo establecido en el pliego tarifario para el bloque 1, en kWh o kW, según corresponda.
B1 = Bloque de consumo 1.
O
Donde:
b) Ingresos mensuales para el segundo bloque de consumo:
Donde:
O
Donde:
O
Donde:
c) Ingresos
mensuales para el tercer bloque de consumo:
Donde:
En el caso que una
tarifa establezca más de tres bloques de consumo, el cálculo de los
ingresos seguirá la
misma lógica de facturación incremental y de cobro por cada bloque de consumo
alcanzado que se indica en los puntos anteriores.
d) Ingresos
mensuales por tarifa para los casos en que el pliego tarifario incorpora
período horario:
Para aquellos operadores que cuenten con un esquema tarifario por
período horario (punta, valle y nocturno) los ingresos mensuales para el sector
respectivo se determinarán mediante la siguiente fórmula:
Donde
En los casos en los que existen tarifas en dólares, se realiza el
cálculo de la misma forma que en la fórmula 11.8, sin embargo, las tarifas en
dólares se multiplican por el tipo de cambio correspondiente, de la siguiente
manera:
En los casos en que
un operador cuente con tarifas por bloque de consumo y por período horario, se
calculan los ingresos de cada esquema tarifario por separado y se proceden a
sumar para obtener los ingresos totales por concepto de venta de energía
eléctrica (Iv).
2.1.3. Energía total vendida estimada para la empresa distribuidora
El total de energía vendida es igual a la suma de la energía comprada y
la energía generada por el operador menos las pérdidas del sistema de
distribución, sin embargo, la forma de estimación de este rubro es el producto
de la cantidad de abonados por el consumo promedio, tal como sigue:
Donde:
a. La cantidad
estimada de abonados para cada tarifa
La cantidad estimada de abonados para cada tarifa se proyecta mediante
técnicas estadísticas o econométricas. Las estimaciones se basan en datos
históricos mensuales de abonados por tarifa en los últimos 10 años o la serie
histórica para la que se encuentren datos disponibles. Se proyecta un periodo
de tiempo igual al que estará vigente el ajuste tarifario.
Debe realizarse un análisis estructural de los datos para determinar el
periodo definitivo por utilizar. Para las estimaciones se utiliza el programa
estadístico Forecast Pro o cualquier otro software
estadístico especializado en el análisis y proyección de series de tiempo. Las
proyecciones resultantes deben justificarse y cumplir con los criterios
estadísticos y econométricos que se establecen con base en la ciencia, técnica
y lógica; tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.
b. Consumo promedio de energía para cada tarifa
El consumo promedio de energía para la tarifa s, se obtiene para
los últimos 12 meses disponibles al momento en que se realiza el estudio
fijación tarifaria, del cociente entre las ventas mensuales reales en kWh de la tarifa s y la cantidad mensual real de abonados
en dicha tarifa:
Donde:
2.2 Ingreso por el servicio de alumbrado público
Se refiere al ingreso por las ventas, en colones, que el sistema de
distribución realiza al sistema de alumbrado público. Se obtiene de multiplicar
las ventas totales estimadas en kWh por el costo que
tiene la energía del sistema de alumbrado público para el sistema de
distribución. De la siguiente manera:
Donde:
Iap = Ingresos por venta de energía al servicio
de alumbrado público.
Pap = Precio de la energía del sistema de
alumbrado público (ver fórmula 15.1).
= Ventas totales
estimadas para el sistema de alumbrado público, en kWh.
kWh = Kilovatio hora.
Las ventas totales estimadas para el sistema de alumbrado público en kWh (𝑉𝐴𝑃𝐾𝑤ℎ) provienen de los
respectivos estudios tarifarios de este servicio. En caso de no estar
disponible la información del estudio tarifario, se mantienen las unidades
físicas reales consumidas por el sistema de alumbrado público.
Para obtener el precio de la energía del sistema de alumbrado público se
procede de la siguiente manera:
Donde:
𝑃𝑀𝐴𝑃= Precio mensual de
la energía del sistema de alumbrado público.
TG = Tarifa de generación eléctrica. Es la tarifa correspondiente a la
empresa que solicita el estudio.
kWh = Kilovatio hora.
kW = Kilowatt.
pp = Periodo punta.
pn = Periodo nocturno.
TTrans = Tarifa de transmisión.
Dado que este precio debe incorporar el efecto por las pérdidas de
distribución, el precio de la energía del sistema de alumbrado público será:
Donde:
PAP = Precio de la energía del sistema de alumbrado
público.
𝑃𝑀𝐴𝑃
=
Precio mensual de la energía del sistema de alumbrado público.
%Per = Porcentaje de pérdidas del sistema de
distribución (ver fórmula 26).
2.3 Otros ingresos
En este rubro se incluyen los ingresos de explotación por actividades
diversas asociadas al servicio de distribución y comercialización eléctrica,
que son recurrentes y pueden considerarse como ingresos relacionados con la
tarifa. Se utiliza como referencia el período de análisis definido en el
estudio de fijación tarifaria:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
𝐼𝑜𝑡 = Otros ingresos
calculados para el periodo t
𝑎𝑡𝑡 = Alquiler de
transformadores.
𝑎𝑝𝑡 = Alquiler de
postes.
𝑟𝑚𝑡 = Recargo por mora.
𝑖𝑎𝑡 = Ingresos
adicionales. Otros ingresos adicionales de operación que por
su naturaleza pueden ser considerados en
el cálculo tarifario a consideración de la Autoridad Reguladora.
2.3.1 Proyección de otros ingresos
La proyección de otros ingresos se realiza empleando el resultado
derivado de la fórmula 16 como relación de los ingresos totales por ventas de
energía, y multiplicando el valor obtenido por los ingresos totales por venta
de energía estimada según lo siguiente:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
Io = Otros ingresos proyectados relacionados con
la actividad de distribución eléctrica. Se refiere a los otros ingresos
proyectados para el período t+1.
𝐼𝑜𝑡 = Otros ingresos calculados
para el periodo t (ver fórmula 16).
𝐼𝑣𝑡 = Ingresos por
ventas. Son los ingresos reales por ventas obtenidos para el periodo t.
IV = Ingresos por ventas de energía y potencia a
usuarios, estimados para el período t+1 con los precios promedio de
distribución con tarifas vigentes (ver fórmula 10).
Los otros ingresos (Io) se mantienen
constantes con respecto a la variación en las tarifas.
3. COSTOS Y GASTOS TOTALES DE OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y ADMINISTRACIÓN
(COMA)
Son los costos y gastos totales de operación, mantenimiento y
administración necesarios para prestar el servicio de distribución y
comercialización de la energía eléctrica. El cálculo incluye los siguientes
rubros:
Donde:
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,
así como, otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio.
𝐶𝐸𝑃 = Costo por compras
de energía y potencia total. Incluye las compras de energía y potencia al
Instituto Costarricense de Electricidad -no se incluye costos por combustibles
para generación térmica-, a terceros y la generación propia (ver apartado
3.1.2).
Peaje = Costo por el transporte de energía. Se calcula como el producto de la
tarifa vigente del sistema de transmisión por las compras estimadas en
kWh que tiene que ser trasladados por la red de
transmisión para el periodo en que entrará a regir la tarifa.
OyM = Gastos de operación y mantenimiento.
Corresponde a los costos en que incurre la empresa para su funcionamiento y el
mantenimiento de los activos de distribución, de forma que permita garantizar
la sostenibilidad, continuidad y calidad del servicio regulado. Se proyecta
utilizando el método de actualización por índices, con excepción de gastos
particulares que se actualizan mediante criterios definidos en la apartado 3.1.2.
Admin = Gastos Administrativos. Representa la
proporción de los gastos de unidades o departamentos de apoyo asignados al
sistema de distribución (estos se distribuyen a generación, transmisión,
distribución y alumbrado público y otros servicios regulados y no regulados).
Se proyecta utilizando el método de actualización por índices, con excepción
INC = Gasto por incobrables. Se utiliza el porcentaje técnicamente
reconocido por la Aresep en el acuerdo 006-001-2002
o, el que se determine mediante un estudio técnico actualizado y avalado por Aresep. Sin embargo, el operador debe realizar la
justificación técnica del porcentaje solicitado y presentar toda la información
pertinente (ver apartado 3.1.2).
SG = Gasto por seguros. En esta cuenta se registran los contratos de
seguros (ver apartado 3.1.2). de gastos particulares que se actualizan mediante
criterios definidos en la apartado 3.1.2.
GP = Gastos por Gestión Productiva. Son los costos en que incurren las
áreas de apoyo y soporte del sistema de distribución para el desarrollo normal
de su gestión técnica y administrativa. Estos costos no pueden ser asignados
directamente al activo productivo, motivo por el cual sepresentan
el Estado de Resultados como parte del costo del servicio,pero en una línea individual. Se proyecta
utilizando el método deactualización por índices.
𝐶𝑜 = Gastos por
comercialización. Son los gastos asociados a la gestión comercial de la venta
de electricidad a la totalidad de usuarios del servicio de distribución. Se
incluye todos los gastos asociados al cobro, facturación, lecturas, servicio al
cliente, entre otros. Se proyecta utilizando el método de actualización por índices.
𝐶𝑟𝑒𝑔 = Canon regulación.
Monto autorizado por la Contraloría General de la República (CGR), como pago
por los servicios de regulación. Es la suma por concepto de canon de regulación
y de calidad. Para su asignación, se considera la contribución porcentual de
los ingresos de cada sistema respecto a los ingresos totales. Cuando sea
necesario seconsiderará su actualización por vía
extraordinaria de acuerdo a lo indicado en el apartado 6.
D = Gasto por depreciación: monto resultante de aplicar el método de
depreciación lineal según las tablas de depreciación establecidas por Aresep.
