AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RE-0079-IE-2020 del 19 de agosto de 2020
APLICACIÓN ANUAL DE OFICIO DE LA “METODOLOGÍA DE FIJACIÓN DE
TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS (LEY 7200) QUE FIRMEN UN
NUEVO CONTRATO DE COMPRA Y VENTA DE ELECTRICIDAD CON EL
ICE” INCLUIDAS LAS DISPOSICIONES DICTADAS POR LAS
CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA MEDIANTE EL INFORME
DFOE-AE-IF-00009-2019.
ET-095-2019
RESULTANDO:
I. Que el 7 de mayo del 2010, mediante la resolución RJD-009-2010, se aprobó
la “Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200)
que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE”,
publicada en La Gaceta No. 109 del 7 de junio del 2010, modificada mediante las
resoluciones RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 a La Gaceta No. 65 del
2 de abril de 2014 y RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a la Gaceta
No. 31 del 15 de febrero de 2016.
II. Que el 22 de diciembre de 2017, mediante la resolución RIE-132-2017, la Intendencia
de Energía resolvió la implementación de la contabilidad regulatoria para el
servicio público suministro de electricidad en su etapa de generación, prestado
por generadores amparados en el Capítulo I de la Ley No. 7200, consorcios de
las empresas públicas, municipales y cooperativas que se dediquen a la
generación de electricidad y otros similares que el marco legal autorice.
III. Que el 19 de febrero de 2018, mediante la resolución DGT-R-012-2018 de
la Dirección General de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos
del Ministerio de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de
factura electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y
normativas definidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma
dependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar
compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.
IV. Que el 21 de diciembre de 2018, mediante la resolución RE-0124-IE-2018, la
Intendencia de Energía (IE) resolvió fijar las tarifas vigentes para los generadores
privados existentes, publicada en el Alcance No. 7 a La Gaceta No. 7 del 10 de
enero de 2019, la cual fue ajustada en lo dispuesto por el recurso de
revocatoria mediante resolución RE-0008-IE-2019 del 24 de enero de 2019,
publicada en el Alcance No. 21 a la Gaceta No. 21 del 30 de enero de 2019.
V. Que, durante el 2019, la IE recibió los requerimiento de la contabilidad
regulatoria de los generadores privados existentes, la cual corresponde con
información financiera y contable real, del último periodo fiscal, correspondiente
a la actividad del servicio público de generación de energía eléctrica al
amparo de la Ley 7200 Cap. I de las plantas generadoras a las cuales les va a
aplicar esta tarifa. Esta información fue revisada y validada por la IE, de
manera que el reporte de las plantas existentes que respondieron en forma,
fondo y tiempo, según lo establecido, fue tomadas en cuenta en esta fijación
tarifaria.
VI. Que el 16 de septiembre de 2019, mediante oficio DFOE-AE-IF-00009-2019,
la Contraloría General de la República de Costa Rica emitió el “Informe de
Auditoría de Carácter Especial Acerca del Proceso Instaurado por el ICE y la
Aresep para La Concesión de la Generación y Compra de Energía Eléctrica a
Privados”, en donde dispuso una serie de disposiciones a la Aresep (folio
282).
VII. Que el 19 de septiembre de 2019, mediante oficio OF-0783-RG-2019, el Regulador
General de Aresep interpuso recurso de revocatoria con apelación en subsidio
contra el informe DFOE-AE-IF-00009-2019 de la Contraloría General de la
República de Costa Rica (CGR) (folio 282), precisando los argumentos jurídicos
y técnicos que respaldan la posición institucional de estar en contra de las
disposiciones en los términos en que fueron dictadas por la CGR.
VIII. Que el 25 de octubre de 2019, mediante el oficio IN-0124-IE-2019, la IE solicitó
al Departamento de Gestión Documental (DGD) la apertura del presente
expediente, y (en el mismo oficio), a la Dirección General de Atención al
Usuario (DGAU) la programación de la respectiva nota explicativa y convocatoria
a audiencia pública para la aplicación de oficio de la tarifa para generadores
privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de
electricidad con el ICE (folios 3 al 26).
IX. Que el día 25 de octubre de 2019, mediante las resoluciones
RE-0076-IE-2019, RE-0077-IE-2019, RE-0078-IE-2019, RE-0080-IE-2019,
RE-0081-IE-2019, RE-0082-IE-2019 y RE-0083-IE-2019, se dispuso rechazar la solicitud
de confidencialidad de las informaciones de contabilidad regulatoria del
periodo 2018 solicitadas por Aeroenergía S.A., Caño Grande S.A., El Embalse
S.R.L., Hidroeléctrica Platanar S.R.L., Hidrovenecia S.A. y Arenal-Movasa S.A.,
respectivamente, las cuales constan en el expediente OT-238-2017.
X. Que el 25 de octubre de 2019, al momento de realizar la apertura de
oficio del estudio tarifario, la CGR no había respondido el recurso de
revocatoria por medio del cual el RG había señalado que las disposiciones
dictadas por la CGR se sustentaban en diferencias de criterios y estimaciones
que no se ajustaban a la metodología tarifaria.
XI. Que el 30 de octubre de 2019, mediante el oficio OF-1271-IE-2019, la IE,
realizó una solicitud de prórroga a la CGR para el cumplimiento de la disposición
contenida en el párrafo 4.9 del informe No. DFOE-AE-lF-00009-2019 modificada
mediante la resolución R-DFOE-AE-00003-2019 del 28 de octubre de 2019.
XII. Que el 28 de octubre de 2019, mediante el oficio R-DFOE-AE-00003-2019,
la CGR responde declarando parcialmente con lugar el recurso planteado por
Aresep (folio 282).
XIII. Que el 31 de octubre de 2019, mediante el oficio OF-0929-RG-2019, la Autoridad
Reguladora presentó el emplazamiento administrativo contra el mencionado
informe de la CGR.
XIV. Que el 6 de noviembre de 2019, se publicó la convocatoria a la audiencia
pública en La Gaceta No. 211, así como también en los diarios de circulación
nacional La Extra y La Teja el 8 de noviembre de 2019, siendo el 13 de
noviembre de 2019 la fecha programada para la nota explicativa y el 9 de
diciembre de 2018 la fecha programada para llevar a cabo la audiencia pública
(folio 34).
XV. Que el 7 de noviembre de 2019, mediante los oficios OF-1293-IE-2019 y OF-1294-IE-2019,
la Intendencia de Energía complementó el oficio OF-1271-IE-2019, ya citado,
remitiendo certificación sobre el avance de las acciones efectuadas en el
cumplimiento de la disposición contenida en el párrafo 4.9 del informe No.
DFOE-AE-lF-00009-2019 modificada mediante la resolución R-DFOE-AE-00003-2019
del 28 de octubre de 2019.
XVI. Que el 8 de noviembre de 2019, mediante el oficio OF-0959-RG-2019, el Regulador
General de Aresep solicitó prórroga para la atención de la disposición
contenida en el párrafo 4.10 del citado informe de la CGR, complementado con
los oficios OF-1271-IE-2019 del 30 de octubre de 2019 y OF-1017-RG-2019 del 27
de noviembre de 2019.
XVII. Que el 27 de noviembre de 2019, mediante el oficio OF-1017-RG-2019, el
Regulador General de Aresep realizó un complemento al oficio OF-0959-RG-2019 de
solicitud de prórroga para la atención de la disposición contenida en el
párrafo 4.10 del informe No. DFOE-AE-lF-00009-2019 dispuesta para el Regulador
General y al Intendente de Energía de la Aresep.
XVIII. Que el 13 de diciembre del 2019, mediante el oficio IN-0785-DGAU-2019, se
indicó que la Dirección General de Atención al Usuario llevó a cabo la respectiva
audiencia pública el 9 de diciembre del 2019 a las 17:15 horas, en donde se
recibieron 14 posiciones (folios 220 al 223).
XIX. Que el 20 de diciembre de 2019, mediante el oficio DFOE-SD-2500 como respuesta
inicial a las solicitudes de prórroga citadas OF-0959-RG-2019 y OF-1017-RG-2019
mencionadas, la CGR otorgó a la Aresep un plazo de 10 días hábiles a partir de
la notificación del oficio citado para continuar con la valoración de las prórrogas
mencionadas. (corre agregado en autos).
XX. Que el 8 de enero de 2020, mediante la resolución RE-0001-IE-2020, la IE
dispuso la programación de una segunda audiencia pública para que todos los
interesados pudieran participar de dicho proceso, y así no causar indefensión a
los posibles interesados y garantizar una efectiva participación ciudadana, lo
anterior de conformidad con lo dispuesto en el artículo 9 de la Constitución
Política y el artículo 36 de la Ley 7593.
Asimismo, instruyó al proceso de tarifas de energía eléctrica de la IE preparar
un nuevo informe técnico para la fijación de la tarifa y estructura tarifaria
aplicable a los generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de
compra y venta de electricidad con el ICE, donde se incluyan las disposiciones
dictadas por la Contraloría General de la República, mediante el informe
DFOE-AE-IF-00009-2019 y en la resolución R-DFOE-AE-00003-2019 (folios 285 al
297).
XXI. Que el 13 de enero de 2020, mediante oficio OF-0030-RG-2020, el Regulador
General respondió la aclaración solicitada mediante oficio DFOE-SD-2500 a la
CGR.
XXII. Que el 14 de febrero de 2020, la Aresep interpuso una solicitud de
medida cautelar provisionalísima y de medida cautelar anticipada, ante el
Tribunal Contencioso Administrativo del II Circuito Judicial de San José (TCA),
en contra las disposiciones dictadas por la Contraloría General de la República,
mediante el informe DFOE-AE-IF-00009-2019.
XXIII. Que el 14 de febrero de 2020, mediante resolución de las 16:55 horas, el
TCA, rechazó la solicitud de medida cautelar provisionalísima, y dio audiencia
por un plazo de tres días a la Contraloría General de la República para
contestar y ofrecer prueba, y de oficio se ordena la integración a la litis en
calidad de tercero interesado al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).
XXIV. Que el 10 de marzo de 2020, mediante el Decreto Ejecutivo N° 42221-MP-S,
el Poder Ejecutivo estableció medidas administrativas temporales, relacionadas
con la regulación de atención de actividades de concentración masiva debido a
la alerta sanitaria por COVID-19. Por lo anterior, la Aresep tomó la decisión
de suspender todas las audiencias públicas definidas en el artículo 36 de la
Ley 7593, debido a la propagación del COVID-19, lo que incluye la convocatoria
realizada para atender las solicitudes de autorización de generación de fuerza
eléctrica de acuerdo con la Ley 7200 y sus reformas. La decisión se tomó
acatando los lineamientos del Ministerio de Salud que prohíbe las
aglomeraciones y, además, por el cierre de los tribunales de Justicia,
instalaciones que la Aresep utiliza para la audiencia pública, lo anterior con
sustento en las medidas tomadas mediante el Decreto Ejecutivo No. 42221-S.
XXV. Que el 11 de marzo de 2020, Aresep presenta ampliación de los hechos de
la Medida Cautelar por hechos nuevos.
XXVI. Que el 12 marzo del 2020, en cumplimiento de lo dispuesto en la resolución
de la IE (RE-0001-IE-2020), se llevó a cabo la segunda audiencia pública para
analizar la aplicación anual de la metodología de fijación de tarifas para
generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta
de electricidad con el ICE, bajo el expediente ET-095-2019.
XXVII. Que el 16 de marzo de 2020, mediante el Decreto Ejecutivo N° 42227-MP-S,
se declaró estado de emergencia nacional en todo el territorio de la República
de Costa Rica, debido a la situación de emergencia sanitaria provocada por la
enfermedad causada por el COVID-19.
XXVIII. Que el 16 de marzo de 2020, el TCA mediante resolución de las 11:30 horas,
admitió la medida cautelar de manera provisionalísima, interpuesta por la
Autoridad Reguladora y ordenó suspender los efectos de lo dispuesto por la CGR
mediante oficios N° 02754 y N°02740, así como cualquier otra situación derivada
de la anterior.
XXIX. Que el 20 de marzo de 2020, la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria
de la Aresep (DGAJR), solicitó al TCA, adición y aclaración del auto de las
11:30 horas del 16 de marzo de 2020.
XXX. Que el 3 de abril de 2020, mediante la resolución RE-0055-IE-2020, la IE
dispuso la programación de una tercera audiencia pública para que todos los
interesados pudieran participar de dicho proceso, y así no causar indefensión a
los posibles interesados y garantizar una efectiva participación ciudadana, lo
anterior de conformidad con lo dispuesto en el artículo 9 de la Constitución
Política y el artículo 36 de la Ley 7593.
Asimismo, instruyó al proceso de tarifas de energía eléctrica de la IE preparar
un nuevo informe técnico para la fijación de la tarifa y estructura tarifaria
aplicable a los generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de
compra y venta de electricidad con el ICE, donde se considerara lo dispuesto
por el TCA en el auto de las 11:30 horas del 16 de marzo de 2020 (folios 776 al
790).
XXXI. Que el 3 de agosto de 2020, mediante la resolución 387-2020 el TCA rechazó
la solicitud de medida cautelar interpuesta por la Autoridad Reguladora (folios
941 al 958).
XXXII. Que el 11 de agosto de 2020, mediante la resolución RE-0078-IE-2020, la
IE revocó la resolución RE-0055-IE-2020 y validó la segunda audiencia pública
llevada a cabo el 12 de marzo de 2020, dejando sin efecto la disposición de
someter el estudio tarifario a una tercera audiencia (folios 961 al 972).
