AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
INTENDENCIA DE ENERGÍA
RE-0050-IE-2020 del 31 de marzo 2020
REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN EN MATERIA DE INVERSIONES
PARA EMPRESAS PÚBLICAS, MUNICIPALES Y COOPERATIVAS DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL QUE PRESTAN EL SERVICIO PÚBLICO DE
SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LAS ETAPAS DE
GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
OT-188-2016
RESULTANDO:
I. Que el 5 de setiembre de 2013, mediante oficio 1397-IE-2013 la Intendencia
de Energía (IE) definió criterios técnicos para el análisis de inversiones de
las empresas reguladas del sector eléctrico.
II. Que el 27 de julio de 2015, mediante resoluciones RJD-139-2015, RJD-140-2015
y RJD-141-2015, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora emitió las
metodologías tarifarias ordinarias para los servicios de generación,
transmisión y distribución de electricidad en operadores públicos, empresas
municipales y cooperativas de electrificación rural.
III. Que el 18 de diciembre de 2015, mediante la resolución RIE-130-2015, adicionada
y aclarada mediante la resolución RIE-019-2016 del 25 de febrero de 2016, la
IE, determinó la simplificación de requerimientos de información en materia de
inversiones para empresas públicas, municipales y cooperativas de
electrificación rural que prestan servicios de suministro de electricidad.
IV. Que el 5 de diciembre de 2016, mediante resolución RIE-103-2016, la IE emitió
los requerimientos de información en materia de inversiones para las empresa
públicas, municipales y cooperativas de electrificación rural que prestan
servicios de suministro de electricidad.
V. Que el 25 de enero de 2017, mediante oficio 057-RG-2017 del 25 de enero de
2017, el Regulador General, emitió consideraciones generales sobre el tratamiento
de costos de proyectos de inversión en empresas cuyos servicios son regulados
por la Autoridad Reguladora, y en la cual señaló las deficiencias en la gestión
de proyectos y obras para la prestación del servicio público en la cual
incurren las empresas con tarifa regulada e instruyó a las Intendencias en la
formulación de resoluciones dirigidas a enfrentar los problemas señalados en
dicho oficio.
VI. Que el 9 de noviembre de 2018, mediante la resolución RE-0096-IE-2018, la
IE, determinó los requerimientos de información en materia de inversiones para
las empresas públicas, municipales y cooperativas de electrificación rural que
prestan servicios de suministro de electricidad.
VII. Que el 1 de abril de 2019, mediante resolución RE-0032-IE-2019 publicada
en el Alcance No. 78 a la Gaceta No.66 del 3 de abril de 2019, la IE resolvió la
actualización de la RIE-131-2015 del 18 de noviembre de 2015 para la simplificación
de requerimientos de información financiero-contable para las empresas
públicas, municipales y cooperativas de electrificación rural que prestan
servicios de suministro de electricidad con contabilidad regulatoria, en la
cual se incorporó la tabla de vidas útiles actualizada de Aresep.
VIII. Que el 29 de noviembre de 2019, mediante resolución RE-0093-IE-2019 realiza
segregación del servicio de alumbrado público en el anexo de la tabla de vidas
útiles de la resolución RE-0032-IE-2019.
CONSIDERANDO:
I. Que de conformidad con lo establecido en el artículo 11 de la
Constitución Política y en el artículo 11 de la Ley General de la
Administración Pública, los actos de esta Autoridad Reguladora, como ente
público, se rigen por el principio de legalidad.
II. Que el artículo 5 inciso a) de la Ley 7593, de la Autoridad Reguladora
de los Servicios Públicos (Aresep), declara el suministro de energía eléctrica,
en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización, como
servicios públicos regulados por esta entidad.
III. Que el artículo 6 inciso a) y d) de la Ley 7593 establece, que le corresponde
a la Aresep la obligación de […] a) regular y fiscalizar contable,
financiera y técnicamente, a los prestadores de los servicios públicos para
comprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del servicio,
ya sean inversiones realizadas, el endeudamiento en que han incurrido, los
niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos
percibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida
[…] d) fijar las tarifas
y los precios de conformidad con los estudios técnicos.
IV. Que el artículo 14 incisos a) y c), de la Ley 7593 establece, entre las obligaciones
de los prestadores de servicios públicos, la de […] a) Cumplir con las
disposiciones que dicte la Autoridad Reguladora en materia de prestación del
servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y los reglamentos
respectivos […] c) suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora, la
información que les solicite, relativa a la prestación del servicio.