Para cualquier otro caso en que no se encuentre la información
requerida, para aplicar el método de depreciación lineal, se recurrirá a
revisar las tablas equivalentes del Ministerio de Hacienda y en último caso las
especificaciones técnicas de la casa fabricante del activo en cuanto a vida
útil y valor de rescate (ver apartado 3.1.2).
𝑃𝑎 = Gastos por
partidas amortizables. Corresponde a software y licenciassegún
la vida útil, tiempo en uso y monto de adquisición. En general, considera la
amortización de intangibles (ver apartado 3.1.2).
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos.
En esta cuenta se registran las pérdidas incurridas al retirar un activo
productivo (apartado 3.1.2 y 5.3.2).
INC = Gasto por incobrables. Se utiliza el porcentaje técnicamente
reconocido por la Aresep en el acuerdo 006-001-2002
o, el que se determine mediante un estudio técnico actualizado y avalado por Aresep. Sin embargo, el operador debe realizar la
justificación técnica del porcentaje solicitado y presentar toda la información
pertinente (ver apartado 3.1.2).
SG = Gasto por seguros. En esta cuenta se registran los contratos de
seguros (ver apartado 3.1.2).
𝐴𝑅 = Gasto por Arrendamientos.
Monto total de los gastos por ese concepto, según los contratos vigentes. En lo
que respecta a mecanismos de financiamiento no tradicional de proyectos, éstos
serán reconocidos según lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593 (ver
apartado 3.1.2).
La proyección de los costos indicados anteriormente se realiza mediante
dos tipos de métodos: (i) actualización de índices local o externo, según el
origen del gasto correspondiente para la mayoría de los rubros de gasto; o (ii)
utilizando criterios específicos para algunos rubros en particular, según se
detalla en los apartados subsiguientes. Aresep
revisará y validará la justificación presentada por el operador para cada una
de las cuentas, así como, el análisis histórico de cada uno de los rubros
incluidos en éstas. Para toda la información anterior, se utiliza el último
estado financiero auditado o disponible del operador o cualquier otro tipo de
información que disponga la Intendencia de Energía mediante un sistema de
Contabilidad Regulatoria.
3.1 Metodología de proyección de costos y gastos de operación,
mantenimiento, administración y comercialización.
Los costos y gastos de operación, mantenimiento, administración y
comercialización son proyectados según el método de actualización por índices
indicado en la presente metodología (ver apartado 3.1.1). Pueden proyectarse
aumentos superiores al generado por la actualización por índices, siempre y
cuando se adjunte una debida justificación técnica y financiera detallada al
respecto y relacionada con el servicio público que se está tarifando, la cual
debe ser validada por Aresep.
La desagregación de las cuentas de OyM,
Admin y Co debe ser al menos
como la utilizada para carácter presupuestario, es decir, debe contener:
remuneraciones, servicios, materiales y suministros, transferencias y
contables. Para el caso de las Cooperativas de electrificación rural podrán
presentar sus cuentas al nivel máximo de desagregación que el sistema contable
de cada cooperativa lo permita. Estas cuentas se desagregaran
en sus respectivos rubros, hasta tanto la Aresep no
defina un listado de cuentas comunes para todas las empresas distribuidoras.
La actualización por índices de precios planteada en la
apartado 3.1.1 no aplica para la cuenta de remuneraciones, contratos a
terceros u otros rubros a los que pueda reconocérseles un índice específico de
actualización emitido por la entidad pública correspondiente.
3.1.1 Actualización por índices de gastos y costos de operación,
mantenimiento, administrativo y comercialización:
Las actualizaciones se realizan utilizando el índice que mejor se
ajusten al gasto que se está analizando, lo cual deberá ser justificado y
obedecer a una variación de éstos en el tiempo.
Según la naturaleza de la cuenta, se podrá aplicar tres tipos de
actualizaciones, uno totalmente local, uno totalmente externo o uno que sea una
combinación de componente local y externo, que dependerá de las proporciones de
cada uno de los anteriores en el gasto que se desea actualizar.
Índice de actualización local
Se aplica cuando los gastos se efectúan dentro del país y no son
afectados por variaciones del tipo de cambio o inflación externa. El factor de
actualización local se obtiene según la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período anterior al del ajuste tarifario.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐿,𝑡+1 = Índice de precios
promedio. Es el índice de precios local, estimado promedio del periodo t+1.
IPPL,t = Índice de precios
promedio. Es el índice de precios local del año anterior. Obtenido como una
media aritmética simple del índice de precios mensual del periodo t.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico (más actualizado). Los valores reales
utilizados serán los publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas y
Censos (INEC). En otros casos se utiliza la variación interanual del índice al
último mes disponible de información. Índice de actualización externo
Se aplica el factor de actualización externo cuando los rubros de los
gastos estén vinculados con compras en el exterior o que tengan un alto
componente externo, en este caso el factor pondera la variación en el tipo de
cambio (colones se deben convertir a dólares) y la inflación externa. El
cálculo se realiza de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período anterior al del ajuste tarifario.
𝐹𝐴𝐸 = Factor de
actualización externo para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡+1 = Índice de precios
promedio. Es el índice de precios promedio externo estimado, para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡 = Índice de precios
promedio. Es el índice externo del año anterior. Obtenido como una media
aritmética simple del índice de precios mensual del periodo t.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado.
Estimaciones de la IE correspondiente al periodo t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de
Venta (CRC/USD) establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR).
Calculado como la media aritmética diaria de los 12 meses disponibles del
periodo t.
E = Externo
Para el índice de precios externo se recurrirá a los índices de precios de
los Estados Unidos de Norteamérica, los datos se toman de la página web del
Bureau of Labor Statistic (http://www.bls.gov) de los
Estados Unidos de Norteamérica. Se seleccionará el índice de precios
representativo de los gastos que se actualizan, para lo cual se deberá aportar
la respectiva justificación técnica. Para la proyección se utiliza la variación
interanual del índice al último mes disponible de información. Índice de
actualización compuesto:
Los índices de actualización calculados anteriormente son ponderados de
acuerdo con la participación relativa del componente local y externo de gasto
estimado mediante la siguiente fórmula:
Donde:
𝐼𝐴𝐶
= Índice de
actualización compuesto.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local.
%𝐿𝑔
=
Participación relativa del componente local de gastos.
𝐹𝐴𝐸 = Factor de
actualización externo.
%𝐸𝑔
=
Participación relativa del componente externo de gastos.
L = Local.
E = Externo.
El operador definirá el porcentaje de participación relativa entre el
componente interno y externo, para lo cual, en cada caso, periódicamente deberá
realizar las actualizaciones correspondientes de estos componentes e indicar
los criterios empleados en la ponderación y adjuntar la respectiva
justificación técnica.
3.1.2 Criterio para la actualización de gastos particulares
Para los siguientes rubros se utiliza un método de actualización
distinto al definido en la apartado 3.1.1. Los
criterios utilizados para su cálculo son los siguientes:
. Gastos por Compras de energía y potencia total (𝑪𝑬𝑷):
En
general las compras de energía y potencia se proyectan según la metodología
utilizada para proyectar las ventas de energía (ver apartado 2.1.3). Se obtiene
como la suma de las compras de energía y las compras por potencia, de la
siguiente manera:
Donde:
𝐶𝐸𝑃 = Gasto total por
compras de energía y potencia total.
𝐶𝐸= Gasto por compras
de energía estimados para t+1 con la tarifa vigente de generación (ver
fórmula 23).
𝐶𝑃 = Gasto por compras
de Potencia estimados para t+1 con la tarifa vigente de generación (ver
fórmula 24).
.Gasto por compras de
energía (CE): El monto por concepto de compras de energía, se obtiene multiplicando la
cantidad de energía por periodo horario o temporada por la tarifa vigente por
periodo horario, de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
CE = Compras de energía estimados para t+1 con la tarifa vigente de
generación.
𝑉𝐻𝑇𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas Totales de
Energía estimadas por período horario y temporada, estimadas para el período t+1
(ver fórmula 23.1).
𝑇𝐺𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Tarifa de
generación vigente, por periodo horario y temporada.
ph = Periodos horarios (punta, valle o
nocturno).
tm = Temporadas (alta o baja).
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
k = Cantidad de periodos horarios o temporadas definidos en el pliego
tarifario.
Las ventas totales de energía estimadas, por período horario y
temporada, se obtienen al multiplicar el peso o porcentaje correspondiente para
cada periodo horario y temporada por la energía total vendida estimada.
Procediendo de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝑉𝐻𝑇𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas Totales de
Energía mensuales por período horario ph y
temporada tm, estimadas para el período t+1.
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1,𝑠,𝑖 = Energía total
vendida estimada. Se refiere al total estimado de ventas de energía en kWh, de la tarifa s, para el mes i del
periodo t +1 (ver fórmula 12).
%𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Porcentaje
correspondiente según el periodo horario y temporada (ver fórmula 23.2).
%Per = Porcentaje de pérdidas, se toma el valor promedio de la industria (ver
fórmula 26)
ph = Periodos horarios (punta, valle, nocturno).
tm = Temporadas (alta o baja).
i = Índice de mes.
s = Índice de tarifa.
m = Cantidad de tipos de tarifa existentes de acuerdo al pliego
La estimación de ventas totales se distribuye por periodo horario y
temporada, tanto para potencia como para energía y para esto se utilizan los
datos reales para los 12 meses anteriores que se encuentren disponibles al
momento de realizar el estudio de fijación tarifaria.
La distribución por periodo horario para energía (kWh)
se obtiene como el peso que tiene cada periodo horario sobre el total de
energía, de la siguiente manera:
Donde:
%𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Porcentaje de las
ventas correspondiente al periodo horario ph
y temporada tm.