XXXIII. Que el 19 de agosto de 2020, mediante el oficio IN-0136-IE-2020, la IE, analizó
la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó,
fijar las siguientes tarifas para los generadores privados existentes que
firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE).
CONSIDERANDO:
I. Que del oficio IN-0136-IE-2020, citado y que sirve de base para la presente
resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
I. ANÁLISIS DEL ASUNTO
1. Acerca de la Audiencia Pública del 9 de diciembre de 2019
Tal y como se dispuso en la resolución RE-0078-IE-2020, citada, mediante
la resolución RE-0055-IE-2020, la IE dispuso, reprogramar una tercera audiencia
pública, acatando las disposiciones contenidas en la resolución de las 11.30 horas
del 16 de marzo del 2020 emitida por el TCA, citada en el párrafo anterior, con
el fin de no infringir el derecho de participación de los ciudadanos en la toma
de decisiones públicas, según lo dispone el artículo 9 de la Constitución
Política.
Dicha decisión se fundamentó en el Considerando I de esa resolución, la
cual indicó en lo conducente lo que a continuación se cita:
“Con lo anterior, quedó claro que el día de la realización de la
audiencia pública del 9 de diciembre de 2019, se presentó una propuesta
tarifaria la cual no contenía las disposiciones señaladas por la CRG en el
informe Nº DFOE-AE-IF-00009-2019, por lo que la IE, mediante la resolución
RE-0001-IE-2020, se vio obligada a reprogramar una segunda audiencia pública
con el fin de no infringir el derecho de participación de los ciudadanos en la
toma de decisiones públicas, según lo dispone el artículo 9 de la constitución
Política.
Para esto la IE preparó un nuevo informe técnico, como es sabido ya, en acatamiento
de los criterios y disposiciones establecidas por la CGR, derivados de su
informe referido DFOE-AE-IF-00009-2019 para el cumplimiento de la disposición
4.9 y 4.10, y solicitó nuevamente una audiencia pública. Dicha audiencia
pública se llevó a cabo el 12 de marzo de 2020.
En este contexto, es necesario señalar que, de conformidad con los antecedentes
de este informe, el 14 de febrero de 2020, la Aresep interpuso una solicitud de
medida cautelar provisionalísima y de medida cautelar anticipada, ante el TCA,
en contra las disposiciones dictadas por la Contraloría General de la
República, mediante el informe DFOE-AE-IF-00009-2019.
Finalmente, el 16 de marzo de 2020, el TCA, mediante la resolución de las
11:30 horas, admitió la medida cautelar de manera provisionalísima, interpuesta
por la Autoridad Reguladora y ordenó suspender los efectos de lo dispuesto por
la CGR mediante oficios N° 02754 y N°02740, así como cualquier otra situación
derivada de la anterior, las cuales están relacionadas con el cumplimiento de
las disposiciones 4.9 y 4.10.
(…)
Es claro que lo dispuesto por el Tribunal Contencioso Administrativo en
el auto de las 11:30 horas del 16 de marzo de 2020, guarda el vínculo necesario
con el objeto de la medida cuatelar (art. 23 del CPCA); ya que los efectos de
los oficios de la CGR que se ordenó suspender, N.º 02754 y N.º 02740 y
cualquier otra actuación derivada, corresponden a una reiteración de las
disposiciones 4.9 y 4.10 del informe de la CGR DFOEAE-IF-00009-2019, las
cuales, son parte del objeto principal de suspensión de la presente medida
(junto con la suspensión de las demás disposiciones del informe de la CGR Nº
DFOE-AE-IF-00009-2019). (…)”
Así las cosas, (…) la suspensión de los efectos de los oficios de la CGR
Nº 02754 y N.º 02740, implica la suspensión de los efectos de las disposiciones
4.9 y 4.10 del informe de la CGR DFOE-AE-IF-00009-2019, por contener dichos
oficios una reiteración de cumplimiento de las citadas disposiciones, tal y
cómo se infiere de lo ordenado cautelarmente por este Tribunal Contencioso.(…).
Por todo lo anterior, siendo que el día de la realización de la segunda audiencia
pública llevada a cabo el 12 de marzo de 2020, se presentó una propuesta
tarifaria la cual contenía las disposiciones señaladas por la CRG en el informe
Nº DFOE-AE-IF-00009-2019, que según se dijo, al día de hoy se encuentran
suspendidas, resulta necesario reprogramar una tercera audiencia pública,
acatando las disposiciones contenidas en la resolución de las 11.30 horas del
16 de marzo del 2020 emitida por el TCA, citada en el párrafo anterior, con el
fin de no infringir el derecho de participación de los ciudadanos en la toma de
decisiones públicas, según lo dispone el artículo 9 de la Constitución
Política.”
Ahora bien, el 3 de agosto de 2020, mediante la resolución 387-2020, el
TCA dispuso declarar sin lugar la medida cautelar solicitada y revocó la
resolución de las 11:30 horas del 16 de marzo del 2020.
Por lo anterior, mediante la resolución RE-0078-IE-2020, se determinó
que, al momento en que el TCA dispuso declarar sin lugar la medida cautelar
solicitada y revocó la resolución de las 11:30 horas del 16 de marzo del 2020,
mediante la resolución 387-2020, se cambió el estado de las cosas, ya que, si
el fundamento para resolver reprogramar una tercera audiencia pública lo era la
resolución del TCA de las 11:30 horas, citada, ésta última al haber sido
revocada por el mismo TCA en la resolución 387-2020, cambió las circunstancias
en la realidad, por lo que se justifica la revocación de la resolución
RE-0055-IE-2020. Adicionalmente se concluyó que dada la existencia de un claro
interés público inmerso en la actividad regulada del suministro de energía
eléctrica en todas sus etapas, de conformidad con el artículo 5 de la Ley 7593
citado, la revocatoria de la resolución RE-0055-IE-2020, se justifica, además
en la divergencia grave entre el interés público y los efectos del acto, al
proponer no incorporar las disposiciones señaladas por la CRG en el informe Nº
DFOE-AE-IF-00009-2019, el cual afectaría la propuesta tarifaria que se llegara
a conocerse en la tercera audiencia pública ordenada en la resolución de la IE
citada.
Adicionalmente, en la citada resolución RE-0078-IE-20202, se indicó lo siguiente:
XII. (…) la Constitución Política regula los principios de eficacia y
eficiencia que deben regir el funcionamiento y la buena marcha del Estado costarricense,
de manera que aseguren a los administrados la correcta atención de sus
gestiones y trámites ante las instituciones públicas, en tiempo, forma y
contenido.
XIII. Según lo dispone la Ley 6227, en su artículo 269, inciso 1, la actuación
administrativa se realizará con arreglo a normas de economía, simplicidad,
celeridad y eficiencia.
XIV. Que el 11 de marzo del 2020, la Organización Mundial de la Salud (OMS) elevó
la situación de emergencia de salud pública ocasionada por el COVID-19 a
pandemia internacional dada la rapidez en la evolución de los hechos, a escala
nacional e internacional, lo cual exige la oportuna adopción de medidas
inmediatas y eficaces para hacer frente a estas circunstancias extraordinarias
de crisis sanitaria sin precedentes y de enorme magnitud, tanto por el muy
elevado número de personas afectadas como por el extraordinario riesgo para su
vida y sus derechos.
XV. Que en el marco de la emergencia sanitaria y el crecimiento del número de
personas afectadas por el COVID-19 el Poder Ejecutivo, a través de la autoridad
sanitaria rectora ha reiterado a la población la necesidad de guardar el
distanciamiento social y no asistir a lugares públicos, así como de extremar
las medidas de protección y prevención en los espacios gestionados por el
Ministerio de Salud, específicamente en las plataformas de servicio de las
diferentes oficinas de la institución.
XVI. Que conforme con la obligación de efectiva tutela de los derechos constitucionales
antes dichos, el deber de protección y prevención que impone el estado de
emergencia nacional por el COVID-19, se sustenta la necesidad de adoptar y
generar medidas de salvaguarda inmediatas cuando tales bienes jurídicos están
en amenaza o peligro, siguiendo el mandato estipulado en el numeral 140 incisos
6) y 8) de nuestra Constitución Política para el resguardo particular y
primordial de los bienes jurídicos consagrados en los ordinales 21 y 50 constitucionales.
XVII. Que la facilidad en la realización de trámites se torna aún más
importante en un entorno de emergencia nacional, haciendo necesario que las instituciones
públicas ajusten sus gestiones internas, de manera que, puedan brindar una
respuesta rápida y oportuna a las necesidades de sus usuarios, limitando al
máximo profundizar con su actuación los efectos negativos generados por el
COVID-19 y las medidas adoptadas para evitar su propagación en el territorio
nacional.
XVIII. Que mediante el Decreto Ejecutivo N° 42221-MP-S,
del 10 de marzo de 2020, se decretaron medidas administrativas temporales para
la atención de actividades de concentración masiva debido a la alerta sanitaria
por COVID-19.
XIX. Por lo anterior, la Aresep tomó la decisión de suspender todas las audiencias
públicas definidas en el artículo 36 de la Ley 7593, debido a la propagación
del COVID-19, lo que incluye las solicitudes para la fijación ordinaria de
tarifas y precios de los servicios públicos. La decisión se tomó acatando los
lineamientos del Ministerio de Salud que prohíbe las aglomeraciones y, además,
por el cierre de los tribunales de Justicia, instalaciones que la Aresep
utiliza para la audiencia pública, lo anterior con sustento en las medidas
tomadas mediante el Decreto Ejecutivo No. 42221-S.
XX. Adicionalmente, mediante Decreto Ejecutivo N° 42227-MP-S del 16 de marzo
de 2020, se declaró estado de emergencia nacional en todo el territorio de la
República de Costa Rica, debido a la situación de emergencia sanitaria provocada
por la enfermedad causada por el COVID-19.
XXI. Que frente a la situación sanitaria nacional que atraviesa el país por
la afectación del COVID-19, se hace imperante reformular las acciones que la
Administración Pública está en la obligación de realizar de forma ordinaria en
virtud de la mejora regulatoria. Que en el marco de sus competencias, la Aresep
podrá llevar a cabo las valoraciones y las actuaciones pertinentes para generar
medidas necesarias que permitan validar la audiencia pública llevada a cabo el
12 de marzo del 2020, con la finalidad de disminuir la exposición de las
personas por la realización de trámites de actividades y mitigar los efectos
negativos de la pandemia.
XXII. Que lo anterior se justifica en razón de que el 12 marzo del 2020, en cumplimiento
a lo dispuesto en la resolución de la IE, RE-0001-IE-2020, se llevó a cabo una
segunda audiencia pública para analizar la aplicación anual de la Metodología
de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo
contrato de compra y venta de electricidad con el ICE. Expediente ET-095-2019.
Para esto la IE preparó un nuevo informe técnico, como es sabido ya, en
acatamiento de los criterios y disposiciones establecidas por la CGR, derivados
de su informe referido DFOE-AE-IF-00009-2019 para el cumplimiento de la
disposición 4.9 y 4.10.
XXIII. Que la citada audiencia pública del 12 de marzo de
2020, se realizó de conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley
7593 y el artículo 9 Constitucional, en ocasión de brindar transparencia al
presente procedimiento tarifario, no causar indefensión a los posibles
interesados y garantizar una efectiva participación ciudadana.
En virtud de lo anterior, mediante la resolución RE-0078-IE-2020, la IE
dispuso revocar la resolución RE-0055-IE-2020 del 3 de abril del 2020, con fundamentado
en el artículo 152 y el inciso 1) del artículo 153, ambos de la Ley 6227 y
procedió a validar la segunda audiencia pública llevada a cabo el 12 de marzo
del 2020 para analizar la aplicación anual de la Metodología de fijación de tarifas
para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y
venta de electricidad con el ICE.
Ahora, si bien es cierto la audiencia pública que se validó mediante la
resolución RE-0078-IE-2020 fue la llevada a cabo el 12 de marzo de 2020, con el
fin de no causar indefensión a los posibles interesados y garantizar una
efectiva participación ciudadana, igualmente se procederán a analizar las
oposiciones interpuestas en la primera audiencia pública del 9 de diciembre de
2019.Con respecto a las posiciones presentadas en la audiencia pública del 9 de
diciembre de 2019 en el expediente tarifario ET-095-2019, se indica que, dichas
posiciones fueron consideradas en el presente informe en conjunto con las posiciones
presentadas en la audiencia pública del 12 de marzo de 2020.
2. Aplicación de la metodología
En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de oficio de la
“Metodología de fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen
un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con el ICE” según la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones aprobadas en las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, así como también integrando las disposiciones dictadas por la
Contraloría General de la República mediante el informe DFOEAE-IF-00009-2019
del 16 de septiembre de 2019, las cuales no fueron recibidas a conformidad
según los oficios OF-0783-RG-2019 y OF-0929-RG-2019 y la solicitud de medida
cautelar presentada por la Autoridad Reguladora ante el TCA. Es importante
señalar que se consideraron las variables y la información disponible y
validada al día de la audiencia pública (12 de marzo de 2020).
La respectiva tarifa se calcula a partir de la siguiente ecuación:
Donde:
Ca: costos de
explotación unitarios promedios por kW
I: inversión
unitaria promedio por kW instalado
Xu: factor promedio
de antigüedad de las plantas
Ke: costo del
capital
Fp: factor de planta
(carga)
TR: tarifa de
referencia
3. Criterio de la Contraloría General de la República de Costa Rica
El 16 de setiembre de 2019, mediante el informe Nº
DFOE-AE-IF-00009-2019, emitido por el Área de Fiscalización de Servicios
Ambientales y de Energía de la Contraloría General de la República, en el
apartado 4., se dispuso, entre otras cosas, lo siguiente:
“4.1 De conformidad con las competencias asignadas en los
artículos 183 y 184 de la Constitución Política, los artículos 12 y 21 de la
Ley Orgánica de la Contraloría General de la República N. 7428, y el artículo
12 inciso c) de la Ley General de Control Interno, se emiten las siguientes
disposiciones de acatamiento obligatorio que deberán ser cumplidas dentro del
plazo (o en el término) conferido para ello, por lo que su incumplimiento no justificado
constituye causal de responsabilidad.