V. Que la Ley 7593 en su artículo 24 establece, […] 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 […].
VI. Que la Ley 7593 en sus artículos 38 y 41, faculta a la Aresep a tramitar
procedimientos ordinarios sancionatorios contra los prestadores de servicios
públicos que incurran en las circunstancias ahí descritas, aplicando el
procedimiento ordinario establecido en los artículos 214 y siguientes de la Ley
General de la Administración Pública.
VII. Que de conformidad con lo establecido en los artículos 17 y 19 del Reglamento
Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF)”, le corresponde a la Intendencia de
Energía, […] fijar los precios, tarifas y tasas de los servicios públicos
bajo su competencia aplicando los modelos vigentes aprobados por la Junta
Directiva […], […] fiscalizar contable, financiera y técnicamente a los
prestadores de servicios públicos, para comprobar el correcto manejo de los
factores que afectan el costo del servicio, tales como: inversiones realizadas,
endeudamiento incurrido, niveles de ingreso percibido, costos y gastos
efectuados, rentabilidad o utilidad neta, entre otros […] y Establecer y
mantener un sistema de seguimiento y registro del comportamiento del mercado
de los sectores regulados y de los prestadores de tales servicios, así como mantener
una base de datos completa, confiable y técnicamente organizada de todas las
variables relevantes de la actividad regulada […]. Siendo uno de los
servicios públicos bajo su competencia el suministro de energía eléctrica en
las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización.
VIII. Que para fijar las tarifas del servicio de suministro de energía
eléctrica en todas sus etapas, la IE debe hacerlo en aplicación del principio
de servicio al costo desarrollado en los artículos 3, 20, del 30 al 33 de la
Ley 7593.
IX. Que para cumplir la función de fijar tarifas, fiscalizar contable,
financiera y técnicamente y mantener una base de datos completa, confiable, consistente
y técnicamente, es necesario que la IE cuente con información en materia de
inversiones relacionada con la prestación del servicio público, que permita el
seguimiento ágil y oportuno de las inversiones y el análisis de las inversiones
asociado a las fijaciones tarifarias, a partir del manejo estandarizado de la
información requerida para los análisis técnicos que correspondan.
X. Que el 25 de enero de 2017, mediante el oficio 057-RG-2017 del 25 de enero
de 2017, el Regulador General señaló las deficiencias en la gestión de
proyectos y obras para la prestación del servicio público en la cual incurren
las empresas con tarifa regulada e instruyó a las Intendencias en la
formulación de resoluciones dirigidas a enfrentar los problemas señalados en
dicho oficio.
Por ello, es
necesario ajustar los formatos y apéndices definidos para entrega y registro de
información de inversiones, así como actualizar y precisar los criterios
técnicos y detalles específicos de documentación requerida para analizar las
inversiones asociadas a compras de plantas de generación que operan u operaban
bajo la ley 7200 y sus reformas. Además, es imperativo definir lo relativo a
topes en materia sobre costos en proyectos de inversión, plazos de
financiamiento proporcionales a la vida útil de la infraestructura eléctrica y
topes sobre los costos sociales y ambientales derivados del desarrollo de una
obra u proyecto de inversión, con el objetivo de que las empresas mejoren la
gestión integral y estructuración financiera de sus proyectos de inversión, procurando
con ello prevenir inversiones excesivas o sobrecostos desproporcionados para la
prestación del servicio público.
XI. Que de acuerdo con las consideraciones generales sobre el tratamiento de
costos de inversión definidas por el Regulador en el oficio 057-RG-2017 y la
identificación de nuevos mecanismos de financiamiento y modelos de negocios
para la adquisición de infraestructura eléctrica, es necesario derogar los
criterios para la valoración de inversiones incluidos en el oficio 1397-IE-2013
y actualizarlos de conformidad con lo indicado en la presente resolución.
XII. Que el 29 de noviembre de 2019, mediante resolución RE-0093-IE-2019 se
realizó segregación del servicio de alumbrado público en el anexo de la tabla
de vidas útiles de la resolución RE-0032-IE-2019, por lo que resulta necesario
realizar ajustes a los formatos de registro de inversiones con el objetivo de
hacer compatible el registro con las tablas de vidas útiles debidamente
actualizadas.