𝑉𝑅𝐸𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas de energía
reales del operador por período horario y temporada en el periodo t.
ph = Periodos horarios (punta, valle, nocturno).
tm = Temporadas (alta o baja).
k = Cantidad de periodos horarios o temporadas definidos en el pliego
tarifario.
.Gasto por compras de
potencia (P). Se determina de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐶𝑃
= Gasto
por compras de Potencia estimados para t+1 con la tarifa vigente de
generación.
𝑘𝑊𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚= Demanda máxima de
potencia por periodo horario o temporada para
t+1 (ver fórmula 24.1)
𝑇𝐺𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Tarifa de
generación vigente por KW por periodo horario o temporada.
ph = Periodos horarios (punta, valle o nocturno).
tm = Temporadas (alta o baja).
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
k = Cantidad de periodos horarios o temporadas definidos en el pliego
tarifario.
La energía (kWh) ya distribuida por periodo
horario se utiliza para tener como resultado la potencia estimada por periodo
horario, esto realizando el cociente de la energía por periodo y el resultado
obtenido de multiplicar el factor de carga por las horas por mes, según sea el
periodo horario, de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝑘𝑊𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Potencia estimada
por mes i de t+1 por periodo horario y temporada.
𝑉𝐻𝑇𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚= Ventas Totales de Energía
estimadas por período horario y temporada, estimadas para el período t+1 (ver
fórmula 23.1)
𝐶𝑂𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Componente para
obtener potencia (ver fórmula 24.2).
ph = Periodos horarios (punta, valle o
nocturno).
tm = Temporadas (alta o baja).
i = Índice de mes
El componente para obtener potencia, se obtiene multiplicando el factor
de carga por la cantidad de horas en un mes según sea el periodo horario o la
temporada, de la siguiente manera:
Para distribuir la potencia entre los periodos horarios se requiere
tanto la energía real vendida en cada periodo horario como de la demanda máxima
en cada periodo. Con la información anterior se obtiene un factor de carga, que
es el resultado de dividir la energía vendida, según el periodo, por la demanda
máxima, por periodo, multiplicado por la cantidad de horas al año
correspondientes según el periodo horario y temporada.
Donde:
Finalmente, las compras de energía y potencia pueden provenir de:
o Compras de energía al ICE (CEICE). Se determinan
de la siguiente manera
% Pérdidas (%Per): Se refiere a las pérdidas
de distribución. Se utiliza como máximo el promedio del porcentaje de pérdidas
de la industria para los últimos 2 años. El porcentaje de pérdida para cada año
se calcula como el cociente entre la disponibilidad de energía (es la energía
total requerida por el sistema de distribución más las pérdidas del sistema de
distribución y es igual a la generación propia más las compras de energía) de
las 8 empresas distribuidoras menos el total de energía vendida de las 8
empresas distribuidoras entre la disponibilidad de energía de las 8 empresas
distribuidoras. De la siguiente manera:
Generación propia (GenPi): Se estima utilizando la serie de tiempo
(histórico) de la energía producida, por planta y mes. Esta serie histórica se
proyecta mediante técnicas estadísticas o econométricas (se selecciona la que
brinde mejor bondad de ajuste). Se utiliza la serie desde enero del año 2000,
siempre y cuando no presenten un cambio estructural evidente o la serie
histórica para la que se encuentran datos disponibles. Para las plantas nuevas
o con menosde 12 meses de entrada en operación se
establece la proyección considerando las estimaciones presentadas por la
empresa y justificadas mediante estudio técnico, las cuales serán valoradas por
la Aresep.
Estas estimaciones pueden ser ajustadas por factores técnicos
debidamente justificados.
Compras de energía a otros generadores (CEOGi):
Se
estima utilizando la serie de tiempo (histórico) de la generación producida,
por planta y mes. Esta serie histórica se proyecta mediante técnicas
estadísticas o econométricas (se selecciona la que brinde mejor bondad de
ajuste). Se utiliza la serie desde enero del año 2000, siempre y cuando no
presenten un cambio estructural evidente o la serie histórica para la que se
encuentran datos disponibles. Para las plantas nuevas o con menos de 12 meses
de entrada en operación se establece la proyección considerando las
estimaciones presentadas por la empresa y justificadas mediante estudio
técnico, las cuales serán valoradas por la Aresep. En
el caso de las cooperativas, se encuentra establecido el porcentaje
correspondiente a cada una de ellas de la producción de Coneléctricas,
como proporción al capital accionario de cada una, así como PH Cubujuquí.
Estas estimaciones pueden ser ajustadas por factores técnicos
debidamente justificados.
Las unidades estimadas se multiplican por la tarifa vigente.
Donde:
GCEOG = Gasto en compras de energía comprada a otros generadores.
𝐶𝐸𝑂𝐺
=
Compras de energía a otros generadores en kWh.
𝑇𝐺𝑂𝐺
= Es la
tarifa de generación para el generador correspondiente.
. Peaje: Se estima como las unidades físicas transportadas por
las líneas de transmisión del ICE multiplicadas por la tarifa vigente aprobado
para éste sistema.
. OyM, Administrativos y
Comercialización: Para la proyección se utiliza el índice de precios que
mejor se adapte al gasto o costo específico que se esté estimando. Todos los
costos y gastos deben ser justificados, independientemente de su
comportamiento.
Para los costos o gastos que sean no recurrentes, se verifica que en
realidad lo sean y que estén justificados, si la justificación aportada por la
empresa no demuestra su relación con el servicio, se excluyen. Las partidas no
recurrentes deben ser claramente identificadas en la propuesta tarifaria.
. Gastos por salarios. Incluye los montos por
remuneraciones salariales y las cargas sociales asociadas. Se calcula según el
decreto de salarios mínimos o la política salarial que disponga la empresa.
Esta última debe ser aportada porla empresa y
justificarse técnica, legal y financieramente. Las empresas reguladas deben
presentar el rubro de salarios (salarios base y sus componentes), y las cargas
sociales separados en el estado de resultados tarifario. Además, deberán de
presentar la conciliación de salarios con los reportados a la CCSS. Si estos
registros afectan a otros sectores, debe aportarse información para estos.
. Nuevas contrataciones. El tope máximo del crecimiento de
la planilla estará definido por el porcentaje de crecimiento de las ventas en
unidades físicas del servicio regulado, su área de cobertura y número de
usuarios. El incremento a reconocer como plazas nuevas se obtiene del producto
de la cantidad de empleados existente multiplicada por el porcentaje de
crecimiento del servicio regulado. Para calcular el salario que se aplicará a
esas plazas nuevas, se tomara la media aritmética simple del salario
correspondiente a los nuevos puestos solicitados en el estudio tarifario. En el
caso de que exista un decrecimiento en las ventas en unidades físicas del
servicio regulado, se podrán incluir plazas nuevas en el cálculo tarifario
sujeto a la presentación de la respectiva justificación técnica, la cual será
analizada por la Aresep.
. Contratos a terceros. Se incorpora una vez que se
justifique y demuestre la razonabilidad del monto indicado en el contrato, y se
valoran los pagos establecidos con base en criterios técnicos y las fórmulas de
ajuste. En estos casos, se revisa el contrato aportado, su vigencia, la forma
de las actualizaciones y los montos. De lo contrario, se mantiene el mismo
valor del año base utilizado en la estimación tarifaria.
.Gastos administrativos: La empresa debe de
aportar la propuesta debidamente justificada que contenga los diferentes
conductores para la distribución del gasto, de lo contrario Aresep
definirá la forma general de distribuir los costos para el análisis tarifario
respectivo.
La empresa establecerá previamente una metodología justificada de
distribución del gasto, en la cual utilizará distintos conductores según la
naturaleza de la partida, entre ellos:
1. Ingresos
2. Cantidad de funcionarios
3. Metros de área utilizados
4. Salario de la mano de obra
5. Demanda de servicios
6. Nivel económico de adquisición de bienes y
servicios
7. Otros
Cualquier otro conductor de distribución de gasto que empleen los
operadores deberá ser justificado mediante un estudio técnico y avalado por la Aresep.
. Gasto por seguros (SG): Las empresas deben adjuntar el
detalle de activos asegurados, con las características de las pólizas. Las
primas que se pagan por los seguros se proyectan según el promedio histórico de
los 2 años calendario anterior a la presentación del estudio. Cualquier ajuste
debe ser justificado técnicamente; y la sobras que se pretenden asegurar deben
estar contempladas en el Plan de Inversiones respectivo. En caso de existir obras
nuevas, y reconociendo que el valor de las primas depende de las tarifas del
ente asegurador, se proyecta mediante la razón entre el promedio de la prima
obtenida de los últimos 2 años y el promedio del valor asegurado para el
periodo de tiempo de referencia, tomando en cuenta las nuevas obras que
técnicamente se justifiquen.
.Gastos por incobrables
(INC). En el caso de aquella (s) empresa (s) en las que se haya reconocido con
anterioridad, este rubro debe ir disminuyendo un 25% por año consecutivo hasta
eliminarlo, caso contrario no se reconocen gastos por incobrables.
.Gasto por depreciación
(D): Se debe utilizar el método de depreciación lineal, ya que éste supone
que el activo sufre un desgaste constante con el paso del tiempo, para lo cual,
se considera el valor del activo y su valor residual; la base depreciable del
activo se distribuye a lo largo de su vida útil, dicha proporción corresponde
al gasto de depreciación en un periodo dado. La Aresep
utiliza tablas de depreciación previamente aprobadas, las cuales deberán estar
disponibles para los entes regulados. Para los activos que no se encuentran en
las tablas de Aresep se utilizan las tablas del
Ministerio de Hacienda disponibles en el "Reglamento a la Ley de Impuesto
sobre la Renta" (Decreto N° 18455-H) y, en última instancia, se utilizan
las indicaciones del fabricante. De la información aportada, debe ser posible
identificar la depreciación por tipo de activo (ver fórmulas 39 y 42).