4.2. Para la atención de las disposiciones de este informe deberán observarse
los Lineamientos generales para el cumplimiento de las disposiciones y
recomendaciones emitidas por la Contraloría General de la República en sus
informes de auditoría, según resolución n.° R-DC-144-2015, publicados en La
Gaceta n.° 242 del 14 de diciembre del 2015.
4.3. La Contraloría General se reserva la posibilidad de verificar, por los medios
que considere pertinentes, la efectiva implementación de las disposiciones
emitidas, así como de valorar el establecimiento de las responsabilidades que
correspondan, en caso de incumplimiento no justificado de estas.”
Sobre lo anterior, los artículos 12 y 21 de la Ley Orgánica de la
Contraloría General de la República, Ley 7428, señalados por la CGR, indican en
lo conducente:
“Artículo 12.- Órgano rector del Ordenamiento. La Contraloría General de
la República es el órgano rector del ordenamiento de control y fiscalización superiores,
contemplado en esta Ley.
Las disposiciones, normas, políticas y directrices que ella dicte,
dentro del ámbito de su competencia son de acatamiento obligatorio y
prevalecerán sobre cualesquiera otras disposiciones de los sujetos pasivos que
se le opongan.
(…)
Artículo 21.- Potestad de realizar auditorías. La Contraloría General de
la República podrá realizar auditorías financieras, operativas y de carácter especial
en los sujetos pasivos.”
A su vez, la Ley General de Control Interno, Ley 8292, el inciso c) del
numeral 12, dispone lo que a continuación se leerá:
“Artículo 12.-Deberes del jerarca y de los titulares subordinados en
el sistema de control interno. En materia de control interno, al jerarca y
los titulares subordinados les corresponderá cumplir, entre otros, los
siguientes deberes:
c) Analizar e implantar, de inmediato, las observaciones,
recomendaciones y disposiciones formuladas por la auditoría interna, la
Contraloría General de la República, la auditoría externa y las demás
instituciones de control y fiscalización que correspondan.”
En ese contexto, el Órgano Contralor en dicho informe, ordenó a la
Intendencia de Energía cumplir con las siguientes disposiciones:
“A MARCO CORDERO ARCE EN SU CALIDAD DE INTENDENTE DE ENERGÍA DE LA
AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL
CARGO
4.9. Ajustar las tarifas vigentes para la compra de energía eléctrica a generadores
privados, emitidas mediante las resoluciones n.° RE-0008-IE-2019, n.°
RIE-057-2018 y n.° RE-0079-2018, de forma que se corrijan las desaplicaciones metodológicas
indicadas en párrafos 2.25 y 2.29 de este informe, relativos a: a) rentabilidad
sobre los aportes de capital, y b) uso de información de plantas eólicas.
Remitir a la Contraloría General certificación que acredite la publicación de
las nuevas fijaciones tarifarias en el diario oficial La Gaceta, a más tardar
el 30 de octubre de 2019.
A ROBERTO JIMÉNEZ GÓMEZ EN SU CALIDAD DE REGULADOR GENERAL Y MARCO
CORDERO ARCE EN SU CALIDAD DE INTENDENTE DE ENERGÍA DE LA AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, O A QUIENES EN SU LUGAR OCUPEN LOS CARGOS
4.10. Determinar los montos pagados de más por el ICE a los generadores privados
con contratos renovados, en los años 2017, 2018 y 2019 hasta la última fecha en
que la tarifa haya sido aplicada, debido a desaplicaciones de la Metodología de
fijación de tarifas para generadores privados existentes (Ley n.º 7200) que
firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE, resolución
n.° RJD-009-2010 y sus reformas. Además, proponer las acciones que permitan
resarcir los montos determinados y remitirlas a la Junta Directiva para lo de
su competencia. Enviar a la Contraloría General una certificación en la cual consten
los montos determinados y el envío de la propuesta de acciones para el
resarcimiento de estos montos a la Junta Directiva, a más tardar el 29 de
noviembre de 2019; así como, dos informes de avance semestrales acerca de la
implementación de las acciones a partir del día hábil siguiente a la
formalización de estas por parte de la Junta Directiva. (ver párrafos del 2.20
al 2.36).”
Al respecto, es necesario aclarar que la disposición 4.9 fue modificada
mediante la resolución R-DFOE-AE-00003-2019 del 28 de octubre de 2019, misma
que resolvió, declarar parcialmente con lugar el recurso de revocatoria
interpuesto por la Aresep contra el informe Nº DFOE-AE-IF-00009-2019, para que
se lea de la siguiente manera:
“4.9 Ajustar las tarifas para la compra de energía eléctrica a
generadores privados, emitidas mediante las resoluciones n.o RE-0008-IE-2019,
RIE-057-2018 y RE-0079-2018, o las que en su lugar se hayan emitido previo a la
notificación de este informe, de forma que no se incurra en las desaplicaciones
metodológicas indicadas en los párrafos 2.25 y 2.29 de este informe, relativas
a lo siguiente: a) rentabilidad sobre los aportes de capital, y b) uso de
información de plantas eólicas. Remitir a la Contraloría General certificación
que acredite la publicación de las nuevas fijaciones tarifarias en el diario
oficial La Gaceta, a más tardar el 30 de octubre de 2019.”
Es importante señalar que, en cuanto al deber de obediencia, la
Procuraduría General de la República en reiterados pronunciamientos ha indicado
que los funcionarios de la Administración Pública estarán afectos a un régimen jerarquizado
y disciplinado en cuya virtud deben cumplir fiel y esmeradamente sus
obligaciones para con el servicio, y obedecer las órdenes que les imparta el superior
y se determina por la organización interna de cada servicio, como por la planta
de personal, que es la organización esquemática de los empleos permanentes que
conforman su dotación. Al respecto, la Ley General de Administración Pública,
nos previene en qué consiste la relación jerárquica, al señalar lo siguiente:
“Artículo 101: Habrá relación jerárquica entre superior e inferior
cuando ambos desempeñen funciones de la misma naturaleza y la competencia del
primero abarque la del segundo en razón del territorio y de la materia.”.
Al mismo tiempo nos indica respecto a las potestades en esa relación
jerárquica, de esta manera:
“Artículo 102: El superior jerárquico tendrá las siguientes potestades:
a) Dar órdenes particulares, instrucciones o circulares sobre el modo de ejercicio
de las funciones por parte del inferior, tanto en aspectos de oportunidad y
conveniencia como de legalidad, sin otras restricciones que las que se
establezcan expresamente; b) (…) c) Ejercer la potestad disciplinaria… d)
Ajustar las medidas necesarias para ajustar la conducta del inferior a la ley y
a la buena administración (…)”.
Siendo esto así, en concordancia con el deber de obediencia, nos ilustra
la norma de esta forma:
“Artículo 107: 1. Todo servidor estará obligado a obedecer las órdenes particulares,
instrucciones o circulares del superior…”.
Artículo 108: 1. Deberá desobedecer el servidor cuando se presente cualquiera
de las siguientes circunstancias: a) Que la orden tenga por objeto la
realización de actos evidentemente extraños a la competencia del inferior; y b)
Que el acto sea manifiestamente arbitrario, por constituir su ejecución abuso
de autoridad o cualquier otro delito.
2. La obediencia en una cualquiera de estas circunstancias producirá responsabilidad
personal del funcionario, tanto administrativo como civil, sin perjuicio de la
responsabilidad penal que pueda caber.”
“Artículo 109: 1. …el servidor deberá obedecer, aunque el acto del superior
sea contrario al ordenamiento por cualquier otro concepto, pero en este último
caso deberá consignar y enviar por escrito sus objeciones al jerarca, quien
tendrá la obligación de acusar recibido.
2. El envío de las objeciones escritas salvara la responsabilidad del inferior,
pero éste quedara sujeto a inmediata ejecución de lo ordenado.
(…)”.
Como se puede entender, la Ley General en mención establece el
procedimiento a seguir en cuanto a las órdenes jerárquicas y el acatamiento a
disposiciones emanadas de un superior.
Como se debe de observar dentro de la normativa, respecto al deber de obediencia,
encontramos varios factores en particular:
a. Existe una norma superior que desemboca en normas inferiores con
respecto a la jerarquía y el deber de obediencia en la Administración Pública;
b. Que de estas normas se deduce quién es un jerarca y quién el
subordinado y cuál es el fin último de esta división (la máxima eficiencia de
la Administración Pública);
c. Que el jerarca tiene la potestad de dar órdenes a sus colaboradores y
de sancionarlos si no son acatadas dichas disposiciones (principio de obediencia);
d. Que los colaboradores tienen la potestad de oponerse a realizar
dichas órdenes mediante los procedimientos establecidos, pero que de igual
manera deben de ser cumplidas, de lo contrario serán acreedores a una eventual sanción
(deber de obedecer, artículos 108 y 109 de la Ley General de la Administración
Pública).
De lo anterior se desprende que el deber de obediencia deriva del
principio de jerarquía. En otras palabras, la jerarquía da lugar a dos deberes
fundamentales que se imponen a los individuos que se desempeñan en la
Administración: el deber de obediencia por parte del subordinado y el deber de
control jerárquico del que ejerce la jefatura asociado a su poder de mando. (Al
respecto ver Dictamen C-155-97 del 20 de agosto de 1997 y Opinión Jurídica
O.J.- OJ-112-99 de 20 de setiembre de 1999 y OJ-005-2002 del 29 de enero de
2002).
Por otra parte, la competencia en materia sancionatoria que ostenta la Contraloría
General de la República es jurídicamente distinta a la que ejerce un patrono
con sus trabajadores, en tanto el órgano contralor no tiene una relación de
jerarquía ni disciplinaria con respecto a los servidores de la administración activa
sujeta a su fiscalización.
Por el contrario, sus competencias derivan del artículo 183 de la
Constitución Política de la República de Costa Rica el cual establece a la
Contraloría General de la República como institución auxiliar de la Asamblea
Legislativa en la vigilancia de la Hacienda Pública, y que el artículo 12 de su
Ley Orgánica, Nº 7428, la designa como órgano rector del Sistema de Control y
Fiscalización Superiores de la Hacienda Pública.
Asimismo, los artículos 12 y 24 de esa Ley Orgánica confieren a la
Contraloría General, facultades para emitir, con carácter obligatorio para los
sujetos pasivos de fiscalización, las disposiciones, normas, políticas y
directrices orientadas al logro del objetivo del Sistema de Control y
Fiscalización Superiores, a saber, garantizar la legalidad y eficiencia de los
controles internos y del manejo de los fondos públicos.
Finalmente, la Contraloría General de la República es el órgano
competente para determinar si las disposiciones que ha emitido en el ejercicio
de sus funciones de fiscalización de la Hacienda Pública han sido cumplidas o
incumplidas por las autoridades competentes en las instituciones públicas
correspondientes.
Por todo lo anterior, en la resolución RE-0001-IE-2020 se identificó que
siendo que el día de la realización de la audiencia pública (9 de noviembre de
2019) se presentó una propuesta tarifaria la cual no contenía las disposiciones
señaladas por la CRG en el informe Nº DFOE-AE-IF-00009-2019 y la resolución
R-DFOEAE-00003-2019, resultó necesario reprogramar una nueva audiencia pública
con el fin de no infringir el derecho de participación de los ciudadanos en la
toma de decisiones públicas, según lo dispone el artículo 9 de la Constitución
Política.
Finalmente, el 3 de agosto de 2020, mediante la resolución 387-2020 el
TCA rechazó la solicitud de medida cautelar interpuesta por la Autoridad
Reguladora contra los efectos del informe de la CGR. La Intendencia de Energía
valoró dicha sentencia y, según los considerandos expuestos en la resolución
RE-0078-IE-2020 del 11 de agosto de 2020, se determinó que ese acto cambia las circunstancias
en las que se enmarcó la resolución RE-0055-IE-2020, por lo cual fue revocada y
se dio validez al proceso de la segunda audiencia pública Por lo tanto, a
partir de los expuesto en la resolución RE-0078-IE-2020, se procedió a realizar
el presente informe con base la propuesta tarifaria que fue presentada en la
audiencia pública el 12 de marzo de 2020.
4. Incidencia del criterio de la CGR sobre la propuesta tarifaria
Debido a la obligatoriedad que según la CGR tienen sus disposiciones en
el informe Nº DFOE-AE-IF-00009-2019, y a partir del rechazo de la solicitud de medida
cautelar por parte del TCA, la Intendencia de Energía se ha visto obligada a
aplicar, en lo que corresponde, lo establecido en las disposición 4.9 del
citado informe.
Por lo tanto, de conformidad con la disposición 4.9 del citado informe
de la CGR, conviene saber los párrafos 2.25 al 2.29 a los cuales hace
referencia para el ajuste de las tarifas para la compra – venta de energía
eléctrica a generadores privados:
“2.25. Primero, no fue utilizada la misma cantidad histórica de datos
para el cálculo de las variables que conforman la rentabilidad sobre los
aportes de capital, en el caso de las tarifas fijadas para: a) contratos
renovados en 2017 y 2018, b) eólicos nuevos en 2015 y 2017 y c) hidroeléctricos
nuevos para el 2016, 2017 y 2018. Estas metodologías tarifarias establecen que
cuando no sea posible contar con una serie histórica de 5 años, se utilizará la
menor, pero con igual alcance para todas las variables; sin embargo, en estas
fijaciones tarifarias se usó la menor para una variable y para el resto series
históricas de periodos mayores.