XIII. Que está Intendencia ha identificado la necesidad de visibilizar las inversiones
asociadas a la calidad del servicio eléctrico y dar seguimiento a las
inversiones no rentables que deben atender y desarrollar las empresas
eléctricas en su zona de concesión para brindar el servicio a los ciudadanos en
condiciones de vulnerabilidad (situación de pobreza o pobreza extrema) y en
zonas aisladas que a la fecha tienen una privación total del servicio
eléctrico.
XIV. Que es necesario actualizar los criterios técnicos para el análisis y tratamiento
de inversiones del sector eléctrico, de acuerdo a lo establecido en las
metodologías tarifarias vigentes y de acuerdo a la dinámica del sector en
cuanto a nuevos proyectos de inversión y compra-venta de plantas o
infraestructura existente entre agentes del Mercado o entre personas físicas o
jurídicas y empresas reguladas del sector eléctrico.
XV. Que durante el proceso de implementación de la resolución RE-0096-IE-2018
se advierte la necesidad de especificar aún más la información requerida en
materia de inversiones, con el propósito transparentar los criterios técnicos
utilizados para el reconocimiento de las inversiones por
el impacto que
tienen en la determinación de las tarifas.
XVI. Que, de las presentaciones realizadas por la Intendencia de Energía a
las empresas públicas, municipales y cooperativas de electrificación rural, sobre
los formatos aprobados mediante la resolución RE-0096-IE-2018 para el registro
y seguimiento de las inversiones realizadas en sus sistemas de generación,
transmisión, distribución y comercialización, se advierte la necesidad de
ajustar algunos de los formularios ahí aprobados para ajustarlos a su realidad
operativa, financiera y contable.
XVII. Que las empresas reguladas que brindan el servicio público de energía eléctrica
en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización han
implementado nuevos modelos de negocio que requieren de información ampliada y
detallada para el análisis tarifario por parte de la IE.
POR TANTO
El INTENDENTE DE ENERGÍA
RESUELVE:
I. Solicitar a las empresas eléctricas: Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE), Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A. (CNFL);
Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (Jasec); Empresa
de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH), Cooperativa de Electrificación
Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca); Cooperativa de Electrificación Rural de
Guanacaste R.L. (Coopeguanacaste); Cooperativa de Electrificación Rural Los
Santos R.L. (Coopesantos) y Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro
Ruiz, R.L. (Coopealfaro), presentar a la Intendencia de Energía, los
requerimientos específicos de información regulatoria en materia de inversiones
especificados el Por a continuación , en los plazos y formatos establecidos en
los anexos de la presente resolución:
1. Al momento de presentar cada solicitud de ajuste tarifario, deberán
remitir la información detallada en los siguientes apéndices y formatos de
registro:
a. APÉNDICE 1: MACRO INVERSIONES
i. PI-01 Adiciones Marco inversión
ii. PI-02 Informe Macro inversión
b. APÉNDICE 2: MICRO INVERSIONES
i. PI-03 Adiciones Micro inversión
c. APÉNDICE 3: ÍNDICES, RETIROS Y RESUMEN
i. PI-04 Índices
ii. PI-05 Resumen adiciones
iii. PI-06 Retiros
iv. PI-07 Luminarias Ad-Re
d. APÉNDICE 4: LIQUIDACIÓN DEL PERÍODO ANTERIOR
i. PI-11 Liquidación
2. Remitir los formatos aplicables al seguimiento de inversiones, estableciéndose
la periodicidad de la remisión de la información, como se detalla a
continuación incluidos en los siguientes apéndices y formatos de registro:
a. APÉNDICE 5: SEGUIMIENTO DE INVERSIONES
i. PI-08 Macro Pre-inversión: para proyectos en fase de Pre-inversión
Reporte anual.
Fecha de corte: 31 de diciembre
Fecha máxima de remisión de información: Deberá ser entregada los días 16
de febrero de cada año. Cuando el día 16 sea feriado, sábado o domingo, la
entrega deberá realizarse el día hábil posterior.
ii. Plan de inversiones no rentables
Reporte anual.
Fecha de corte: 31 de diciembre
Fecha máxima de remisión de información: Deberá presentar el plan de inversiones
no rentables los 29 de enero de cada año a la ARESEP para su aprobación.
(Cuando el día 29 sea feriado, sábado o domingo, la entrega deberá realizarse
el día hábil posterior.)
iii. PI-09 Macro Ejecución: Para proyectos en la fase de Ejecución
Reporte semestral.