.Gastos por partidas
amortizables (Pa): la empresa deberá de
aportar la vida útil, el monto indicado y la fecha de adquisición del activo,
así como, la justificación técnica de su comportamiento y su relación con el
servicio que se está regulando. En el caso que no se adjunte dicha información,
se utilizará una vida útil de 3 años, siempre y cuando sea un tiempo razonable
para el activo que se analiza.
. Gastos por pérdidas de retiros de activos (GPer).
Este gasto se obtiene de la base tarifaria y corresponde a: los retiros al
costo más los retiros revaluados, deduciendo la depreciación de los retiros al
costo y la depreciación de los retiros revaluados. Esto según lo indicado en el
apartado 5 de la sección VII.
. Arrendamientos (𝑨𝑹)Se establecen según los contratos vigentes y que
entrarán en funcionamiento durante el periodo de análisis. El monto se obtiene
de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
AR = Monto por concepto de arrendamientos.
CU,i = Cuota. Se refiere
a la cuota de arrendamiento mensual por planta.
$ = Expresa cifras indicadas en dólares.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado.
Estimaciones de la IE correspondientes al periodo t+1.
pl = Planta.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
g = Cantidad de plantas arrendadas
4. RÉDITO PARA EL DESARROLLO
La base tarifaria está compuesta por el activo fijo neto en operación
revaluado promedio y el capital de trabajo de la empresa. Sobre la base
tarifaria se reconoce el rédito al desarrollo, con el objetivo de incentivar la
reinversión de recursos y garantizar el suministro futuro del servicio
eléctrico en calidad y cantidad óptima mediante la inversión en el servicio
regulado.
El rédito para el desarrollo se obtiene mediante la aplicación de dos
modelos:
§Costo Promedio
Ponderado del Capital (Weigh Average
Cost of Capital, WACC por sus siglas en inglés)
§Modelo de Valoración
de Activos de Capital (Capital Asset Pricing Model, CAPM por sus
siglas en inglés)
4.1. Costo promedio del Capital:
El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo mediante el método
del costo promedio ponderado del capital se realiza mediante la aplicación de
la fórmula:
Donde:
Rk = Tasa de rédito
para el desarrollo.
rd = Costo del
endeudamiento: valor de las obligaciones con costo financiero. Se obtiene del
promedio ponderado de la tasa de interés de los pasivos con costo de la empresa
con corte al último periodo contable del que se disponga información con el
correspondiente detalle.
𝑘𝑒 = Costo del capital
propio (ver fórmula 30).
𝑡𝑖
= Tasa
impositiva. Se supone igual a cero (0), según acuerdo 15-149-99 de la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto
de 1999) o lo que en su momento disponga la Junta Directiva.
VD = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de distribución. Se obtiene del último estado financiero
auditado disponible.
VCP = Valor del capital propio o patrimonio. Es el valor del patrimonio del
sistema de distribución del último estado financiero auditado.
A = Definido como la sumatoria de la deuda más el patrimonio (VD+VCP),
según el último estado financiero auditado.
4.1.1 Modelo de Valoración de Activos de Capital (modelo CAPM)
El método CAPM estima el costo del capital propio (𝑘𝑒 )se basa en considerar
que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo
asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el riesgo
relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de
las inversiones específicas (riesgo específico).
El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada
industria. Se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por el
Dr. Aswath Damodaran, de la
Universidad de New York, en la dirección de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El CAPM se calcula mediante el siguiente
procedimiento:
Donde:
ke = 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. En su cálculo se utiliza el
beta desapalancado 𝜷𝒂
PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de
riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.
El beta apalancado se denomina
"apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda y se
obtiene de la siguiente fórmula:
Donde:
𝛽𝑎 = Beta apalancada.
𝛽𝑑 = Beta desapalancada.
𝑉𝐷
𝑉𝐶𝑃= Relación entre deuda y capital propio (estimada
por medio del apalancamiento
financiero).
ti = Tasa impositiva. Es la tasa de impuesto sobre la renta.
Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad
sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por
riesgo, beta desapalancada y apalancada, 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)".
Los valores para las variables indicadas en la fórmula 30, con excepción
de la tasa libre de riesgo 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.
.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.
a) Ajuste de la tasa de rédito para el desarrollo en casos para los
cuáles la solicitud tarifaria es menor a un año
Cuando se realiza y analiza un estudio de fijación tarifaria para un
período de tiempo menor a un año, la rentabilidad se ajustará de la siguiente
manera:
Donde:
𝑅𝑘𝑟
= Tasa
de rédito al desarrollo a reconocer para el nuevo ajuste tarifario.
𝑅𝑘;𝑣 = Tasa de rédito al
desarrollo con tarifas vigentes.
𝑅𝑘;𝑒 = Tasa de rédito al
desarrollo estimada, obtenida de acuerdo a lo establecido en el apartado 4 de
la sección VII.
nm = Número de meses en que las nuevas tarifas
estarán vigentes.
5. BASE TARIFARIA
La base tarifaria se calcula como sigue:
Donde:
BT = Base tarifaria.
AFNORP = Activo fijo neto en operación revaluado promedio (ver fórmula 33).
CT = Capital de trabajo (ver fórmula 45).
5.1 Activo fijo neto en operación revaluado promedio
El activo fijo neto en operación revaluado promedio, se obtiene como una
media aritmética simple del a-) activo fijo neto en operación revaluado al mes
de diciembre del periodo t y; b-) el activo fijo neto en operación
revaluado estimado al mes de diciembre del periodo t+1.
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORt = Activo fijo neto en operación revaluado del
periodo t (ver fórmula 34).
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado estimado del periodo t+1 (verFórmula 35).
La empresa tiene la obligación de valuar sus activos tal como lo
establece la normativa vigente, considerando el valor razonable de estos. En los
casos que la aplicación de las formulas del apartado 5.1.1 y 5.1.2 del Activo
fijo neto en operación revaluado, muestre saldos que superan de forma
significativa el valor razonable del activo, se debe de revelar adecuadamente
en los estados financieros e informar a la Intendencia de Energía, así como,
proceder a realizar el ajuste en libros que corresponda para corregir las
desviaciones que surjan entre el valor revaluado y el valor razonable.
Esta fórmula se utiliza para determinar la base tarifaria en las
solicitudes de ajuste tarifario que se presentan a la Intendencia de Energía,
las formas de cálculo de sus variables podrían modificarse cuando entre en
vigencia la contabilidad regulatoria.
5.1.1 Activo fijo neto en operación revaluado en el periodo t (AFNORt)
El activo fijo neto en operación reevaluado
se calcula de la siguiente forma:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
AFNORt = Activo fijo neto en operación revaluado del
periodo t.
AFCt = Total de activos fijos al costo del
servicio de distribución eléctrica, para el periodo t.
AFRt = Total de activos fijos revaluados del servicio
de distribución eléctrica, para el periodo t.
DCt = Depreciación acumulada del activo al costo,
para el periodo t.
DRt = Depreciación acumulada de los activos
revaluados para el periodo t.
5.1.2 Activo fijo neto en operación revaluado al mes de diciembre del
periodo t+1
Para el cálculo del activo fijo neto en operación revaluado al mes de
diciembre del periodo t+1,se
procede de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que disponga
la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado del periodo t+1.
AFCt+1 = Total de activos fijos al costo del servicio de distribución
eléctrica, para el periodo t+1 (ver fórmula 35.1).
AFRt+1 = Total de activos fijos revaluados, para el periodo t+1 (ver
fórmula 35.2).
DCt+1 = Depreciación acumulada del activo al costo, para el periodo t+1 (ver
fórmula 39).
DRt+1 = Depreciación acumulada de los activos revaluados, para el periodo t+1
(ver fórmula 42).
El activo fijo al costo se calcula de la
siguiente manera:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFCt+1 = Activo fijo al costo del periodo t+1.
AFCt = Activo fijo al costo del periodo t.
AD = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de ejecución
histórico del plan de inversiones respectivo (ver apartado 5.3.1).
RActo = Retiro de activos al costo (ver apartado
5.3.2 referente a los criterios para el retiro de activos).
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo
El activo fijo revaluado se calcula de la
siguiente manera:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (Elvalor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo
final) o lo que disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFRt+1 = Activo fijo revaluado del periodo t+1.
AFRt = Activo fijo revaluado del periodo t.
RAr = Retiros de activos revaluado.
Rev = Revaluación de activos del periodo t+1 (ver
fórmula 35.3).
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado
Revaluación de activos:
El procedimiento seguido para la revaluación
de activos es el siguiente:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
IR = Índice de revaluación. Se refiere al índice de revaluación de activos
local, externo o compuesto según corresponda.
AFCt = Activo fijo al costo, periodo t.
AFRt = Activo fijo revaluado, periodo t.
RActo = Retiro de activos al costo.
RAr = Retiros de activos revaluado.
TActo = Traslado de activos al costo.
TAr = Traslado de activos revaluados.
cto = Al costo.
r = Revaluado.
La revaluación de activos se calcula aplicando el índice de
revaluación a los activos fijos según su origen nacional, extranjero o
compuesto. Para cada caso se calcula un índice específico, cuyas fórmulas son
las siguientes:
Índice de revaluación componente local:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IPCRt = Índice de precios de Costa Rica
representativo del activo al mes de diciembre del periodo t.
IPCRt+1 = Índice de precios de Costa Rica representativo del activo al mes de
diciembre del t+1.
L = Local.
= Porcentaje de
componente del gasto local.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico. Mientras que la información real del
índice se obtiene del Instituto Nacional de Estadística y Censos (INEC). Para
la proyección se utiliza la variación interanual del índice al último mes
disponible de información.