2.26. Segundo, la tarifa fijada en el 2017 para los contratos renovados,
resolución n.° RIE-110-2017, se estableció con base en una fórmula que generó
un crecimiento exponencial de los costos de explotación, pues estos fueron
divididos entre el factor de antigüedad, cuyo valor representa el equivalente
de vida útil remanente de las plantas. Esta operación del factor de antigüedad
no forma parte de la fórmula que estaba vigente en ese momento, y resulta en la
fijación de una tarifa mayor.
2.27. Tercero, las tarifas aplicadas en el 2017 y 2018 se fijaron
incluyendo datos de plantas de generación que operaron menos de 10 meses en el año,
para efectuar el cálculo del factor de planta individual (Fpi); a pesar de que
la Metodología de contratos renovados señala en el artículo 3.4.3 que deben
utilizarse plantas que hayan operado un período igual o superior a 10 meses.
Esta situación fue advertida por el ICE, mediante oficio n.° 0610-128-2018 del
22 de noviembre del 2018, y acogida por la ARESEP para la fijación tarifaria
del 2019.
2.28. Cuarto, en la fijación tarifaria del 10 de enero de 2017 se
calculó el factor de antigüedad al 31 de diciembre de 2015, a pesar de que el
artículo 3.5.4. de la metodología de contratos renovados, establece que debe
ser al 31 de diciembre del año inmediato anterior al momento en el cual se calculó
la tarifa fijada, o sea el 31 de diciembre de 2016. Esta situación también se
presentó en la fijación tarifaria del 12 de enero de 2018.
Además, en esta última fijación tarifaria se utilizó el tipo de cambio correspondiente
a agosto de 2016, siendo lo correcto el de agosto de 2017; esto ocasionó el
incremento en los costos de explotación.
2.29. Quinto, el cálculo de las tarifas de contratos renovados fijadas
en el 2018 y 2019 utilizó información de plantas eólicas acerca de: costos de explotación,
factor de antigüedad y factor de planta, y además, costos de inversión en el
2019. Lo anterior, a pesar de que la Metodología de contratos renovados
(artículos 1 y 3.1) establece que primero se define la tarifa con la
información y método de cálculo de plantas hidroeléctricas, y luego el
resultado también se usa para la compra de energía generada con fuentes
distintas.”
Por lo tanto, en cumplimiento de lo dispuesto por el informe mencionado
de la CGR, se procede a analizar cuáles son los cambios necesarios en esta
tarifa para reflejar las disposiciones dictadas por la CGR.
Para esto, se procedió a realizar un análisis transversal de las
informaciones y cálculos contenidos en la propuesta tarifaria, en comparación
con la disposición 4.9 de informe de la CGR, dando como resultado que se deben
realizar dos cambios, debido a la mejora continua en el tiempo sobre las
aplicaciones tarifarias, los cuales son el no uso de las informaciones de las
plantas eólicas y
el calcular el
factor de antigüedad a partir de diciembre de 2019.
Cabe recordar que la Autoridad Reguladora, mediante el oficio
OF-0783-RG- 2019, interpuso un recurso de revocatoria con apelación en subsidio
contra lo dispuesto en el informe N.° DFOE-AE-IF-00009-2019, en el cual esta
Autoridad indicó que “(…) rechaza en todos sus extremos las disposiciones
giradas al Regulador General y al Intendente de Energía, ya que como se pudo
demostrar, se debieron a diferencias de criterios entre la IE y el OC, en donde
la discrecionalidad de la IE cobra relevancia a la hora de aplicar las
metodologías tarifarias.”
Dichos argumentos fueron reiterados en la solicitud de medida cautelar interpuesta
ante el TCA por esta Autoridad contra los efectos del informe de la CGR. Esta
solicitud de medida cautelar fue rechaza por el TCA en la sentencia 387-2020
del 3 de agosto de 2020.
Así las cosas, siendo que la Contraloría General de la República
determinó que las disposiciones señaladas en dicho informe son de acatamiento
obligatorio, esta Intendencia en el ámbito de sus competencias deberá cumplir
con lo señalado, aunque no son recibidas de conformidad, de la manera en que se
explicó en párrafos anteriores.
5. Informaciones de Contabilidad Regulatoria (RIE-132-2017)
Con respecto a la información de contabilidad regulatoria según la
resolución citada RIE-132-2017, durante el 2019 se recibieron y fueron
validadas por la IE mediante el proceso de seguimiento, 14 informaciones de 14
plantas existentes, las cuales fueron tomadas en cuenta solamente 11 en esta
fijación tarifaria, ya que, como se indicó anteriormente, a criterio de la CGR
sólo se deben considerar plantas hidroeléctricas.
Las plantas La Rebeca y Santa Rufina no entregaron la contabilidad
regulatoria del todo, mientras que las plantas Doña Julia y Platanar no
respondieron el proceso de seguimiento de revisión y validación de datos
realizado por la IE, como consta en los oficios del expediente OT-238-2017.
Con respecto a las informaciones de contabilidad regulatoria de las
plantas eólicas existentes PESA, Movasa y Aeroenergía, a pesar de haber sido
validadas a partir del proceso de seguimiento de la IE, las mismas no formaron
parte del de los cálculos de la tarifa resultante, y consecuentemente, tampoco
formó parte del cálculo de la estructura tarifaria aplicable a ellos, ya que,
según el criterio de la CGR, estas deben excluirse del análisis.
Por último, de conformidad con las resoluciones mencionadas
RE-0076-IE-2019, RE-0077-IE-2019, RE-0078-IE-2019, RE-0080-IE-2019,
RE-0081-IE-2019, RE-0082-IE-2019 y RE-0083-IE-2019, se dispuso rechazar la
solicitud de confidencialidad de las informaciones de contabilidad regulatoria
del periodo 2018 solicitadas por Aeroenergía S.A., Caño Grande S.A., El Embalse
S.R.L., Hidroeléctrica Platanar S.R.L., Hidrovenecia S.A. y Arenal-Movasa S.A.,
respectivamente.
6. Costos de explotación (Ca)
De acuerdo con la metodología aprobada mediante la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones según las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, y considerando el criterio de la CGR, el costo de explotación
representa los costos necesarios para mantener y operar una planta en
condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación ni
gastos financieros.
El cálculo de este valor parte de la determinación de una muestra de los
costos de explotación (operación, mantenimiento y administrativos) de plantas eléctricas,
en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.
Según la metodología contenida en la resolución RJD-027-2014, si no es
posible obtener información actualizada de los costos de explotación, estos se
podrán actualizar de acuerdo con el índice de precios al productor local,
siendo la fuente oficial para esto www.bccr.fi.cr.
La muestra utilizada para calcular los costos de explotación consta de
11 plantas existentes correspondientes a todas las plantas hidroeléctricas que
presentaron la contabilidad regulatoria del periodo 2018 y que pudo ser
validada por la IE. La fuente de información fue tomada a partir de las
contabilidades regulatorias presentadas de conformidad con la resolución
RIE-132-2017 citada. Dichas plantas son:
• Tapezco, Río Segundo II, El Embalse, Poás I y II, Caño Grande,
Suerkata, Hidrovenecia (Caño Grande III), Matamoros, Río Lajas, Don Pedro y
Volcán.
A partir de las contabilidades regulatorias presentadas y las
aclaraciones y justificaciones posteriores remitidas por las empresas, se
realizaron las siguientes exclusiones de costos en estricto apego al artículo
32 de la Ley 75931:
Río Segundo II: se excluyen costos por un monto de 38.898.540,23
colones ya que los mismos no fueron justificados por la empresa, de modo que no
se pudo determinar si estos son necesarios para la prestación del servicio
público, según consta en el expediente OT-238-2017.
El Embalse: se excluyen costos por un monto de 1.700.618
colones ya que los mismos corresponden a gastos no necesarios para la
prestación del servicio público o dichos montos no fueron debidamente
justificados por la empresa y por lo tanto no se pudo determinar que fueran
erogaciones necesarias para la prestación del servicio público.
Poás I y II: se excluyen costos por un monto de 47.336.579,41
colones ya que los mismos no fueron justificados por la empresa, de modo que no
se pudo determinar si estos son necesarios para la prestación del servicio
público, según consta en el expediente OT-238-2017.
Caño Grande: se excluyen costos por un monto de 8.855.605,11
colones ya que los mismos no fueron justificados por la empresa, de modo que no
se pudo determinar si estos son necesarios para la prestación del servicio
público, según consta en el expediente OT-238-2017.
Suerkata: se excluyen costos por un monto de 2.744.959,56
colones ya que los mismos no corresponde con gastos necesarios para la prestación
del servicio público, de acuerdo con la información presentada por la empresa
disponible en el OT-238-2017.
Hidrovenecia: se excluyen costos por un monto de 11.417.534,57
colones ya que no corresponden a gastos necesarios para la prestación del
servicio público o dichos montos no fueron debidamente justificados por la
empresa y por lo tanto no se pudo determinar que fueran erogaciones necesarias
para la prestación del 1 Anexo 13 servicio público, según la
información remitida por la empresa que consta en el expediente OT-238-2017.
Río Lajas: se excluyen costos por un monto de 123.269.422,50
colones ya que algunos de estos rubros no se reconocen tarifariamente según la
metodología vigente, otros no fueron debidamente justificados por la empresa y
otros son gastos innecesarios o ajenos a la prestación del servicio público,
según consta en el expediente OT-238-2017.
Don Pedro: se excluyen costos por un monto de 6.412.361,61
colones ya que estos gastos no fueron debidamente justificados por la empresa y
no se pudo determinar que sean necesarios para la prestación del servicio
público, según consta en el expediente OT-238-2017.
Volcán: se excluyen costos por un monto de 10.001.740,57
colones ya que estos gastos no fueron debidamente justificados por la empresa y
no se pudo determinar que sean necesarios para la prestación del servicio
público, según consta en el expediente OT-238-2017.
Según la metodología, la información de costos de explotación se debe
actualizar por medio del Índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) de
Costa Rica; sin embargo, dado que este índice dejó de ser calculado por el
Banco Central de Costa Rica en diciembre del 2014 y que en su lugar se calcula
el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN), se utiliza este
último.
Así las cosas, considerando los costos estrictamente necesarios para la prestación
del servicio público a partir de las contabilidades regulatorias revisadas y
validadas por la IE, en apego a lo señalado en el artículo 32 de la Ley 7593,
se obtienen los costos de explotación en colones en su respectiva fecha
original, para así indexarlos por el índice correspondiente hasta febrero de 2020,
y luego, convertirlos a dólares con el tipo de cambio de venta promedio de febrero
de 2020. Se consideró febrero de 2020 siendo este el mes completo previo al día
de la audiencia pública (12 de marzo) y siendo este mes el del último IPP-MAN
disponible al día de la audiencia pública.
Luego, se aplica el procedimiento de exclusión de valores extremos, el
mismo que se aplica para la determinación de los costos de inversión, y se
excluyen (si procediere) aquellas plantas cuyos costos de explotación exceden
el límite superior o inferior determinados. En este caso, dado que ningún costo
de explotación se determinó que se encuentre fuera del rango establecido, no procedió
a la exclusión de ninguna planta.
Así las cosas, el costo de explotación indexado a febrero 2020
convertido a dólares de cada una de estas plantas se multiplicó por el peso
relativo que tiene la planta según su capacidad instalada de la muestra de
acuerdo con la información de las capacidades instaladas remitidas por las
empresas y el CENCE (folio 974). Estos últimos valores se suman y da como
resultado el costo de explotación para esta fijación tarifaria.
El costo de explotación que resulta de aplicar el método de cálculo
descrito es de $127,80 por kW (ver anexo No. 1).
7. Costos de Inversión (I)
De acuerdo con la metodología aprobada mediante la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones según las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, y considerando el criterio de la CGR, el costo de inversión
representa los costos totales necesarios para construir una planta de
generación en condiciones normales para nuestro país.
El cálculo de este valor parte de la determinación de una muestra de los
costos de inversión de plantas eléctricas, en la medida de lo posible similares
a las plantas que se pretende tarifar.
Según la metodología, si no es posible obtener información actualizada
de los costos de inversión, estos se podrán actualizar de acuerdo con un índice
representativo según los criterios indicados en la reforma RJD-027-2014 a la metodología
RJD-009-2010.
La muestra utilizada para calcular los costos de inversión consta de las
mismas 11 plantas existentes utilizadas en el costo de explotación y la fuente
de información fue tomada igualmente a partir de las contabilidades
regulatorias presentadas de conformidad con la resolución RIE-132-2017 citada.
Dichas plantas son:
• Tapezco, Río Segundo II, El Embalse, Poás I y II, Caño Grande,
Suerkata, Hidrovenecia (Caño Grande III), Matamoros, Río Lajas, Don Pedro y
Volcán. Se calcularon los costos de inversión a partir de los costos originales
de los activos de propiedad, planta y equipo relativos a la prestación del servicio
público de las plantas existentes de sus respectivas contabilidades
regulatorias, para luego convertirlas a dólares utilizando el tipo de cambio de
venta del momento en que entró en operación cada planta, luego se indexaron
hasta febrero 2020 mediante el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos
(IPP-EEUU) para construcciones nuevas (“Inputs to new construction, godos”)
obtenido del “Bureau of Labor Statistics” (Series Id WPUIP2310001), y por
último, se dividió por la capacidad instalada de también el momento en que cada
planta entró en operación utilizando datos históricos proporcionados por el
CENCE. Se consideró febrero de 2020 siendo este el último mes con el IPP-EEUU
más reciente disponible al día de la audiencia pública.