Fecha de corte: 30 de junio y 31 de diciembre
Fecha máxima de remisión de la información: Deberá ser entregada de
manera semestral los días 16 de febrero y 16 de agosto de cada año. Cuando el
día 16 sea feriado, sábado o domingo, la entrega deberá realizarse el día hábil
posterior.
iv. PI-10 Micro Ejecutada:
Reporte anual.
Fecha de corte: 31 de diciembre
Fecha máxima de remisión de información: Deberá ser entregada los días 16
de febrero de cada año. Cuando el día 16 sea feriado, sábado o domingo, la
entrega deberá realizarse el día hábil posterior.
II. Los requerimientos establecidos en el Por tanto I de la presente
resolución deben ser entregados en formato Excel y formatos Word Editable,
según corresponda, en el ftp correspondiente, hasta tanto no se encuentre habilitado
el Sistema de Información Regulatoria (SIR), para tal fin. En cuanto se
disponga de dicho sistema, mediante oficio se les hará saber de manera
oportuna, para que sean remitidos los ingresadores contenidos en los presentes
formatos por esa vía.
III. Indicar a las empresas que lo dispuesto y resuelto en la presente resolución,
rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.
IV. Indicar a las empresas que los formatos vigentes de los documentos señalados
encuentran disponibles en la siguiente página web institucional (www.aresep.go.cr)
en el siguiente enlace:
https://aresep.go.cr/electricidad/informacion-regulatoria
Cualquier modificación o mejora a los formatos que se considere conveniente
realizar, incluso las solicitadas por las empresas, será gestionada a través de
la Intendencia de Energía mediante oficio formal será comunicado a todas las
empresas listadas en el Por tanto I, y entrarán a regir el día hábil siguiente
a partir de su notificación.
V. Aprobar e informar a las empresas públicas, municipales y cooperativas de
electrificación rural que prestan el servicio público de suministro de energía
eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización,
los criterios para el análisis y valoración de inversiones serán los que se
presentan a continuación:
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Detalle
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Criterio e información específica
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General
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Para el análisis de inversiones se utilizará la información incorporada por la empresa
en el Plan de inversión presentado como respaldo, para el periodo
en el cual se solicita el ajuste tarifario.
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Inversiones
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Las obras o proyectos que no serán
útiles y utilizables y aquellos que no sean
capitalizados durante el periodo
para el cual se realiza la solicitud, no se deben contemplar para
el cálculo de la tarifa para el periodo
de solicitud de ajuste tarifario.
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Adición de activos
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Tanto las empresas reguladas como la Aresep
únicamente podrán incorporar a la base tarifaria los activos que a la fecha
estén conectados al sistema eléctrico, estén funcionando o vayan a funcionar en el periodo para el cuál
se solicita el ajuste
tarifario. A esto se le refiere como activos útiles
y utilizables, capitalizables en el período de ajuste
tarifario. Es decir,
son activos que generan o generarán beneficios económicos en el periodo en que entrará
en vigor el ajuste
tarifario.
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Se permite la adición
de activos de manera parcial; es decir adición de activos antes de la finalización de la obra, siempre y cuando
los activos que se adicionan estén útiles, utilizables y capitalizados en dicho
periodo de ajuste
tarifario; es decir que estén
funcionando para brindar el servicio público al usuario.
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Se incorporan los activos
de obras cuya
justificación esté completa y clara y debidamente trazable de acuerdo con lo solicitado en la resolución de Inversiones vigente y la información complementaria que en el marco
del estudio tarifario ordinario o en el proceso
de liquidación solicite la Aresep.
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Las adiciones deben ser proporcionales y razonables y consistente con la dimensión y alcance del Proyecto, obra o requerimiento, además las
adiciones asociadas a infraestructura ya existente deben ser acordes con las necesidades de la obra o equipamiento de planta
general, (ejemplo: terrenos dimensionados para las necesidades del proyecto o de la infraestructura). Esto debe reflejarse
en la justificación del proyecto donde
mediante los diferentes análisis se demuestre la razonabilidad y el costo beneficio de la adición.
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Justificaciones
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Todo documento al cual hace referencia la justificación debe estar entregado en el estudio tarifario o del proceso de liquidación y hacer referencia textual de la parte que se asocia con la justificación de la obra y/o activos, de manera que permita
darle trazabilidad y razonabilidad a la adición. Ejemplo: memorias de cálculo, planes de inversión, informes y estudios técnicos, estadísticas, entre
otros.