Índice de revaluación para activos de origen
externo
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
IPUSAt = Índice de precios de Estados Unidos
representativo del activo al mes de diciembre de periodo t.
IPUSAt+1 = Índice de precios de Estados Unidos representativo del activo al mes
de diciembre del periodo t+1.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
correspondiente a diciembre del periodo t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD)
establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR). Calculado como la media
aritmética diaria de diciembre del periodo t.
= Porcentaje de
componente del gasto externo.
E = Externo.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
de Estados Unidos o el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos, se
utilizará como fuente para la información real el Bureau of Labor Statistics de USA. Para la proyección se utilizará la
variación interanual del índice al último mes disponible de información o las
estimaciones de la IE si se tienen.
Índice compuesto de revaluación para activos:
Donde:
IRcom = Índice de revaluación compuesto.
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
L = Local.
E = Externo.
Com = Compuesto.
Depreciación al costo (𝐃𝐂𝐭+𝟏):
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al estudio
y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El valor
disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que disponga la
Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
DCt+1 = Depreciación al costo, periodo t+1.
DCt = Depreciación al costo, periodo t.
RDcto = Retiro de activos depreciados al costo.
Dep = Depreciación (ver fórmula 40).
TDcto = Traslados depreciados al costo.
cto = Al costo
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
Dep = Depreciación.
TDA = Tasa de depreciación del activo (ver fórmula 41).
AFCt = Activo fijo al costo del periodo t.
AD = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de ejecución
histórico (ver apartado 5.3.1).
RActo = Retiro de activos al costo.
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo
Tanto las adiciones de activos como los retiros se ponderan por 0,5 dado
que se desconoce
en qué momento del año se realizarán.
La tasa de depreciación de cada activo se
calcula de la siguiente forma:
Donde:
TDA = Tasa de depreciación del activo
VAR = Valor de rescate
VU = Vida útil
Depreciación acumulada revaluada (𝐃𝐑𝐭+𝟏):
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
DRt+1 = Depreciación acumulada revaluada del periodo t+1.
DRt = Depreciación acumulada revaluada del
periodo t.
RAdr = Retiro de activos depreciados revaluados.
Depr = Depreciación revaluada (ver fórmula 43).
Revdr = Revaluación de la depreciación revaluada.
TAdr = Traslado de activos depreciados revaluados.
r = Revaluado.
Calculo de la depreciación revaluada
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
TDA = Tasa de depreciación del activo.
AFRt = Activo fijo revaluado, del periodo t.
RAr = Retiros de activos revaluado.
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado.
Los retiros se ponderan por 0,5 dado que se desconoce en qué momento del
año se realizarán éstas.
Calculo de la revaluación de la depreciación
revaluada
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
𝑅𝑒𝑣𝑑𝑟
=
Revaluación de la depreciación revaluada.
IR = Índice de revaluación de activos local, externo o compuesto según
corresponda.
DCt = Depreciación al
costo del periodo t.
DRt = Depreciación
revaluada del periodo t.
RDcto = Retiro de activos
depreciados al costo.
RAdr = Retiro de activos
depreciados revaluados.
TDcto = Traslados
depreciados al costo.
TAdr = Traslado de
activos depreciados revaluados.
cto = Al costo
Para todos los cálculos que se realizan para obtener el activo fijo neto
en operación revaluado al mes de diciembre del periodo en el que estará vigente
el ajuste (𝐴𝐹𝑁𝑂𝑅𝑡+1 ). Se analiza y
considera:
El Plan de Inversiones vigente. La capacidad de ejecución del Plan de
Inversiones histórica de la Institución.
El financiamiento aprobado para las inversiones y adiciones programadas
en el Plan de Inversión, así como, los requisitos legales, refrendos, permisos
municipales, uso de tierra, etcétera.
Los activos deben responder a dos criterios: útiles para la prestación
del servicio y que efectivamente se utilicen en la misma (utilizable).
5.2. Capital de trabajo
El capital de trabajo se estima como el período medio de cobro
multiplicado por el efectivo requerido de operación por día (gastos de
operación, mantenimiento y administración menos las depreciaciones, las
partidas amortizables, los gastos por pérdidas de retiros de activos, las
compras de energía y los gastos por peaje, todo eso dividido entre 360), de la
siguiente
Donde:
CT = Capital de trabajo.
CxC = Promedio de las cuentas por cobrar de los
últimos 3 periodos anuales auditados de los estados financieros.
IV = Ingreso por ventas de energía y potencia a usuarios (ver fórmula 10). COMA
= Costos de operación, mantenimiento y administración (según apartado 3 de
la sección 3, ver fórmula 18).
D = Gasto por depreciación de activos.
Pa = Gastos por partidas amortizables.
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos.
CEP = Gastos por compra de energía y potencia.
Peaje = Gastos por peaje.
El periodo medio de cobro es el resultado del cociente entre las cuentas
por cobrar y los ingresos por venta, el número de días a utilizar no debe ser
superior al promedio de la industria. En aquellas empresas que dispongan de un
número de días menor al promedio, este será utilizado.
5.3 Inversiones
El Plan de Inversiones debe ser presentado según el formato de
clasificación de activos establecido por la Intendencia de Energía y
clasificadas en micro y macro inversiones y las sub-clasificaciones
correspondientes. Adicionalmente, se debe justificar la concordancia del Plan
de Inversiones con el Plan
Nacional de Desarrollo y de Inversión
Pública (PNDIP)(*) y el Plan Nacional
de Energía (PNE), cuando corresponda.
(*)(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)")
Se analiza que las inversiones solicitadas tengan una justificación
técnica y financiera razonable y que éstas tengan un impacto positivo en la
calidad y continuidad del servicio, por ejemplo:
Las obras de expansión deben justificarse en relación con el crecimiento
de la demanda, resultado de evaluaciones de causas de deficiencias de calidad o
bien de cumplir con la maximización del grado de cobertura.
Las conversiones de voltaje se deben justificar por crecimiento de la
demanda o por el resultado de evaluaciones de causas de deficiencias de
calidad.
Las obras de instalación de reguladores o de capacitores deben de
sustentarse en estudios de calidad de la tensión de redes primarias.
Las obras de instalación de re-conectadores se deben de justificar del
análisis de los indicadores de continuidad.
También se analiza la razonabilidad de los precios de cada una de las
obras incluidas.
Los montos de inversión avalados por Aresep
serán los montos de adición de activos utilizados para calcular el activo fijo
neto. Se podrán adicionar la totalidad de los activos reconocidos en las
inversiones en cada año, si el promedio del porcentaje de ejecución es un 100%.
5.3.1 Determinación de las adiciones.
La cantidad de adiciones se calcula como la proporción del porcentaje de
ejecución de las inversiones reconocidas por la Aresep:
Determinación del Porcentaje de ejecución
1. En cada estudio tarifario, las empresas deben reportar la cantidad de
obras que construyó o bien la cantidad de equipos que instaló durante el año.
2. Se determina el porcentaje de ejecución anual de inversiones, como el
cociente entre las obras construidas o equipos instalados por la empresa, y la
cantidad de obras o de equipos reconocidos por la Intendencia para ese año.
3. Se calcula el porcentaje de ejecución anual para los últimos cinco
años anteriores al año en consideración en el estudio tarifario vigente y se
calcula el promedio simple de los porcentajes de ejecución de esos últimos
cinco años.
4. El porcentaje de ejecución promedio tiene un tope de un 100%.
5. El valor del porcentaje promedio de los cinco años anteriores es el
porcentaje de ejecución a utilizar. Éste se aplica a la cantidad de obras o de
equipos reconocidos, previa deducción de las cantidades por no tener una
justificación técnica razonable.
6. No se consideran obras o equipos instalados que no hayan sido
previamente reconocidos por la Intendencia, salvo justificación técnica
debidamente sustentada.
Para el análisis de adiciones Aresep deberá
realizar visitas de campo a los diferentes proyectos, con el propósito de
verificar montos, ejecución y año de aprobación.
A las adiciones reconocidas se le aplica una actualización por índices
según el procedimiento establecido en la apartado
3.1.1. Esto se utiliza cuando los precios de las unidades constructivas están
referenciados a un año distinto al que se analiza la solicitud tarifaria. Solo
se capitalizara los costos que formen parte de la
adición como tal y que estén previamente justificados y aprobados por la
Intendencia de Energía.
Se deberá justificar y separar en los registros que proporción de las
adiciones corresponden a reposición de activos que se retirarán y que
proporción corresponde a expansión del servicio.
5.3.2 Determinación de los retiros
Los retiros de activos que se registren deben coincidir en monto y
justificación con los incluidos en el apartado 3 de la sección VII, fórmula 18.
Para el caso particular de retiro de activos se consideran los
siguientes criterios:
Las empresas están en la obligación de depurar la base tarifaria, para
ello deben presentar en cada estudio tarifario el detalle de activos retirados
del sistema eléctrico, clasificados por remplazo, deterioro, obsolescencia,
traslados u otros.
En el caso que exista una prevención o disposición que instruya la
presentación de los retiros de activos e información relacionada a esta y la
empresa no cumple las mismas, la IE tiene la potestad de no aceptar los saldos
de los activos, dado que el regulado omite este dato considerado relevante en
el cálculo de la base tarifaria.
Cuando no media prevención o disposición en relación al tema, existe el
criterio de aplicar un porcentaje similar a la depreciación para cada grupo de
activos, por concepto de retiro de activos, tanto en los valores al costo como
revaluado.