Posteriormente, se aplicó un promedio ponderado a partir de las
capacidades instaladas para calcular el costo de inversión. Según la regla
empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos
extremos mediante límites establecidos por la desviación estándar de la serie
de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y
dos por debajo del promedio, se encuentran que el costo de inversión de Tapezco
es atípico y se recomienda su exclusión. Por lo tanto, se recalcula el
procedimiento del promedio ponderado sin considerar esta planta. Así las cosas,
el costo de inversión promedio ponderado que resulta de seguir el método de
cálculo descrito es de $3 677,54 por kW (ver anexo No. 2).
8. Factor de planta
De acuerdo con la metodología aprobada mediante la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones según las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, y considerando el criterio de la CGR, el factor de carga (o de
planta) mide el promedio del tiempo de operación de una planta o conjunto de
ellas.
Para obtener el factor de planta, se consideró únicamente las plantas
privadas existentes de generación eléctrica con información para los últimos
tres años disponibles (2017-2019) ya que, una vez más, según la metodología:
“se trata de información que se ajuste, en la medida de lo posible, a la
realidad de las plantas que se trata de tarifar.”
De acuerdo con la metodología vigente, el factor de planta de una planta
específica en un año se calculará dividiendo la energía generada ese año en kWh
entre la multiplicación de su capacidad instalada en kW por 8.760 horas.
En cuanto a la capacidad instalada en kW, a raíz de la posición
presentada por la empresa Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L. (folios 675
al 676), se procedió a solicitar información a todos las empresas y al CENCE
sobre sus capacidades instaladas, requiriendo que remitieran las fotografías de
las placas.
A partir de las respuestas enviadas, se tomaron los datos
correspondientes a la capacidad instalada en kW de cada planta. Es importante
señalar que, de acuerdo con dicha información, ninguna de las plantas
consideradas en el análisis tarifario presentó cambios en sus capacidad entre
el 2017 y el 2019. Esta información puede ser consultada en el folio 960 y 974.
Por su parte, para la generación de energía, se consideraron los
reportes cargados por el ICE mensualmente al Sistema de Información Regulatoria
(SIR)2. Se consideraron sólo las plantas que generaron durante al menos 10 meses
del año, como lo señala la metodología vigente. De acuerdo con lo anterior,
para el 2017 se excluyó la planta Hidrovenecia ya que sólo generó durante 8
meses y para el 2019 se excluyeron las plantas Don Pedro y Volcán ya que sólo
generaron durante 9 y 8 meses, respectivamente.
Según la metodología, el factor de planta se obtuvo para cada planta de
acuerdo con la siguiente ecuación:
Donde,
kWhi: generación
anual de la planta i
kWi: capacidad
instalada de la planta i
Luego, el factor de planta anual se obtiene del promedio ponderado de
los factores de planta de las plantas de la muestra. La ponderación se realizó
con base en la capacidad instalada de cada planta. Y, por último, el factor de
planta total se obtiene del promedio ponderado de los factores de planta
anuales, donde la ponderación se realiza con base en la capacidad instalada de
cada uno de los años mencionados.
Por lo tanto, aplicando los métodos descritos, da como resultado un
factor de planta de 52,78% (ver anexo No. 3).
9. Factor de antigüedad (Xu)
De acuerdo con la metodología aprobada mediante la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones según las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, y considerando el criterio de la CGR, el factor de antigüedad
mide la antigüedad promedio de las plantas, expresadas en función de su valor
remanente, dado el tiempo en que las plantas han estado en operación.
Para calcular el factor de antigüedad se considera únicamente las
plantas de generación privada existentes, ya que la metodología indica sobre
este apartado que “se trata de información que se ajuste, en la medida de lo
posible, a la realidad de las plantas que se trata de tarifar.”
2 Anexos 11 y 12.
La antigüedad máxima es de 40 años debido a que es la vida útil contable
de este tipo de activos.
Según la metodología, el factor de antigüedad de las plantas de la
muestra se estimó por medio de la siguiente fórmula:
Donde,
Vu: vida útil de las
plantas para generación eléctrica (40 años)
Vo: vida en
operación promedio
Vr: vida residual de
las plantas (10%)
La vida en operación (Vo) de cada planta se calcula como la diferencia
entre la fecha en que cada planta entró a operar y el 31 de diciembre del año
inmediato anterior al cálculo de tarifas, en este caso diciembre 2019. El
promedio de la vida en operación de la muestra o población se calcula como un
promedio ponderado de las antigüedades de las diferentes plantas, ponderadas
según la capacidad instalada de cada planta en particular.
Por lo tanto, aplicando los métodos descritos, da como resultado una
vida en operación promedio de 22,93 años (ver anexo No. 4) y un factor de
antigüedad de 48,40% (ver anexo No. 5).
10.Rentabilidad
De acuerdo con la metodología aprobada mediante la resolución
RJD-009-2010 y sus modificaciones según las resoluciones RJD-027-2014 y
RJD-017-2016, y considerando el criterio de la CGR, el nivel de rentabilidad
estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de
Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la
resolución RJD-027-2014.
Según lo indica la resolución RJD-027-2014, la fuente de información
elegida para las variables descritas anteriormente será utilizada de manera
consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la
frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al
promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5
observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se
disponga de información).
• La tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los
Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza la tasa con
el mismo período de maduración al que se calculó 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.
Por lo tanto, el promedio de la tasa libre de riesgo de los últimos 5
años es de 2,27% (ver anexo No. 6).
• Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada “Implied
Premium (FCFE)” de la siguiente dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/implpr.html
Por lo tanto, el promedio de prima por riesgo de los últimos 5 años es
de 5,61% (ver anexo No. 7).
• Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica
de los datos denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo país
se denomina Country Risk Premium, de la siguiente dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.
El valor del riesgo país utilizado es de 4,32%, que corresponde al
promedio de los últimos 5 años del riesgo específico para Costa Rica, según los
valores publicados en enero de cada año (ver anexo No. 8).
• Beta desapalancada (βd): el valor de la beta desapalancada se
obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la
dirección: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html.
Para calcular el promedio de los últimos cinco años para el beta
desapalancado, se utiliza la siguiente dirección web http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/dataarchived.html.
Este valor debe ser apalancado según la metodología RJD-027-2014
(βa).
El beta desapalancado promedio obtenido es de 0,2354 (ver Anexo No. 9).
• Relación entre
deuda y capital propio (D/Kp): Se estima con la fórmula D/Kp
= ψ /(1- ψ
), donde ψ es el apalancamiento financiero. Sin embargo, al ser la deuda
cero, el valor de la relación es de también cero. Por lo tanto, el beta apalancado
coincide en valor del beta desapalancado.
• Tasa de
impuesto sobre la renta (t): se define con base en la legislación vigente. La
tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto
sobre la Renta, Ley No. 7092.
Aplicando la fórmula descrita en la resolución RJD-027-2014, la cual es,
De acuerdo con lo anterior, el nivel de rentabilidad obtenido es de 7,92%
(ver anexo No. 10).
11.Tarifa de referencia (TR)
De los datos obtenidos en los apartados precedentes, la ecuación
establecida en la metodología tarifaria correspondiente, el análisis de las
posiciones presentadas en la primera y segunda audiencia pública y considerando
las disposiciones de la CGR contenidas en el informe DFOE-AE-IF-00009-2019, se concluye
que la tarifa de referencia de una planta de generación de electricidad existente
se debe ajustar a US$ 0,05812 por kWh, tal y como se detalla:
12.Estructura tarifaria
La estructura tarifaria que se aplica a la tarifa de referencia obtenida
a partir del modelo propuesto será la estructura vigente para la tarifa de
compra de energía eléctrica del ICE a las empresas de generación privada
amparadas a la Ley No. 7200 (Capítulo I), según la última fijación realizada
por la Autoridad Reguladora.
La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de
electricidad hidroeléctrica y eólica existentes, según los parámetros
adimensionales aprobados en las resoluciones RJD-152-2011 y RJD-163-2011, es
entonces:
13.Obligaciones de los generadores privados
La Ley No. 7593, en su artículo 14 detalla las obligaciones de los
prestadores, específicamente el inciso a) establece que dichas empresas deben:
“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.” En el inciso c) “Suministrar oportunamente, a la
Autoridad Reguladora, la información que les solicite, relativa a la prestación
del servicio.”, y el inciso d) “Presentar, cuando la Autoridad reguladora lo
requiera, los registros contables de sus operaciones, conforme lo disponen esta
ley y sus reglamentos.”
Con respecto a la información financiera auditada, la metodología
RJD-009-2010 establece lo siguiente: “Los generadores privados que le vendan
energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley No. 7200 tendrán la obligación de
presentar a la Aresep la información financiera auditada que esta disponga,
especialmente lo referente a: gastos operativos y de mantenimiento,
administrativos y gastos de inversión individual; así como su debida
justificación, que permita al Ente Regulador disponer de la mayor y mejor
cantidad de información necesaria para el ajuste del modelo a las condiciones
operativas reales. Mientras no se disponga de la información que se detalla
en el párrafo anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad
Reguladora calculará el modelo con la información que se disponga.” (el
subrayado no es parte del original).
Con respecto a la contabilidad regulatoria, según lo dispuesto en la
resolución RIE-132-2017, las plantas existentes deben de remitir a la IE, los
saldos de las cuentas contables y los estados financieros anuales para la
actividad de generación eléctrica separado por planta con concesión vigente
(corte setiembre, noviembre o diciembre u otro autorizado por el Ministerio de Hacienda,
según corresponda a su cierre fiscal), a más tardar 90 días naturales después
de su respectivo cierre fiscal.
Mientras no se disponga de la información que se detalla en el párrafo
anterior o en forma complementaria a esta situación, la Autoridad Reguladora
calculará el modelo con la información que se disponga.
II. AUDIENCIAS PÚBLICAS
1. Primera audiencia pública
La primera audiencia pública se realizó de conformidad con lo
establecido en el artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (Ley Nº 7593) y los artículos 50 al 56 del Reglamento de la
citada Ley (Decreto Nº 29732-MP) el 9 de diciembre de 2019.
De acuerdo con el oficio IN-0785-DGAU-2019 correspondiente al informe de
oposiciones y coadyuvancias (folios 220 al 223) y el acta de audiencia
AC-0473-DGAU-2019 remitidos por la Dirección General de Atención al Usuario
(folios 195 al 213), se admitieron 14 posiciones.
A continuación, se procede a resumir las posiciones presentadas y su
respectivo análisis:
1. Oposición: Hidroeléctrica Río Lajas S.A., cédula de persona
jurídica número 3-101-086930, representada por el señor Claudio Volio Pacheco, cédula
de identidad número 1-0302-0793, en su condición de apoderado generalísimo con
límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia
pública (folio 42 al 51, 64 y 65).
Notificaciones: Al correo electrónico:
clvolio@hotmail.com,iruiz@hidrolajas.com
a) Sobre las exclusiones de costos de Río Lajas: el opositor alega que la Aresep
ha excluido una serie de costos que son estrictamente necesarios e
indispensables para la prestación del servicio público de generación que
prestan. Además, indica que la Aresep debió haber realizado previamente las
consultas concretas y específicas de los rubros que la contabilidad regulatoria
que en el caso de la planta Río Lajas han sido rechazados erróneamente.
Petitoria del opositor: que se corrijan los montos de costos de explotación
que fueron excluidos o rebajados en el momento de la fijación tarifaria.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente.
Durante el proceso de seguimiento a la contabilidad regulatoria de la planta
Río Lajas, mediante oficio OF-0359-IE-2019, la IE le solicitó desagregar y
justificar una serie de cuentas contables, ante lo cual, la planta Río Lajas respondió,
mediante nota del 1 de abril de 2019 (folios 382 OT-238-2017) 1293-1297 del
OT-238-2017, y 109 del ET-095-2019) que todos los gastos contenidos en la
información de contabilidad regulatoria son necesarios y justificados para
prestar el servicio público.
Ante esta situación, la IE le solicita, mediante oficio OF-0922-IE-2019 (folios
718-720 OT-238-2017), desagregar y justificar una serie de partidas específicas
de la contabilidad regulatoria de la planta Río Lajas. Ante esto, la empresa
responde con un oficio del 19 de agosto de 2019 donde desagrega las cuentas
solicitadas, pero no las justifica, a lo que la IE procede a analizar dichas
cuentas con la información disponible a la luz de los criterios regulatorios
mencionados en la respuesta a la posición de Caño Grande, Hidrovenecia y El
Embalse en este documento.
Seguidamente, la planta Río Lajas envía justificaciones, mediante nota del
19 de noviembre de 2019 (folios 42-51 ET-095-2019, 1293-1294 OT-238-2017),
contra los gastos excluidos por la Aresep para esta fijación tarifaria.
Ante esta situación, la IE le solicita a planta Río Lajas ampliar la información
mencionada, mediante oficio OF-1372-IE-2019 (folios 1295-1297 OT-238-2017), en
donde la planta Río Lajas responde, mediante nota del 6 de diciembre de 2019
(folio 109 ET-095-2019).