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Cuando se
incorporen proyectos que han sido desplazados (solicitados para un periodo tarifario pero que no fue ejecutado y requirió ser desplazados a otro
periodo tarifario) debe indicarse claramente que dicho
proyecto y los activos
que lo componen tuvieron un desplazamiento en la ejecución, así como justificar los cambios
en los montos
por adicionar con respecto a la presentación
anterior del proyecto.
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Aresep podrá solicitar información adicional relacionada a la justificación presentada por la empresa regulada, esto para mejor resolver.
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Cuando la adición
pretenda mejorar infraestructura ya existente o costos
asociados a las obras
existentes se
debe justificar con
un
a) análisis costo
beneficio cualitativo y cuantitativo,
b) relación con parámetros de calidad y c) todos
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aquellos estudios
que la resolución de inversiones vigente solicite.
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Para plantas de generación, se debe aportar
la concesión de operación de la planta
que se solicita adicionar, de acuerdo con la legislación y regulación vigente.
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Los estudios de viabilidad técnica y económica, con su respectiva ingeniería de detalle, deben estar
actualizados antes del inicio
de su fase de ejecución. La viabilidad debe contemplar los elementos indispensables para el desarrollo y funcionamientos de la obra (terrenos, movimientos de tierras, equipos, conexiones).
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Montos de adición
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Los montos por adicionar se ven afectados por un índice de ajuste
que contempla el porcentaje de ejecución de la empresa; la relación de ajuste
de los parámetros económicos de la empresa
y los de Aresep
que son calculados al día de la audiencia pública; y el porcentaje de asignación de costos directos e indirectos que indica
la empresa, de acuerdo con la metodología tarifaria vigente.
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No se reconocen sobre costos
con respecto al estudio
de factibilidad cuando éstos
sean asociados:
c) estudio de factibilidad desactualizado,
d) no contemplación de elementos indispensables para
el desarrollo y funcionamientos de la obra
(terrenos, movimientos de tierras, equipos, conexiones),
e)
falta de permisos para el desarrollo y funcionamiento de la obra,
f) riesgos no contemplados en la
matriz de riegos
g) No contemplados
en la Plan de Expansión de la Generación
y Transmisión, según
corresponda.
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Solo serán reconocidos montos asociados a imprevistos
que se deriven de la administración de los riesgos
contemplados el plan de gestión de la
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obra. Estos montos
deberán estar registrados de manera
clara e independiente del
costo de la obra.
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Se podrá
reconocer hasta un 20% de desviación respecto al Costo total
planificado del proyecto (Con Ingeniería de detalle y estructura de financiamiento), previa valoración técnica. Ese reconocimiento estará sujeto
las justificaciones técnicas y documentación de respaldo aportada que fundamente dicha desviación.
No obstante, en casos excepcionales asociados a casos de fuerza
mayor o caso fortuito, se podrá
valorar la posibilidad de reconocer un porcentaje de desviación mayor, siempre y cuando
se presenten las justificaciones e información técnica que lo fundamente para la valoración y análisis correspondiente.
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Proyectos y obras de inversión no rentables-
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De conformidad con
lo establecido en materia de proyectos y obras de inversión no rentables, según la Norma Técnica AR-RT-SUCOM, las empresas eléctricas deberán presentar en la petición tarifaria ordinaria el procedimiento y criterios seguidos para priorizar los proyectos y obras asociadas a inversiones no rentables. Además, el informe
de dichas inversiones deberá seguir el apéndice y formatos definidos para justificar las macro
o micro- inversiones
no rentables que se incorporarán en el período de solicitud de ajuste
de tarifario (Apéndice 1 y 2 y formatos anexos).
Adicionalmente, la empresa debe presentar ante esta Autoridad Reguladora el plan y avance de las inversiones no rentables de cada año, con
corte año calendario.
Dicho informe
debe ser remitido a la Aresep
antes del 31 de enero de cada año, según
lo establecido en la presente resolución, apéndices y anexos
asociados al seguimiento de inversiones (Apéndice 5).
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Plazos y esquemas
de financiamiento
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El plazo
de financiamiento de los proyectos que serán
reconocidos tarifariamente es únicamente aquel que sea consistente con la vida útil del proyecto.
El financiamiento debe ser
establecido en al menos un 75% de los años de vida
útil de la infraestructura, planta o activo determinado, salvo
justificación técnica que demuestre la conveniencia financiera y económica de plazo
menores financiamiento.