Se requiere información y justificación sobre la pérdida o ganancia
contable que estos retiros originan a la empresa, para ser compensados en las
tarifas en la partida de gasto por concepto de "perdida por retiro de
activos". Este gasto debe ser congruente con los saldos que reflejan los
activos retirados del sistema eléctrico y la transacción que dio origen a su
retiro Los retiros se deben presentar para cada grupo de activos, en el periodo
que se retiró o se prevé retirar, indicando los valores del activo al costo,
revaluado y sus respectivas depreciaciones (al costo y revaluado), así mismo,
indicar si el retiro originó una pérdida o ganancia contable en el retiro del
mismo y su ubicación física (identificación del activo anterior al retiro y
justificaciones y comprobantes del retiro o desecho correspondiente, para dar
trazabilidad de los activos). Con la finalidad de que la ARESEP pueda realizar
en cualquier momento la supervisión y control necesarios sobre esos activos y en
caso de no responder a la realidad el operador será sancionado tanto a nivel
del efecto en la base tarifaria como en la multa correspondiente por el
incumplimiento dado según lo establecido en la Ley 7593 en su artículo 38.
5.4 Criterios para la clasificación de activos del servicio de
distribución eléctrica.
Para efectos de uniformidad en el manejo ingenieril y contable, se
considerará los criterios establecidos mediante Resolución emitida por la Aresep en relación a la clasificación, categorías y formato
de presentación de los activos.
6. ACTUALIZACIÓN DEL CANON DE REGULACIÓN POR VÍA
EXTRAORDINARIA (Creg)
La variable Creg se refiere al canon de
regulación y calidad vigente para la actividad de distribución de energía
eléctrica en operadores públicos y cooperativas de electrificación rural, el
cual es aprobado por la Contraloría General de la República.
El canon de regulación deberá ajustarse extraordinariamente cuando esta
variable cambie. Con ello, se busca dar cumplimiento a lo establecido por la
Contraloría General de la República mediante los oficios 1463 de fecha 12 de
febrero del año 2010 y DFOE-ED-0996 de 15 de diciembre de 2010. En este último
oficio se indica lo siguiente:
"es el criterio actual
de esta Contraloría General, que corresponde a esa Autoridad Reguladora realizar
los cálculos pertinentes para ajustar las tarifas de los servicios públicos, ajustándose a lo establecido en el
artículo 30 de la Ley Reguladora de los Servicios Públicos
N°7593, en cuanto establece que las fijaciones de tarifas de carácter ordinario, al contemplar variaciones de los
factores de costo e inversión, deben ser realizadas de oficio
por la propia Autoridad Reguladora. Para cumplir con lo antes indicado, esa Autoridad Reguladora deberá documentar,
formalizar e implementar las metodologías
necesarias, cuya aplicación será objeto de fiscalización por parte de este
órgano contralor, a partir del cobro que hará la ARESEP del canon de regulación correspondiente al periodo 2012".
Lo anterior significa, que a partir del año
indicado, una vez aprobado el canon de regulación por parte de la Contraloría,
de oficio se deben ajustar los precios y tarifas de los servicios públicos de
carácter ordinario. Por tanto, para la presente metodología, el canon se
actualizará vía extraordinaria cada vez que la Contraloría General de la
República apruebe el monto del mismo y éste sea publicado en el diario oficial
La Gaceta, de tal manera que se incluirá en la última fijación ordinaria
vigente. Este gasto es el único que se actualiza de los estados de resultado
vigentes y con ello se obtiene un nuevo resultado.
7. OTRAS CONSIDERACIONES
Toda la información requerida para aplicar la presente metodología será
solicitada a las empresas mediante resolución motivada de la Intendencia de
Energía."
(*) 8. Peaje de Distribución
8.1Definiciones:
Contabilidad regulatoria: la sistematización
y estandarización de la información contable para efectos de la regulación del
servicio público, de tal forma que refleje los costos3 asociados a
la prestación del servicio de acuerdo con los principios, criterios y normas
regulatorios, especialmente mediante el uso de formatos uniformes de cuentas y
estados financieros.
3 El término
"costo" se utiliza bajo el concepto económico amplio que utiliza la
Ley N° 7593, de tal forma que incluya tanto los costos como los gastos
requeridos para la prestación del servicio público (ver, por ejemplo, los
artículos 3.b, y 6.a y 32 de dicha ley).
Costos Fijos: aquellos costos del
Sistema de Distribución que no varían en función del nivel de producción o
ventas. En el caso de servicio de Distribución, se refiere a los costos que no
varían en función de las ventas de este sistema, lo que excluye a los costos
por concepto de compras de energía y su transmisión.
Estado de Resultados Regulatorio: Estado de
Resultados utilizado en cada fijación tarifaria que ha aprobado la Autoridad
Reguladora a las diferentes empresas distribuidoras y calculado según los
criterios establecidos en la resolución RJD-139-2015 del 27 de julio del 2015,
publicada en el Alcance Digital N° 63 a La Gaceta N° 154 del 10 de agosto de
2015 y sus modificaciones; así como los principios y criterios establecidos
tanto en la Ley N° 7593 y en cualquier otra disposición de la Autoridad Reguladora.
Norma POASEN o AR-NT POASEN: Norma
"Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional",
aprobada por la Junta Directiva de la ARESEP mediante el acuerdo 01-19-2014 del
31 de marzo del 2014, publicada en La Gaceta 69 del 8 de abril del 2014 y sus
reformas.
Peaje de Distribución: tarifa que la
ARESEP le autoriza cobrar a cada empresa distribuidora a los usuarios por el
servicio de transportar (inyectar y retirar) energía a través de sus líneas de
distribución, en los términos que establece la presente metodología.
8.2Alcances de la tarifa
El alcance de esta metodología está delimitada
de la siguiente manera:
a. Se aplica en todo el territorio nacional y se calculará para cada
empresa distribuidora según los respectivos costos del servicio.
b. Se aplica a los agentes del sector eléctrico debidamente autorizados,
según lo establecido en el artículo 34 del Reglamento de Concesiones para el
Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica, siempre que estén
amparados en las leyes 7200, 7508 y 8345; o se trate de transacciones entre
empresas distribuidoras que tengan generación propia. Estos tipos de
transacciones son los únicos que están normados en la legislación vigente.
c. Se aplica para cualquier agente indicado en el punto b anterior,
independientemente de la potencia o energía que se inyecte de conformidad con
las especificaciones de la concesión respectiva.
Lo anterior implica que la propuesta de metodología tarifaria no aplica
a casos tales como la generación distribuida para autoconsumo (Decreto
Ejecutivo N° 39220-MINAE), las posibles compraventas de energía entre otros
agentes del mercado eléctrico nacional (MEN) distintas a las detalladas en el
párrafo anterior o transacciones similares.
La metodología tarifaria se basa en reconocer una tarifa que cubra los
costos asociados con la etapa de distribución eléctrica (costos asociados al
uso de la red física), sin considerar los referentes a la etapa de
comercialización.
Esta tarifa se cobra sobre la energía inyectada por los agentes
correspondientes y que utilicen la red de distribución para el trasiego de
energía. Por la naturaleza de este tipo de transacciones y las características
del mercado eléctrico nacional, la energía trasegada pertenece a un mismo
usuario desde que es inyectada a la red hasta su retiro. Por lo tanto la metodología tarifaria define que el servicio es
pagado por el agente que inyecta la energía.
Para el caso de enlaces permanentes a más de una subestación o circuito,
se pagará el respectivo peaje de distribución por la energía que se inyecte al
SEN en cada uno de ellos.
8.3 Precio o peaje de distribución
La tarifa que se establece en esta metodología corresponde al precio por
el uso de la red o circuitos de distribución, por la inyección y el retiro en
tiempo real de energía en el SEN, cuando quien inyecta energía no es la misma
empresa distribuidora y cuando el punto de acceso sea algún nodo de dicha red
de distribución. La tarifa será pagada por el usuario de la red a la empresa
distribuidora en los términos que se establecen en esta metodología y en las
demás disposiciones que haya emitido la ARESEP.
El acceso al SEN, puede darse en algunos de los siguientes puntos:
a. Sistema de barras de alta tensión de una subestación.
b. Sistema de barras de media tensión de una subestación.
c. En la red de media tensión del sistema de distribución.
d. En la red de baja tensión del sistema de distribución.
Asimismo, el punto de inyección y retiro de la energía en tiempo real
puede darse en cualquiera de los puntos señalados anteriormente, según la
normativa aplicable en cada caso, de tal forma que
dependiendo de las variantes de puntos de entrega y retiro, el usuario deberá
realizar el pago correspondiente por: el peaje de transmisión y el peaje de
distribución (sea a media tensión o baja tensión), o bien solo el peaje de
transmisión o bien solo el peaje de distribución. Aspectos todos ellos que
deberán de definirse en el contrato de conexión a establecer entre las partes,
de conformidad con lo establecido en los artículos 30, 31, 32, 33, 34, 35 y 36
de la norma AR-NT-POASEN "Planeamiento, Operación y Acceso al Sistema
Eléctrico Nacional".
Bajo esa premisa, esta metodología establecerá el peaje por el uso de la
red de distribución, en función del retiro o inyección de energía que haga el
usuario, pagando una tarifa del tipo estampilla4, en función de la
energía retirada o inyectada, según las reglas definidas.
4 El cargo, cobro o
tarifa tipo estampilla (postage stamp), es uno de los métodos más sencillos para
tarifar los costos de transporte de energía, corresponde a la aplicación de una
tarifa simple basada en los costos medios. Para su cálculo se toma el costo
total del servicio de transporte y se divide por la medida del uso que cada agente
hace de la red. La tarifa en este método es totalmente independiente del lugar
en que se inyecta la potencia, cerca o distante de los consumos. Ver:
www.ariae.org/download/cursos/.../Anexos/SrD.../A22_Anexo_2.doc
El Peaje de Distribución (PD) es la tarifa que cobra una empresa
distribuidora por el servicio de trasiego de energía, mediante la
infraestructura de su sistema de distribución, para la inyección y retiro de
energía y potencia en tiempo real al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través
de sus líneas de distribución. Esta tarifa debe cubrir los costos asociados con
la etapa de distribución en que incurre la empresa eléctrica por la prestación
de tal servicio.