Sin embargo, debido a la nueva información y las justificaciones que la
planta Río Lajas ha entregado en esta etapa de audiencia pública, se le indica
que se han ajustado los costos de explotación en los siguientes términos:
• Cuenta 5.2.1.01.04 Alquileres por 9.093.946 colones, cuenta 5.2.2.01.06
Conservación por 2.888.338 colones, cuenta 5.3.1.01.02 por 10.377.528 colones
de servicios corporativos, cuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados – Servicios
Profesionales por 20.509.376 colones, y cuenta 5.3.1.01.04 Alquileres por 23.589.038
colones.
Por su parte, no se
han ajustado algunos costos en los siguientes términos con sus debidas
explicaciones:
• Cuenta 5.2.1.01.02 Materiales – Depreciaciones por 36.153.322 colones
y cuenta 5.3.1.01.02 Depreciaciones por 1.129.897 colones: no se aceptan estos
gastos debido a que la metodología vigente no admite el reconocimiento de los
gastos por depreciaciones.
• Cuenta 5.2.1.01.02 Materiales – Otros Gastos por 6.947.529 colones,
cuenta 5.2.2.01.06 Otros Gastos 3.411.647 colones, cuenta 5.3.1.01.02 Otros
Gastos por 3.955.232 colones, cuenta 5.3.1.01.06 Otros por 3.955.232 colones, y
cuenta 5.3.1.01.02 Gerencia General 50.073.766 colones: estos gastos no se
aceptan debido a que, según contestaciones del opositor, corresponden a gratificaciones
anuales del personal, las cuales esta IE considera que son gastos innecesarios
o ajenos a la prestación del servicio público al amparo del artículo 32 de la
Ley 7593.
• Cuenta 5.2.1.01.03 Servicios Contratados – Honorarios Profesionales
por 10.800.000 colones (Dra. privada Zamir Roper Christy) y cuenta 5.3.1.01.02
Afiliaciones y Subscripciones (ACOPE) por 6.761.198 colones: estos gastos no se
aceptan debido a que corresponden con erogaciones al médico privado de empresa
y afiliaciones a una asociación, lo cual esta intendencia considera que es un
gasto innecesario o ajeno a la prestación del servicio público al amparo del
artículo 32 de la Ley 7593.
Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente los argumentos, específicamente
en lo que corresponde al ajuste de los costos de explotación de la planta Río
Lajas solamente en la siguientes cuentas:
Cuenta 5.2.1.01.04 Alquileres por 9.093.946 colones, cuenta 5.2.2.01.06
Conservación por 2.888.338 colones, cuenta 5.3.1.01.02 por 10.377.528 colones,
cuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados –Servicios Profesionales por
20.509.376 colones, y cuenta 5.3.1.01.04 Alquileres por 23.589.038 colones.
2. Oposición: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE),
cédula de persona jurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario
Alvarado Mora, cédula de identidad número 4-129-640, en su condición de
apoderado generalísimo.
Observaciones: Presenta escrito, hace uso de la palabra en la
audiencia pública (folio 66 al 93).
Notificaciones: Al correo electrónico: alyvisa@acope.com Debido a que las
posiciones de ACOPE y el Sr. Mario Alvarado Mora son idénticas en el fondo y
forma, se atienden y contestan en conjunto, en el siguiente inciso (3).
3. Oposición: Mario Alvarado Mora, portador de la cédula de
identidad número 401290640.
Observaciones: Presenta escrito (folios 165 al 190).
Notificaciones: Al correo electrónico: alyvisa@gmail.com
Debido a que las posiciones de ACOPE y el Sr. Mario Alvarado Mora son
idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en conjunto en los
párrafos siguientes.
a) Sobre la indexación del costo de inversión: el opositor alega que, si bien
la IE indexó los costos de explotación de forma correcta con el Índice de
Precios al Productor Industrial, no lo hizo así para los costos de inversión,
ya que estando consignados estos costos originalmente en colones en cada
contabilidad regulatoria, se convirtieron a dólares de Estados Unidos para
luego indexarlos hacia la fecha de agosto 2019 con el Índice de Precios al
Productor Industrial de Estados Unidos, para luego convertirlos en colones y
seguir con el cálculo del costo de inversión final.
Petitoria del opositor: que se indexen los costos de inversión con el
mismo índice que se utilizó para indexar los costos de explotación (Índice de
Precios al Productor Industrial de Costa Rica) ya que ambos valores proceden de
una misma base de datos.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente:
La metodología referida RJD-009-2010 y sus reformas establecieron, con
respecto a la indexación de los costos de inversión, que “La actualización del
monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se
realizará utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los
datos utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del
índice considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de
acceso público, especializada en la generación de información técnica y con la información
más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se
realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el
evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice
a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con
base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de
la Administración Pública.”
En primer lugar, debido a que los costos de inversión de las plantas existentes
están consignados con fechas cercanos a inicios de los años noventa, es
necesario indexar dichos valores con un índice de precios representativo.
Segundo, el Índice de Precios al Productor Industrial de Estados Unidos
WPUIP2310001 proviene de la Oficina de Estadísticas Laborales de Estados
Unidos, dicho índice se actualiza cada mes y puede ser recolectado en cualquier
momento por medio de internet, por lo que se considera que es una fuente
pública especializada de información técnica y con la información más reciente.
Tercero, tal y como se ha hecho en esta aplicación tarifaria, la indexación
se realizó anualmente.
Cuarto, al utilizar este índice una vez más en esta fijación tarifaria considerando
las indexaciones de las pasadas fijaciones tarifarias, se ha aplicado,
entonces, este índice representativo de manera consistente, ya que ese es el
mismo índice que se utilizó en las aplicaciones tarifarias para las plantas
existentes desde el año 2013.
Se demuestra, de conformidad con la metodología vigente que, al utilizar
este índice para indexar los costos de inversión en la presente fijación
tarifaria, se demuestra el cumplimiento de la metodología.
Por estas razones, es criterio de la IE que la selección y la aplicación
de dicho índice para indexar los costos de inversión cumple con la metodología
referida.
Por otro lado, el hecho de que los montos de los costos de inversión estén
consignados en colones, no imposibilita la aplicación de este índice extranjero
sobre esos datos, siempre y cuando exista un tratamiento de conversión de
moneda previo (de colones a dólares de Estados Unidos), tal y como lo realizó
la IE y lo menciona el opositor en su oposición.
Adicionalmente, a esta Intendencia le resulta imposible utilizar el
Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica para indexar los costos
de inversión, en los términos en que lo solicita el oponente, considerando que
dicho índice se dejó de calcular y publicar por parte del Banco Central de
Costa Rica a partir de febrero de 20153, mientras que la indexación necesaria
escogió como fecha de interés agosto de 2019. Esto significa que el Índice de
Precios al Productor Industrial de Costa Rica no alcanza para indexar los
costos de inversión.
3 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20451
Es relevante en esta parte indicar que tampoco es posible para esta intendencia
indexar los costos de inversión mediante el Índice de Precios de la Manufactura
del Banco Central de Costa Rica4, ya que su serie de tiempo inicia
en enero de 1991, y según la muestra de costos de inversión utilizada en esta
fijación tarifaria, se cuenta con una planta (Tapezco) cuyo costo de inversión
está consignado en agosto de 1990, lo cual indica que este índice tampoco
alcanza para indexar los costos de inversión.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
4 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/cuadros/frmvercatcuadro.aspx?CodCuadro=2526&Idioma=1&FecInicial=1991/01/31&FecFinal=2019/11/30&Filtro=0
b) Sobre las exclusiones inexplicables de los costos necesarios para brindar
el servicio público de generación: el opositor alega que la IE ha eliminado una
serie de costos de las contabilidades regulatorias de las plantas existentes y
no hay un explicación clara o entendible de este proceder.
Sobre el caso Movasa: el opositor alega que las cajas multiplicadoras son
necesarias para la generación de energía eléctrica por parte de los aerogeneradores
y que las mismas constituyen un repuesto de los aerogeneradores, ya que están
constantemente sujetas a esfuerzo y fatiga en el campo.
Petitoria del opositor: que se incluya dichos repuestos como parte de
los costos de explotación de Movasa.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a la respuesta dada a Movasa en esta misma sección de audiencia
pública, así como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
c) Sobre los gastos administrativos de Movasa: el opositor alega que se deben
de incluir los costos de administración que Movasa envió a la Aresep por medio
de sus estados financieros auditados.
Petitoria del opositor: que se incluya el monto total de gasto administrativo
de Movasa.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo respondido a Movasa en esta misma sección de audiencia
pública, así como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
d) Sobre las dietas de la Planta Matamoros: el opositor alega que se deben
de incluir los montos de las dietas de la Planta Matamoros en su totalidad.
Petitoria del opositor: que se incluya el monto total de las dietas
de Matamoros.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a la respuesta dada a Matamoros en esta misma sección de
audiencia pública, así como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
e) Sobre las eliminaciones genérica de costos de explotación: el opositor alega
que se deben de incluir las exclusiones de costos que la Aresep realizó para
diversas plantas existentes en esta fijación tarifaria, entre ellas menciona
las siguientes cuentas, sin mencionar alguna planta en particular: honorarios
profesionales, cuotas y subscripciones, gastos legales, gastos de
representación, otros, gastos de asambleas, atención medica empelados. Excepto
para el caso particular de la planta Río Lajas en donde hace hincapié
específico a la cuenta de Gerencia General y su monto corresponde, así como la
nota aclaratoria presentada por Río Lajas.
Petitoria del opositor: que incluya estas partidas, y que posterior a
esta fijación tarifaria, de el acompañamiento de los balances entregados en
contabilidad regulatoria, por todas las otras plantas privadas y en ese espacio
efectúa las consultas y discusiones de los costos que se consideren no son
necesarios para brindar el servicio público.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y por tanto se le remite a cada una de las contestaciones que la Aresep realizó
en esta etapa de audiencia pública encontradas en esta sección de este
documento relacionadas con la exclusión de costos o gastos de las plantas
existentes, incluida lo resuelto a la planta Río Lajas.
Por otra parte, con respecto a los costos relacionados con la prestación
del servicio público, se remite el opositor a lo dispuesto en la metodología
RJD-009-2010, así como a la Ley 7593 de Aresep y su Reglamento.
Adicionalmente, se le recuerda al opositor que durante el 2019 se dio el
proceso de seguimiento a la contabilidad regulatoria, en donde entre otras
cosas, se le dio la oportunidad a las plantas existentes que demostraran que
los saldos contables presentados en sus contabilidades regulatorias fuesen
necesarios para la prestación del servicio público, ya que como lo menciona la
resolución RIE-132-2017, es necesario verificar la veracidad de los saldos
contables, ya que aunque que los rubros listados en el plan y manual de cuentas
regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su reconocimiento a nivel
tarifario, ya que debe contemplarse lo que define la metodología vigente así
como lo establecido en el artículo 32 de la Ley 7593.
Por lo tanto, es criterio de la IE que las consultas relacionadas con
los costos necesarios para la prestación del servicio público ya fueron efectuadas
en el marco de lo dispuesto en la resolución RIE-132-2017, así como en el marco
normativo referido.
Sin embargo, se le comunica que la IE está dispuesta a tener discusiones
posteriores a esta fijación tarifaria con el fin de generar diálogos
adicionales de contabilidad regulatoria.
La resolución RIE-132-2017 dispuso la implementación de la contabilidad
regulatoria para los generadores amparados en el Capítulo I de la Ley 7200 así
como para a otros similares que el marco legal autorice, en donde entre sus
beneficios se destaca el siguiente:
“Contar con información financiera-contable de los generadores privados
y similares autorizados por Ley de forma estandarizada y suficiente con
respecto a la prestación del servicio público, que sirva de insumo para labores
regulatorias y de fiscalización que realice la Intendencia de Energía y la
Aresep en general.”
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado a las demás plantas
relacionado con la exclusión de costos o gastos correspondientes, así como a
sus recomendaciones correspondientes, incluida a la planta Río Lajas. Por otro
lado, no es recomendable acoger el argumento acerca de las consultas necesarias
para la prestación del servicio público, ya que esta intendencia considera que dichas
consultas ya fueron realizadas en el marco del proceso de seguimiento a la
contabilidad regulatoria realizado durante el 2019.
f) Sobre los datos de las plantas de Don Pedro y Volcán: el opositor alega que
la forma particular en que se administran esas plantas produce una distorsión
en la muestra, pues no son representativas para el cálculo de los costos de
explotación, al tener ambos una sola casa de máquinas, y concomitantemente
afecta la estimación de dicha variable.
Petitoria del opositor: que se excluya los datos de las plantas de
Don Pedro y Volcán del cálculo del costo de explotación.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente.
Las plantas Don Pedro y Volcán cuentan con sus debidas concesiones para
el suministro del servicio público, así como contrato de compra y venta de
energía eléctrica con el ICE, y siendo que la metodología referida RJD-009-2010
indica, para todos sus apartados de cálculo, que se debe de utilizar
información en la medida de lo posible similar a las plantas que se pretenden
tarifar, razón por la cual, no es posible para esta intendencia excluir los
datos de dichas plantas, precisamente porque se trata de información real de
plantas a las cuales le aplica la metodología de referencia.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
g) Sobre el costo de inversión de la planta Aeroenergía: el opositor alega que
el hecho de que el turbogenerador esté totalmente depreciado no implica que su
costo original fuera equivalente a cero colones. Por el contrario, tiene un
valor original que es necesario incorporar en el cálculo tarifario.
Petitoria del opositor: que se incluya el costo de inversión de la planta
Aeroenergía en el cálculo tarifario.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo resuelto a la posición de Aeroenergía, y a su recomendación
correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
4. Oposición: Molinos del Viento de Arenal S.A., cédula de
persona jurídica número 3-101-147592, representada por Samuel Viroslav Gudes,
cédula número 1-0451-0862, en su condición de apoderado generalísimo sin límite
de suma.