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Adquisición de plantas de generación privada
y BOT´s
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El monto de adición que reporte la empresa
regulada para
los activos derivados de la finalización de contratos BOT deberá
revelar los
criterios y cálculos
utilizados para la determinación del valor
razonable de dichos activos
a través de un informe expedido por un perito
o profesional competente. Además, se debe aportar
el contrato bajo el cual
se estableció el BOT,
que demuestre los
términos acordados para
transferir el activo y los informes de mantenimiento periódico de la planta
que detalle las reinversiones asociadas a las sustitución
o renovación
de activos.
Detalles de costos incurridos para la transferencia de activos
y costos adicionales necesarios para la operación de la planta por parte
la empresa regulada.
De igual forma se deberán presentar el auxiliar de activos correspondiente a la planta a traspasar, previo a la determinación del valor razonable para verificar la razonabilidad del nuevo
valor según
antigüedad y vida útil
consumida, y por ende la vida
útil remanente.
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Para arrendamientos
el valor de los activos
que se adicionen a la base tarifaria de la empresa regulada
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deberá cumplir con la NIIF
16 y revelar la información que indica dicha norma.
Se deberá presentar la justificación donde se demuestre la aplicación de dicha
norma, revelando los cálculos
y criterios utilizados para determinar el valor
razonable de los activos.
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Cuando una empresa regulada adquiera alguna planta de generación de energía
privada y que continúe operando bajo el marco legal de la Ley 7200, no deberá
presentar información en el formato de inversiones, ya que corresponderán a costos de operación, mantenimiento y administrativos que deberán justificar según lo establecido en la resolución de información financiero contable vigente.
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Cuando la empresa
regulada adquiere total o parcialmente acciones o activos de plantas de generación de energía
existentes (con
inversión residual o totalmente recuperada) y que su operación no se realice
al amparo de la Ley 7200, deberá reflejar en el formato
de inversiones el valor razonable de los
activos, así
como los cálculos y criterios utilizados para
determinar dicho valor.
Cuando los activos
están bajo la figura de arrendamiento se deberá
cumplir con la NIIF 16 y revelar la información que indica dicha norma con la justificación que demuestre su aplicación, revelando los cálculos y criterios utilizados para determinar el valor razonable de los activos.
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Para la adición de activos derivados de arrendamientos y adquisición de activos que no operen
bajo la Ley 7200, la empresa
regulada deberá ostentar o demostrar que tiene en trámite la concesión de servicios público otorgada por MINAE.
En el caso
de plantas hidroeléctricas, deberá contar además con la concesión de agua
otorgada por MINAE.
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Mano de obra
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Sólo se capitaliza
la mano de obra directa.
La mano
de obra indirecta se
trasladará a gasto.
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Obras sociales y ambientales
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Sólo se capitaliza las obras sociales y ambientales que sean necesarias para el funcionamiento de la obra
u equipo en el lugar de destino. (calles de acceso, cercamiento de áreas por seguridad de los equipos y las personas, etc.). Es decir, obras
directas.
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Para proyectos de generación, transmisión, distribución y alumbrado público, las obras
sociales y ambientales que se contemplan serán únicamente las que se encuentran en las zonas
de influencia que indiquen la respectiva concesión. Estas
obran serán
de tipo directa
(capitalizables) o indirectas
(gasto).
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Aquellas obras sociales y ambientales que se realicen como gestión para la aceptación del proyecto y no incidan directamente en el funcionamiento de la obra u equipo en el lugar de destino se trasladará a gasto
(obras en escuelas, parques, calles no determinantes para el traslado de los activos de la obra a sitio,
etc.). Es decir,
obras indirectas.
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Se debe tener un desglose del monto de las obras sociales y ambientales directas e indirectas (claramente definidas) en las que se pretende incurrir para
la realización de la obra o ubicación de activos en el sitio. La suma de estos
montos no podrá exceder un 10% del costo total
de la obra o proyecto, según el estudio
de factibilidad o lo establecido en el Plan de expansión de generación o transmisión según corresponda, salvo
justificación técnica
que demuestre la necesidad de costos mayores, según la complejidad y dinámica socioambiental del proyecto.
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Porcentaje de ejecución de las adiciones
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El cálculo del porcentaje
de ejecución de cada año se realiza
como el cociente entre las obras construidas o equipos
instalados por la empresa (adiciones de activos reales), y la cantidad de obras
o de equipos reconocidos por la Intendencia para ese año (adiciones de activos
reconocidos en cada año).