En ese sentido todo usuario que inyecte y retire energía de la red de
distribución en tiempo real deberá pagar en forma conjunta con los demás
usuarios de dichas redes, los costos fijos asociados a los costos de inversión,
operación y mantenimiento; y administrativos del sector de distribución;
incluyendo el margen de rentabilidad del negocio. El costo de este servicio se
considera como un costo más dentro de la estructura de costos regulatorio del
prestador del servicio público.
La red de distribución está conformada por todos los activos instalados
en la red eléctrica a excepción de las luminarias que son parte de la actividad
de Alumbrado Público. Dicha composición de activos se registra en el sistema al
ser instalados en la red, es en este momento que se empiezan a depreciar y son
registrados contablemente como activos fijos.
Cumpliendo con el principio de servicio al costo, el precio o peaje de
distribución toma en cuenta todos los costos de la red que está siendo
utilizada por el usuario.
Para efectos de establecer el precio o peaje de distribución se
contemplarán los costos fijos asociados a los costos y gastos de operación de
la actividad de distribución de cada uno de los operadores de los circuitos
involucrados. Dichos costos son los que se obtienen del estado de resultados
regulatorio, el cual es definido por la Autoridad Reguladora y calculados según
las especificaciones de la presente metodología. Es importante aclarar que
dentro de los costos fijos no se incorporan las compras de energía y potencia
ni el peaje de transmisión; ni los costos o gastos de comercialización. Los
primeros por no ser costos de la etapa de distribución y el último por no
corresponder a los costos necesarios para prestar el servicio o ser
despreciable su magnitud.
El peaje de distribución será un pago que se realizará a la empresa
distribuidora de energía eléctrica dueña de la red de distribución, por parte
del usuario, por cada unidad de energía (kWh), según
las siguientes reglas:
1. Sobre la totalidad de la energía inyectada a la red de distribución,
cuando los puntos de inyección y retiro en tiempo real son diferentes nodos del
SEN;
2. Sobre la energía neta mensual (inyectada y no consumida en el
circuito ct) que fluye hacia el Sistema Eléctrico
Nacional (SEN), desde la red eléctrica de distribución de la empresa eléctrica,
proveniente de los diferentes agentes productores que hagan uso de la red de
distribución de esa empresa distribuidora, cuando el punto de inyección y
retiro en tiempo real es el mismo nodo.
De esta manera, el monto a pagar mensualmente por concepto de peaje de
distribución, cuando existe un contrato de conexión vigente entre la empresa
distribuidora de energía eléctrica con el usuario u, por circuito ct, se calcula como sigue:
Donde:
u = Índice o
identidad del usuario que paga peaje de distribución.
ct = Índice o identidad de los circuitos
MPu,ct = Monto de pago en colones por concepto de
peaje de distribución, para el usuario u, a la empresa distribuidora, por
circuito ct, en cada periodo.
PDct = Tarifa de peaje de distribución en colones por KWh
para la empresa distribuidora por circuito ct (ver
fórmula 48).
RRu,ct = Retiros o inyecciones reales de energía (kWh) del mes o periodo a facturar, del usuario u por
circuito ct, según las reglas detalladas
anteriormente.
La energía a facturar se determinará de acuerdo con las reglas
establecidas anteriormente, por medio de mediciones y facturaciones mensuales,
que deben cumplir con las disposiciones de registro, lectura y facturación que
haya aprobado la Autoridad Reguladora para el sector eléctrico.
Cuando en un mismo circuito exista más de un agente que inyecta energía
a la red de distribución, la energía sobre la cual se cobrará el peaje de
distribución se determinará en forma proporcional a sus inyecciones.
La tarifa de peaje de distribución en colones por KWh
para todo usuario de la red (que transporte energía por circuito ct), se calcula para cada empresa distribuidora y circuito
en forma individual de la siguiente manera:
Donde:
PDct,t+1 = Tarifa de Peaje de distribución en colones por KWh
para cada empresa distribuidora por circuito ct, para
el periodo t+1.
GPDt+1 = Gasto total a considerar en el cálculo del peaje de distribución.
Costos fijos (incluye rentabilidad) de la actividad de distribución en colones
obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes
al estudio tarifario del periodo en análisis, de la empresa distribuidora, para
el periodo t+1 (ver fórmula 50).
PCct,t+1 = Ponderación de los costos fijos para cada circuito por medio de la
capacidad nominal del circuito ct, para el periodo
t+1 (ver fórmula 49).
ECct,t+1 = Energía estimada consumida en el circuito en kWh
para el circuito ct, que sean coincidentes con los
meses para los cuales se realiza el Estado de Resultados Regulatorio (ERR)
anualizado (ER) o periodo t+1.
REct,t+1 = Retiros o inyecciones estimados de energía en kWh
por circuito ct para el periodo que sea coincidente
con los meses para los cuales se realiza el Estado de Resultados Regulatorio
(ERR) o periodo t+1. Se estimará según las reglas definidas anteriormente.
ct = Índice o identidad de los circuitos
t+1 = Período a
partir del cual estará vigente el ajuste tarifario.
La ponderación de
costos fijos por capacidad del circuito se calcula de la siguiente manera para
cada periodo:
Donde:
PCct,t+1 = Ponderación de los costos fijos asignado a cada circuito (ct) por medio de la capacidad nominal del respectivo
circuito, para el periodo t+1.
Capct = Capacidad instalada (potencia instalada o capacidad de transformación
instalada) en KW por circuito ct, según la última
información disponible. Es la sumatoria de las capacidades de cada uno de los
transformadores instalados en el circuito.
Σ Capct = Suma de la capacidad
instalada (potencia instalada o capacidad de transformación instalada) de todos
los circuitos de la red del distribuidor o capacidad nominal total de las redes
de distribución en KW.
ct = Índice o identidad de los circuitos.
t+1 = Período a
partir del cual estará vigente el ajuste tarifario.
En el momento que
la ARESEP posea información de costos reales por circuitos, éste cálculo se
hará basado en esta información que es más precisa y se dejará de utilizar la
ponderación de la fórmula 49.
Adicionalmente, si
cambia la cantidad o características esenciales de los circuitos se deberá
actualizar la ponderación correspondiente.
A su vez, los
costos fijos de distribución en colones para cada una de las empresas
distribuidoras de electricidad se obtienen de la siguiente manera:
(Fórmula 50)
Donde:
GPDt+1 = Gasto total a considerar en el cálculo del peaje de distribución.
Costos fijos (incluye una rentabilidad razonable) de la actividad de
distribución en colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR)
anualizado pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la
respectiva empresa distribuidora, para el periodo t+1.
COMAt+1 = Total de costos y gastos de operación de la actividad de distribución
en colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
CEPt+1 = Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en
colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva
empresa distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
Peajet+1 = Costo del peaje de trasmisión por las compras de energía de la
actividad de distribución en colones obtenidos del Estado de Resultados
Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
COt+1 = Gastos por comercialización en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa, para el periodo t+1 (ver fórmula
18).
BTt+1 = Base Tarifaria de la respectiva empresa distribuidora correspondiente
al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa
distribuidora, para el periodo t+1(ver fórmula 32).
Rkr,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo de la respectiva empresa
distribuidora correspondiente al estudio tarifario del periodo en análisis,
para el periodo t+1 (ver fórmula 31).
fct+1 = Factor de comercialización correspondiente al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo t+1
(ver fórmula 51).
t+1 = Período a
partir del cual estará vigente el ajuste tarifario.
Si el desarrollo de
la contabilidad regulatoria permite una desagregación del COMA tal que se
identifiquen otros gastos variables en función de la energía trasegada por las
redes de distribución y que sean verificables, estos se excluirán de la
estructura de costos utilizada para calcular el peaje de distribución.
El factor de
comercialización (fc) se calculará según la siguiente
fórmula:
Donde:
fct+1 = Factor de comercialización correspondiente al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo
t+1.
COt+1 = Gastos por comercialización en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
COMAt+1 = Total de costos y gastos de operación de la actividad de distribución
en colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
CEPt+1 = Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en
colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
perteneciente al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
Peajet+1 = Costo del peaje de trasmisión por las compras de energía de la
actividad de distribución en colones obtenidos del Estado de Resultados
Regulatorio (ERR) anualizado perteneciente al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
t+1 = Período a
partir del cual estará vigente el ajuste tarifario.
El cálculo anterior
se realiza para que el rédito que se incluya en los costos a considerar para el
peaje de distribución no contenga el componente de comercialización (asignado
en forma proporcional).
Cuando la empresa
distribuidora cuente con información separada dentro de su base tarifaria de
los activos dedicados a la actividad de Comercialización, dejará de utilizarse
el factor de ajuste (1-fc) y en su lugar se contemplará en la base tarifaria
solo los activos dedicados a la actividad de Distribución. Igual criterio se
aplicará a los gastos de comercialización, una vez se cuente con la información
proveniente de la contabilidad regulatoria.
Los montos de
ingresos generados por los peajes de distribución (MP) para todos los circuitos
(ct) y usuarios (u) serán considerados como
"Otros Ingresos" dentro del cálculo de las tarifas del Sistema de
Distribución para cada periodo, según la siguiente fórmula:
Donde
MPT = Ingresos totales generados por los peajes de distribución en cada
periodo.