Observaciones: Presentan escrito según oficio, hace uso de la
palabra en la audiencia pública (folio 52 al 58 y del 94 al 101).
Notificaciones: Al correo electrónico: info@gecoenergia.com Con respecto a los
argumentos presentados por la empresa a continuación, se explicará el sustento
sobre el cual se planteó la propuesta tarifaria contenida en el
IN-0124-IE-2019. La valoración de dicho sustento a partir de las oposiciones
planteadas carece de interés actual ya que, en acatamiento a las disposiciones
de la CGR, los datos de plantas eólicas fueron excluidos en su totalidad para
la propuesta sometida a la segunda audiencia pública.
a) Sobre las cajas multiplicadoras: el opositor alega que la caja multiplicadora
se encarga de multiplicar las revoluciones del eje del rotor, al número de
revoluciones de sincronía del eje del generador.
En caso de falla, la turbina no opera. Además, indica que la sustitución
de este repuesto no aumenta el valor ni alarga la vida útil de las turbinas,
sino que su recambio corresponde a su mantenimiento correctivo, con el fin de
mantener la disponibilidad de la planta y cumplir con el porcentaje de los
registros de medición de potencia entregada que el ICE verifica anualmente, de
acuerdo con el contrato suscrito entre las partes de compra venta de energía.
Petitoria del opositor: que se considere el gasto correspondiente de dos
cajas multiplicadoras en el cálculo del costo de explotación. Al respecto, se
le indica al opositor que teniendo en consideración la naturaleza y propósito
de las cajas multiplicadoras de las plantas eólicas, se han ajustado los costos
de operación en lo correspondiente al costo de los repuestos de las cajas
multiplicadoras mencionadas en el seguimiento a la contabilidad regulatoria de
la planta Movasa.
Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento. No obstante, es necesario
indicar que esta recomendación no incide en el cálculo tarifario propuesto en
el informe IN-0009-IE-2020, sometido a la segunda audiencia pública, en el cual
se excluyeron en su totalidad los datos de plantas eólicas en cumplimiento de
las disposiciones de la CGR.
b) Sobre los gastos administrativos de Movasa y Aeroenergía: el opositor indica
que la IE realiza un recorte a los gastos administrativos de Movasa con base en
un prorrateo con otras plantas calculado mediante un ajuste lineal con un
coeficiente de determinación del 51,16%. Ante este procedimiento, el opositor
considera que es un error estadístico, por cuanto se debió haber utilizado un
ajuste distinto, por ejemplo, un ajuste polinómico de orden 6 que resultaría en
un coeficiente de determinación de alrededor 95%. Además, alega que no toma en
cuenta los datos de gastos administrativos de la planta Aeroenergía, por lo que
solicita que se corrija el error material, que se incluyan, para que se efectúe
nuevamente el análisis. Por último, el procedimiento aplicado no está expresamente
incluido ni aprobado en la metodología.
Petitoria del opositor: que se considere la totalidad del gasto administrativo
incurrido por Movasa, así como el monto de gasto administrativo de Aeroenergía
y que se efectúe nuevamente el análisis.
Al respecto, realizado el análisis de los argumentes presentados por el opositor,
se le indica lo siguiente:
El motivo por el cual se seleccionó la regresión lineal simple como herramienta
para ajustar los gastos administrativos de la planta Movasa fue porque permite
asociar linealmente un monto de gasto administrativo de acuerdo con la potencia
de las plantas escogidas para la muestra, en este caso, plantas que entregaron
información de la contabilidad regulatoria, así como su debido seguimiento a
dicha información.
Este procedimiento técnico fue la base para la determinación de gastos
administrativos desproporcionados de la planta Movasa en relación con
actividades equivalentes, gracias a la estandarización de cuentas contables por
medio de la contabilidad regulatoria del sector de generadores privados, lo
cual, a su vez, también fue la base para la aplicación del artículo 32 de la
Ley 7593, el cual cita: “Artículo 32.-Costos sin considerar. No se aceptarán
como costos de las empresas reguladas: (…) d) Los gastos de operación
desproporcionados en relación con los gastos normales de actividades
equivalentes.”
Cabe destacar que también pueden existir otras formas matemáticas de
ajuste que hubiesen permitido ajustar en otro monto los gastos administrativos
impugnados (de Movasa), que lo que fueron ajustados en esta fijación tarifaria.
Por ejemplo, si se hubiera supuesto razonablemente que los gastos administrativos
se mantienen constantes para cualquier tamaño de planta existente, es decir,
que dichos gastos no dependen de la capacidad de la planta, entonces se hubiera
podido calcular un promedio simple de los gastos administrativos de dichas
plantas, el cual haciendo uso de los datos de esta fijación tarifaria, el
resultado hubiera sido de alrededor ¢245 millones de colones, lo cual indicaría
que el ajuste a los gastos administrativos de Movasa hubiese aún sido mayor.
Al contrario, la forma funcional indicada por el opositor (polinómica de
orden 6), si bien se indica que la misma tiene mejor ajuste entre los gastos
administrativos y las potencias de las plantas de la muestra (se alega
alrededor de 95%), su evaluación posterior para una planta 20 MW (como lo es de
Movasa) da como resultado un valor estimado de gasto administrativo
prácticamente igual al presentado, resultando en casi cero ajuste para tal
gasto administrativo, lo cual, precisamente no es el objetivo que persigue el
regulador en este apartado.
El objetivo que persigue el regulador en este apartado es el de aplicar la
metodología de conformidad con lo allí establecido, así como de conformidad con
la Ley 7593 de Aresep.
De esta manera, siendo que existen diversos métodos, formas matemáticas
o supuestos para determinar la forma de ajuste para los gastos administrativos
de la planta Movasa, cada uno con sus distintos resultados de ajuste ya sea por
debajo o por encima de lo ajustado por la IE en esta fijación tarifaria,
entonces, la forma adoptada por la IE representa una manera razonable, entre
muchas, para ajustar los gastos administrativos de Movasa, al amparo de la Ley
7593 artículo 32, con el fin de armonizar los intereses de los consumidores,
usuarios y prestadores del servicio público, de conformidad con el artículo 4
de la Ley 7593 de Aresep.
Siguiendo con el análisis de la regresión lineal simple, el bajo coeficiente
de determinación alegado por el opositor (de alrededor 51,16%) obedece
precisamente a que los gastos administrativos de Movasa son desproporcionados y
atípicos con respecto a la muestra seleccionada, toda vez que dicho punto se
encuentra muy por encima de la recta de la regresión lineal aplicada a los
datos de la muestra seleccionada.
Este hecho se corrobora al determinar el nuevo coeficiente de determinación
de otra regresión lineal simple utilizando una vez más la muestra seleccionada
con sus datos de gastos administrativos y capacidades instaladas, pero si y
solo si, se sustituye el valor de gastos administrativos de Movasa por el valor
que resulta de la evaluación de la regresión anterior, resultando en un
coeficiente de determinación mayor al 88%, como puede verse en el siguiente
gráfico:
Es decir, los datos de gastos administrativos y capacidades instaladas de
la muestra seleccionada, pero con el dato de gasto administrativo ajustado para
Movasa mediante el uso de la regresión lineal simple, presentan un coeficiente
de determinación mayor al 88%, siempre con el supuesto de la forma funcional
lineal.
Esto demuestra que al ajustar el valor de los gastos administrativos de Movasa
según lo que indica el uso de la regresión lineal simple y sus supuestos, se
logra ajustar los gastos administrativos de Movasa a un nivel más razonable de
acuerdo con los datos del sector.
Se aclara que, de los gastos administrativos correspondientes a Eco Operaciones,
fue incluida como parte de este ajuste con el fin de darle el mismo tratamiento
a ambas cuentas de administrativos presentados por Movasa dentro de su
contabilidad regulatoria.
En cuanto a la solicitud del opositor acerca de la consideración de los gastos
administrativos de Aeroenergía y que se realice el análisis nuevamente, se le
indica que, los mismos han sido incorporados como parte de este ejercicio de
ajuste, se ha corrido una nueva regresión lineal simple utilizando los mismos
supuestos de la regresión original y en consideración del dato adicional de
gastos administrativos de Aeroenergía, y se han ajustado de forma similar a
Movasa, utilizando el valor que arroja la nueva regresión lineal simple para
una capacidad instalada de 6,75MW (Aeroenergía), toda vez que se ha detectado
que estos gastos administrativos de Aeroenergía también se han determinado como
gastos desproporcionados, como puede verse en los siguientes gráficos:
Por último, se le indica que si bien este procedimiento de ajuste mediante
regresión lineal simple de gastos administrativos no se encuentra explícito en
la metodología tarifaria RJD-009-2010, la misma sí indica que el costo de
explotación de las plantas existentes “(…) representa los costos necesarios
para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país”, y
se reitera que según la Ley 7593 en el artículo 32 y el Reglamento a la Ley
7593 en el artículo 16, se estableció que no se aceptarán gastos desproporcionados
en relación con los gastos normales de actividades equivalentes de la actividad
regulada.
En virtud de lo anterior, hecha la valoración técnica, se confirma que, mediante
la formulación y uso de la regresión lineal simple en actividades equivalentes
del servicio público a partir de los datos de contabilidad regulatoria del
sector, los gastos administrativos, tanto de Movasa como de Aeroenergía son
desproporcionados, razón por la cual se justica la realización del ajuste
aplicado, en la forma y sustento legal en que se explicó en párrafos
anteriores.
Por lo tanto, no se recomienda acoger estos argumentos. No obstante, se
indica que esta decisión no incide en el cálculo tarifario propuesto en el
informe IN-0009-IE-2020, sometido a la segunda audiencia pública, en el cual se
excluyeron en su totalidad los datos de plantas eólicas en cumplimiento de las
disposiciones de la CGR.
5. Oposición: Aeroenergía S.A., cédula de persona jurídica
3-101-155347, representada por Samuel Viroslav Gudes, cédula número
1-0451-0862, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presentan escrito según oficio, no hace uso de la palabra
en la audiencia pública (folio 59 al 63 y del 102 al 108).
Notificaciones: Al correo electrónico: info@gecoenergia.com Con respecto a los
argumentos presentados por la empresa a continuación se explicará el sustento
sobre el cual se planteó la propuesta tarifaria contenida en el
IN-0124-IE-2019. La valoración de dicho sustento a partir de las oposiciones
planteadas carece de interés actual ya que, en acatamiento a las disposiciones
de la CGR, los datos de plantas eólicas fueron excluidos en su totalidad para
la propuesta sometida a la segunda audiencia pública.
a) Sobre el costo histórico de los turbogeneradores: el opositor alega que,
si bien en su contabilidad regulatoria no consta el costo original de los turbogeneradores
de la planta Aeroenergía en la cuenta de Activos porque a la hora de su
confección solamente se trasladó de los estados financieros los montos
correspondientes a la revaluación y su depreciación acumulada, mas no el costo
histórico, dicho monto de costo histórico sí aparece en los estados financieros
auditados de dicha planta que fueron entregados a la Aresep.
Petitoria del opositor: que sí existe un valor original de los turbogeneradores
para ser tomado en cuenta en el cálculo tarifario. Al respecto, se le indica al
opositor que se han analizado sus comentarios y se le indica que el costo
original de los turbogeneradores de Aeroenergía serán tomados en cuenta para el
cálculo del costo de inversión a través de los estados financieros auditados.
Sin embargo, es necesario que Aeroenergía presente la solicitud de corrección
o rectificativa necesaria con el fin de reflejar el costo original de dichos
turbogeneradores en su contabilidad regulatoria.
Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento, así como instruir
a Aeroenergía para que presente ante Aresep la solicitud de corrección requerida
para se refleje de manera consistente el costo original de los turbogeneradores
de Aeroenergía en su contabilidad regulatoria. No obstante, esto no incide en
el cálculo tarifario propuesto en el informe IN-0009-IE-2020, sometido a la
segunda audiencia pública, en el cual se excluyeron en su totalidad los datos
de plantas eólicas en cumplimiento de las disposiciones de la CGR.
6. Oposición: Hidroeléctrica Platanar S.A, cédula de persona
jurídica número 3-101-104185, representada por Omar Miranda Murillo, cédula número
5-0165-0019, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presentan escrito según oficio HPSA-GG-042-2019, no
hace uso de la palabra en la audiencia pública (visible a folio 110).
Notificaciones: Al correo electrónico omiranda@coopelesca.co.cr; asistentesgerenciageneral@coopelesca.co.cr,
fax 2461-1550.
Debido a que los argumentos de la planta Platanar están íntimamente relacionados
entre sí, se procede a atenderlos y contestarlos en conjunto, en los párrafos
siguientes:
a) Sobre el costo de explotación de Platanar: el opositor alega que la IE debe
asignar el costo de explotación de Platanar en la presente fijación tarifaria
con un valor igual al que se le consignó en la fijación tarifaria del 2018
(ET-060-2019), el cual, luego de la indexación, resultaría en un valor
propuesto por el opositor de US$146,73 por kW. Todo esto ya que no es válido
omitir el dato de costo de explotación de Platanar en la presente fijación
tarifaria porque supuestamente no se presentó la información de contabilidad
regulatoria.
Petitoria del opositor: que se actualice e incorpore el costo de explotación
de Platanar a partir del dato de la fijación tarifaria del año pasado
(ET-060-2018), el cual corresponde a un valor de 82.177,00 colones por kW y
aplicar los mismos criterios de indexación que utiliza la Aresep, para un valor
final de 83.911,42 colones por kW.
b) Sobre la contabilidad regulatoria de Platanar: el opositor alega que, habiendo
entregado la información de contabilidad regulatoria de la planta Platanar, la
IE no incluyó dicha información como parte del cálculo del costo de explotación
de la presente fijación tarifaria.