Se obtiene del promedio de la ejecución de las
obras de los últimos 5 años en relación con lo aprobado en los
respectivos estudios tarifarios.
Se deberá
topar cada
uno de los años al 100%, ya que no se considerarán
obras o equipos
instalados que no hayan sido previamente reconocidos
por la Intendencia, salvo justificación técnica debidamente
sustentada.
En caso de que una empresa no tenga actualizadas las tarifas durante varios años porque
no han presentado una solicitud de ajuste tarifario, el monto
de adiciones reconocidas a considerar el cálculo del porcentaje de ejecución de cada año será
el del último período otorgado en la última
fijación tarifaria tramitada.
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Retiro de activos
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Según los reportes de las empresas reguladas de acuerdo con los formatos establecidos en la resolución de inversiones
vigentes.
En el caso en que una empresa esté por aplicar un proceso
de valorización razonable de activos y retiro del mismo activo, dicho retiro
deberá ser realizado
previo a la valorización razonable de ese activo.
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El retiro
de activos deberá
ser consistente con las adiciones del sistema cuando corresponda a sustitución de activos.
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En el caso de que no presenten retiros de activos
se procederá a realizar una
estimación que será
igual a la tasa de depreciación según la categoría de los activos
y a criterio de los técnicos si aplican
a todas o solo
a ciertos activos.
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Planta General
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PG Sistema
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Se deberá presentar el desglose de las adiciones (cantidad y costo
unitario) de planta
general para el sistema específico que se soliciten tarifariamente.
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El plan de adiciones de planta general deberá ser acorde a las necesidades del sistema
lo cual deberá verse reflejado en la justificación.
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Las adiciones de planta general deberán tener
consistencia con el retiro de activos
según corresponda.
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PG Corporativa
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La planta general
corporativa deberá asignarse porcentualmente
a cada sistema de la
empresa.
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Los montos
de adición que se indican en los formularios deberán ser los correspondientes a la asignación
para el sistema.
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Debe presentarse justificación de las adiciones de PG corporativa indicando las
cantidades y costos unitarios de las adiciones correspondientes. No se considerará montos de adición que utilicen metodologías
de proyección utilizadas para gasto.
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La justificación deberá indicar
el
porcentaje de asignación que se da por
sistema.
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Liquidación
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Toda obra
o proyecto que se incluya
en la liquidación deberá presentar la Información y justificación de acuerdo con los formatos establecidos para la solicitud de ajuste tarifario ordinario.
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Liquidación
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Deberán incorporar un apartado específico de las obras,
proyectos o requerimientos no hayan sido previamente aprobado por la ARESEP en la solicitud de ajuste tarifario
de referencia.
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Los comparativos entre el monto
otorgado vía tarifaria y el monto real
ejecutado deberá ser trazable.
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La comparativa deberá presentarse siguiendo exactamente el mismo
desglose de activos
y cuentas con el cual se fijó la tarifa por liquidar de acuerdo
con las memorias de cálculo realizadas por Aresep
incluidas en el expediente correspondiente.
Cuando se deba presentar en otras
cuentas, la relación de los montos
entre las cuentas aprobadas vía tarifaria y las nuevas
cuentas debe ser trazable.
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XVIII. Indicar a las empresas listadas en el “Por Tanto I” de esta resolución,
que de conformidad con las potestades otorgadas a la Autoridad Reguladora en la
Ley 7593, en cualquier momento y cuando sea necesario, esta Intendencia podrá
solicitar información adicional o complementaria a la señalada en el presente
acto administrativo.
De conformidad con
lo establecido en la Ley 7593, el cumplimiento del Por Tanto I y V de la
presente resolución son requisitos para la admisibilidad de cualquier solitud
tarifaria.
XIX. Derogar la resolución RE-0096-IE-2018 del 9 de noviembre de 2018.
XX. Derogar lo dispuesto por medio del oficio 1397-IE-2013 del 5 de
setiembre de 2013, en cuanto a criterios técnicos para el análisis de
inversiones del sector eléctrico.
En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley
General de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta
resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de
apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse
ante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de
apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que
corresponde resolverlos.
De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de
revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días
hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el
extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354
de dicha ley.
NOTIFÍQUESE Y PUBLÍQUESE