MPct,u = Ingresos generados por los peajes de
distribución (MP) para todos los circuitos
(ct) y usuarios (u).
ct = Índice o identidad de los circuitos
n = Cantidad de
circuitos.
m = Cantidad de
usuarios de este servicio.
Estos ingresos
tendrán el tratamiento tarifario previstos en las metodologías tarifarias
vigentes, incluyendo sus ajustes.
8.4 Aplicación por primera vez
Una vez aprobada y publicada en La Gaceta la presente adición a la
metodología, la Intendencia de Energía (IE) realizará a petición de parte y
siguiendo el procedimiento de fijación tarifaria ordinario previsto en la Ley N°
7593, el cálculo de la tarifa de peaje para aquellos circuitos en que se
requiera, en un plazo no mayor a los 30 días naturales y enviará a audiencia
pública la propuesta para la determinación del precio o peaje de distribución
de energía eléctrica. Para tales efectos se utilizará la información de Estados
de Resultados Regulatorios de las empresas distribuidoras de los estudios
tarifarios que se encuentren vigentes.
Para las empresas en las cuales no se tenga por separada la actividad de
generación de la actividad de distribución y para las cuales tengan incluidos
los gastos financieros dentro de los costos y gastos, definidos en el Estado de
Resultado Regulatorio, la fórmula 50 se sustituirá por
Donde:
GPDt+1 = Gasto total a considerar en el cálculo del peaje de distribución.
Costos fijos de la actividad de distribución en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo
t+1.
COMAt+1 = Total de costos y gastos de operación de la actividad de distribución
en colones obtenidos del estado de resultados regulatorio anualizado (ER)
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
CEPt+1 = Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en
colones obtenidos del estado de resultados regulatorio anualizado (ER)
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva
empresa distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
Peajet+1 = Costo del peaje de trasmisión por las compras de energía de la
actividad de distribución en colones obtenidos del estado de resultados
regulatorio anualizado (ER) pertenecientes al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo t+1 (ver
fórmula 18).
COt+1 = Gastos por comercialización en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) pertenecientes al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo t+1 (ver
fórmula 18).
CGEt+1 = Costos totales de generación en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo
t+1.
GFt+1 = Gastos financieros en colones obtenidos del Estado de Resultados
Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo t+1.
BTt+1 = Base Tarifaria de la respectiva empresa distribuidora correspondiente
al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 32).
Rkr,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo de la respectiva empresa
distribuidora correspondiente al estudio tarifario del periodo en análisis,
para el periodo t+1 (ver fórmula 31).
fcgt+1 = Factor de comercialización y generación correspondiente al estudio
tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para
el periodo t+1 (ver fórmula 54).
t+1 = Período en el
que estará vigente el ajuste tarifario.
En este caso, el
factor de comercialización y generación se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
fcgt+1 = Factor de comercialización y generación correspondiente al estudio
tarifario del periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para
el periodo t+1.
COt+1 = Gastos por comercialización en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa, para el periodo t+1 (ver fórmula
18).
CGEt+1 = Costos totales de generación en colones obtenidos del Estado de
Resultados Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del
periodo en análisis de la respectiva empresa distribuidora, para el periodo
t+1.
COMAt+1 = Total de costos y gastos de operación de la actividad de distribución
en colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la empresa
distribuidora, para el periodo t+1 (ver fórmula 18).
CEPt+1 = Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en
colones obtenidos del Estado de Resultados Regulatorio (ERR) anualizado
pertenecientes al estudio tarifario del periodo en análisis de la respectiva
empresa distribuidora (ver fórmula 18).
Peajet+1 = Costo del peaje de trasmisión por las compras de energía de la
actividad de distribución en colones obtenidos del Estado de Resultados
Regulatorio (ERR) anualizado pertenecientes al estudio tarifario del periodo en
análisis de la respectiva empresa (ver fórmula 18).
t+1 = Período a
partir del cual estará vigente el ajuste tarifario.
La aplicación por
primera vez se realiza de esta manera debido a que algunas de las empresas
actualmente no tienen una fijación tarifaria separada para las actividades de
generación y distribución, lo cual no se daría en posteriores fijaciones
tarifarias, debido a que todas las peticiones tarifarias deben presentarse por
actividad según lo establecido en la resolución RIE-013-2014, publicada en el
Alcance Digital N° 8 a la Gaceta N° 58, del día 24 de marzo del 2014."
8.5 Aspectos generales
Los datos sobre costos y base tarifaria que se utilicen en el cálculo
del peaje de distribución de cada empresa eléctrica deben ser tomados de los
estudios tarifarios que se tramitan para cada empresa eléctrica distribuidora
(tarifa del Sistema de Distribución), de tal forma que las tarifas
correspondientes a los peajes de distribución sean consistentes con las tarifas
del sistema de distribución en lo referente a los montos de los respectivos
ingresos, costos, gastos y base tarifaria, los periodos de referencia de esta
información, el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1 y periodos
siguientes) y las cifras de mercado.
Si eventualmente la información de los estados de resultados o de la
base tarifaria utilizada en un estudio tarifario no se refiere a periodos
anuales completos, en los cálculos para PD se ajustarán las cifras antes de
realizar los respectivos cálculos.
Las cifras relacionadas con los retiros e inyecciones de energía por
parte los usuarios interesados en trasportar su energía por las redes de
distribución serán aportadas por las empresas distribuidoras según los
requerimientos de la ARESEP y serán validadas por ésta, de acuerdo con los
criterios técnicos propios del mercado eléctrico.
Cada fijación del peaje de distribución estará vigente hasta tanto no
sea establecido un nuevo peaje o hasta la fecha en que se determine en la
correspondiente fijación tarifaria.
Los ingresos totales que genere esta tarifa (incluyendo todos los
circuitos y usuarios), deben ser considerados de acuerdo con la sección VII.2
como "Otros Ingresos" dentro del cálculo de la tarifa de distribución
para todos los periodos de análisis.
Al tramitar un estudio tarifario para el sistema de distribución, ya sea
de oficio o a petición de parte, se establecerá dentro del mismo trámite las
respectivas tarifas por concepto de peaje de distribución, para aquellos
circuitos que tengan conectados en sus redes usuarios interesados en este
servicio o para aquellos circuitos que se prevea tendrán conectados usuarios interesados
en el corto o mediano plazo.
Si después de aprobada una fijación tarifaria para el sistema de
distribución o de peajes de distribución de una empresa distribuidora, surgen
usuarios interesados en conectarse en un circuito en específico que aún no
tenga autorizado un peaje, la empresa distribuidora solicitará o la Autoridad
Reguladora tramitará de oficio una fijación tarifaria ordinaria Ad Hoc para
establecer los correspondientes peajes de distribución en el respectivo
circuito. Para ello se basará en las cifras de costos, base tarifaria y mercado
que se utilizó en la fijación tarifaria vigente.
8.6 Requerimientos de información
Como requisito para el estudio tarifario ordinario, las empresas de
distribución de energía eléctrica deberán remitir mensualmente a la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos la siguiente información histórica (cuando
así proceda), en formato electrónico totalmente editable con las fórmulas y
enlaces correspondientes para cada usuario que pague peaje de distribución y
por circuito:
. Retiro e inyecciones de energía y potencia mensual real.
. Facturación mensual en colones por uso de las redes de distribución.
Como requisito para el estudio tarifario ordinario, las empresas de
distribución de energía eléctrica deberán remitir en cada fijación tarifaria a
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos las siguientes estimaciones
(cuando así proceda), en formato impreso y en formato electrónico totalmente editable
con las fórmulas y enlaces correspondientes para cada usuario que pague peaje
de distribución y por circuito:
. Estimación mensual del retiro e inyecciones de energía y potencia para
el periodo para el cual está solicitando la correspondiente fijación.
. Estimación mensual de los ingresos por concepto de Peaje de
Distribución, los cuales deben ser tomados en cuenta en el cálculo de la
partida de "Otros Ingresos" de las tarifas de distribución.
Las estimaciones se deben de realizar de acuerdo con los criterios
propios del mercado eléctrico, recabando la información correspondiente a cada
usuario interesado en utilizar la red de distribución para trasegar su energía
(inyección y retiro de energía en tiempo real por parte de un tercero diferente
al propietario de la red de distribución).
Una vez que la respectiva tarifa ha sido aprobada y hay usuarios que la
utilicen, la empresa distribuidora deberá remitir mensualmente la
correspondiente información de mercado sobre los retiros e inyecciones de
energía realizados por los usuarios que pagan peaje de distribución, según el
detalle y requerimientos que al efecto establezca la Intendencia de Energía.
Las empresas eléctricas distribuidoras deberán remitir semestralmente
durante el mes de febrero y agosto de cada año un listado con la capacidad de
transformación instalada en cada uno de sus circuitos.
A partir de la aprobación de esta metodología tarifaria, las empresas de
distribución de energía eléctrica deberán separar el componente de gasto
relacionado con Comercialización de los demás costos en el Estado de Resultados
incluidos en los futuros estudios tarifarios y en sus Estados Financieros
periódicos. Este gasto deberá ser registrado según lo establezca la
Contabilidad Regulatoria que apruebe la ARESEP.
La Intendencia de Energía establecerá los formatos y condiciones
requeridas para el flujo de información que se requiera para la aplicación de
la presente metodología.
(*)(Así adicionado el
punto 8) "Peaje de Distribución" anterior mediante resolución N° RJD-119-2018
del 9 de julio del 2018)
II. Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia
pública realizada el 13 de mayo de 2015, lo señalado en el oficio 103-CDR-2015,
emitido por la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y
agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.
III. Instruir a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la
Regulación notificar el oficio 103-CDR-2015 donde constan las respuestas a las
oposiciones presentadas en la audiencia pública.
.
En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la
Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario
de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de
tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso
extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos
señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán
interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el diario
oficial La Gaceta.