Petitoria del opositor: que se actualice los valores de la
metodología según la información de contabilidad regulatoria entregada a
Aresep. Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente:
La metodología RJD-009-2010 estableció con respecto a los costos de explotación
lo siguiente: “El cálculo de este valor se hará mediante la determinación de
una muestra de los costos de explotación (operación y mantenimiento) de plantas
eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende
tarifar. Para esto se recopilarán datos nacionales e internacionales de
distintas fuentes; dentro ellas se encuentran documentos de trabajo, informes
técnicos, estudios tarifarios y planes de expansión de generación, entre otras;
siempre que se trate de fuentes confiables.”
Adicionalmente, la metodología también estableció que la información a
utilizar para este cálculo debe ajustarse “(…) en la medida de lo posible, a la
realidad de las plantas que se trata de tarifar.”
De ambos párrafos anteriores, se desprende que la metodología admite
distintas fuentes de información para determinar la muestra de costos de
explotación para la fijación de la tarifa de plantas existentes, y que aquella
información que se llegue a utilizar debe ser lo más cercano a la realidad de
las plantas que prestan el servicio público de generación de energía eléctrica.
Pero también, la metodología referida en este apartado estableció que “La
información disponible será ajustada, en la medida de lo posible, para hacerla
comparable, en temas tales como los impuestos, salarios, tipo de cambio, valor
del dinero en el tiempo, etc.”
Del párrafo anterior se desprende que es necesario utilizar información para
el cálculo de costo de explotación que cumpla con varios requisitos, incluyendo
que sean comparables entre ellas.
Así las cosas, la IE decidió utilizar solamente los datos provenientes de
las contabilidades regulatorias de las plantas existentes para el cálculo del
costo de explotación, así como del costo de inversión, ya que estas presentan
un plan de cuentas estandarizado para toda la industria de plantas existentes,
lo que permite realizar toda clase de comparaciones entre ellas, así como otras
ventajas derivadas de la utilización de datos de contabilidad regulatoria, de
conformidad con la resolución RIE-132-2017.
Por lo tanto, no es recomendable considerar el costo de explotación de
la planta Platanar en la presente fijación tarifaria a partir de los costos
auditados del año antepasado, ya que el dato no proviene de la contabilidad
regulatoria.
Asimismo, se explican las siguientes razones adicionales: Como es
sabido, la resolución RIE-132-2017 dispuso la implementación de la contabilidad
regulatoria para los generadores amparados en el Capítulo I de la Ley 7200 así
como para a otros similares que el marco legal autorice, en donde entre sus
beneficios se destaca el siguiente: “Contar con información financiera-contable
de los generadores privados y similares autorizados por Ley de forma estandarizada
y suficiente con respecto a la prestación del servicio público, que sirva de
insumo para labores regulatorias y de fiscalización que realice la Intendencia
de Energía y la Aresep en general.”
Como complemento a lo anterior, en la línea de información relativa al suministro
del servicio público, la misma resolución RIE-132-2017 dispuso que toda
información debe estar objeto de revisión por parte de la Aresep para verificar
su veracidad, exactitud respecto a los registros contables y la respectiva
asignación por actividades, ya que aunque que los rubros listados en el plan y
manual de cuentas regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su reconocimiento
a nivel tarifario, ya que debe contemplarse lo que define la metodología
vigente así como lo establecido en el artículo 32 de la Ley 7593.
En este caso, luego de la entrega efectiva a esta intendencia de la contabilidad
regulatoria de la planta Platanar, la IE realizó un proceso de seguimiento de
la información, mediante oficio OF-0458-IE-2019 del 5 de abril de 2019, en
donde se le indicó a Platanar una serie de requerimientos de desagregación y
justificación de las cuentas incluidas dentro de su contabilidad regulatoria, ya
que según la misma resolución RIE-132-2017 aunque “(…) los rubros listados en
el plan y manual de cuentas regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica
su reconocimiento a nivel tarifario (…)”.
Ante este oficio, la planta Platanar respondió con su nota
HPSA-GG-020-2019 del 26 de abril de 2019, que todos los costos son necesarios para
operar y mantener el servicio público de generación de la energía eléctrica,
sin detallar explícitamente lo que se le solicitó en dicho oficio, sobre todo
en la desagregación y justificación requeridas.
Ante esta situación, la IE le vuelve a solicitar a Platanar lo
solicitado en el oficio OF-0458-IE-2019, mediante oficios OF-0581-IE-2019 del
13 de mayo de 2019 y OF-1046-IE-2019 del 29 de agosto de 2019, en donde Platanar
responde, mediante nota HPSA-GG-034-2019 del 4 de septiembre de 2019, una vez
más que todos los costos incluidos en su contabilidad regulatoria son
necesarios para operar y mantener el servicio de generación de la energía
eléctrica, pero sin detallar explícitamente lo que se le solicitó en dichos
oficios, sobre todo en la desagregación y justificación requeridas.
Es importante indicar que este proceso de seguimiento fue aplicado a todas
las contabilidades regulatorias de todas las plantas existentes y de forma
igualitaria.
Lo anterior es una clara demostración de la imposibilidad de la IE en verificar
la información entregada y contenida en la contabilidad regulatoria de la
planta Platanar, tal y como fue dispuesto en la resolución RIE-132-2017 y
mediante su mencionado proceso de seguimiento a la misma, razón por la cual
dicha información no fue incluida como parte del cálculo del costo de
explotación, dando como resultado un total de 14 Contabilidades Regulatorias
consideradas para el cálculo del costo de explotación, de un total de 18
plantas del sector de existentes.
De lo anterior, es claro que, para cumplir con la metodología referida, sobre
todo en lo transcrito en párrafos anteriores, el criterio adoptado en esta
fijación tarifaria por parte de la IE fue el de determinar la muestra para el
cálculo del costo de explotación a partir de, y únicamente de, los saldos
contables verificados de las contabilidades regulatorias de cada una de las
plantas del sector, para garantizar su consistencia a lo largo de este y los
demás apartados de la fijación tarifaria para plantas existentes.
Bajo esta óptica, no es recomendable consignarle en esta fijación tarifaria
a la planta Platanar un dato de costo de explotación del año 2017 a partir de
estados financieros auditados con su debida indexación a la fecha de interés de
agosto de 2019 (como lo solicita el opositor), cuando pudo haber existido otra
información más reciente, desagregada, justificada, verificada, exacta y propia
de la prestación del servicio público de los costos de explotación de Platanar
a partir de su contabilidad regulatoria del 2018, lo cual como fue demostrado
fue imposible de obtener por parte de la plata Platanar.
Por lo tanto, se recomienda no acoger ninguno de los dos argumentos.
7. Oposición: Empresa Eléctrica Matamoros S.A., cédula de persona
jurídica número 3-101-005977, representada por Rubén Zamora Castro, cédula
número 1-1054-0273, en su condición de apoderado especial administrativo.
Observaciones: Presentan escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia
pública (visible a folios del 112 al 132).
Notificaciones: Al correo electrónico ruben@zamoracr.com
a) Sobre las exclusiones de costo de la planta Matamoros: el opositor alega
que la Aresep ha excluido una serie de costos necesarios para la prestación del
servicio público, por lo que adjunta justificaciones de dichas erogaciones.
También argumenta paralelamente a esta fijación tarifaria la necesidad de
brindar una solución tarifaria a la situación que han venido planteando hace ya
varios años.
Petitoria del opositor: que se reconozcan tarifariamente los costos de
explotación que se han excluido por parte de la IE de la información remitida
por EEMM S.A.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente:
Durante el proceso de seguimiento a la contabilidad regulatoria de la planta
Matamoros, mediante oficio OF-0919-IE-2019, la IE le solicitó desagregar y
justificar una serie de cuentas contables, ante lo cual, la planta Matamoros
respondió, mediante nota EEMSA-C-2019-051 (folios 346-348, 366-369, 739-740,
757-760) que no era de recibo que habiendo EEMSA cumplido con la entrega de
información de contabilidad regulatoria, se pretenda ahora realizar un nuevo requerimiento
que no está sustentado en la resolución RIE-132-2017.
Ante esta situación, la IE le respondió, mediante oficio
OF-1063-IE-2019, que lo solicitado por el oficio OF-0919-IE-2019 no pretende modificar
lo dispuesto por la resolución RIE-132-2017, sino que, al contrario, pretende
hacerla cumplir en todos sus extremos, particularmente lo relacionado con la
veracidad y exactitud de lo reportado mediante la contabilidad regulatoria con
los procesos de seguimiento, entre otros.
Ante este último oficio, no se tuvo respuesta de la planta Matamoros, sino
hasta en esta etapa de audiencia pública. De esta manera, al no contar con la
desagregación y justificación de los costos solicitados, se procedió a su
exclusión, de conformidad con los criterios esbozados en la posición de Caño
Grande / Hidrovenecia / El Embalse en este documento.
Sin embargo, debido a la nueva información y las justificaciones que la
planta Matamoros ha entregado en esta etapa de audiencia pública, se le indica
que se han ajustado los costos de explotación en los términos solicitados de
servicios contratados, beneficio de empleados, gastos de representación, gastos
de junta directiva y gastos diversos (caja chica).
Por lo tanto, se recomienda acoger estos argumentos.
Por otro lado, en cuanto a la solicitud de brindar una nueva solución tarifaria
para la situación que han venido planteando hace varios años, se le indica que
se le ha comunicado al CDR mediante oficios 2025-IE-2017 y OF-1529-IE-2018.
8. Oposición: Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., cédula
jurídica 3- 102-124093, representada por el señor Ronald Álvarez Campos, cédula
número 02-0530-0396, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de
suma.
Observaciones: Presenta escrito (folios 133 al 164), y hace uso de
la palabra en la audiencia pública.
Notificaciones: Al fax 2262-1203, alternativo al correo
electrónico: info@chdj.co.cr
a) Sobre la exclusión arbitraria de subcuentas: el opositor alega que la Aresep
ha excluido una serie de subcuentas de varias plantas existentes sin que exista
evidencia de haber solicitado a los prestadores del servicio una aclaración
sobre el detalle de los gastos incluidos en dichas subcuentas, procedimiento
que corresponde en caso de duda a efecto de garantizar el debido proceso y el
derecho de defensa de dichos costos.
Petitoria del opositor: que no hay criterio legal o técnico para la exclusión
de los costos de explotación excluidos, por lo que solicita el reconocimiento
de dichos costos como parte de la tarifa.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo resuelto en la oposición del Sr. Mario Alvarado Mora y
Acope en este apartado del documento, y a su respectiva recomendación.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
b) Sobre la celda D707 y D378 en pestaña CRs: el opositor alega que existe
un error en la fórmula planteada en la celda D707, en donde la suma debe de
considerar las celdas D708 a D713, mientras que existe un error de digitación
en la celda D378 de la subcuenta de cargas sociales.
Petitoria del opositor: que se realice los ajustes correspondientes.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que se han hecho los ajustes correspondientes en las celdas
indicadas.
Por lo tanto, se recomienda acoger estos argumentos.
c) Sobre las cajas multiplicadoras de Movasa, celda D767: el opositor alega
que existe una eliminación sobre un servicio contratado para el mantenimiento
del turbogenerador por un monto cercano a 104 millones de colones.
Petitoria del opositor: que dicho gasto sea considerado.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo resuelto en la oposición de Movasa, así como en su
recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
d) Sobre la eliminación de costos por extrapolación celda D708, D422: el opositor
alega que se evidencia la eliminación de alrededor de 721 millones de colones,
para lo cual Aresep aplica un criterio de extrapolación que no figura en la
metodología vigente. Dicho criterio considera que los gastos de las unidades
administrativas deben ser linealmente proporcionales a la capacidad instalada
de la central, lo
cual no resulta de
recibo dado que las estructuras administrativas de las empresas no son
homogéneas. Ante esto, el opositor alega que la empresa Movasa entregó a la
Aresep la aclaración de los montos consignados en dicha partida, solicitando su
aceptación dentro de los costos de explotación.
De forma similar, se evidencia la eliminación de alrededor 149 millones correspondientes
a los gastos de dietas de Junta Directiva de la planta Matamoros, lo cual no
resulta de recibo ya que las estructuras administrativas no son homogéneas.
Petitoria del opositor: que dichos costos sean considerados, ya que la
forma en que fueron excluidos no ha sido sujeto a audiencia pública ni de
conocimiento de la Junta Directiva.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo resuelto en las oposiciones de Movasa y de Matamoros en
este documento, así como en sus recomendaciones correspondientes.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
e) Sobre la exclusión de gastos de depreciación y gastos financieros: el opositor
alega que se deben de considerar como parte de los costos de explotación, los
gastos de depreciación y financieros de las plantas existentes.
Petitoria del opositor: que se incluyan los datos financieros y de depreciaciones
como parte de esta fijación tarifaria.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que, de conformidad a la metodología vigente, no es posible
considerar dichos gastos en la presente fijación tarifaria.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
f) Sobre el costo de inversión de Aeroenergía: el opositor alega que el costo
de inversión de Aeroenergía, como parte del cálculo del costo de inversión,
resulta imposible en cuanto a su monto. Además, indica que la empresa
Aeroenergía aportó una aclaración indicando que, si bien en su contabilidad
regulatoria se mostró el neto de la información, es decir en cero, lo correcto
era consignar un monto de costo original de alrededor 2.153 millones de
colones, así como un monto de depreciación de alrededor 2.153 millones de
colones.
Petitoria del opositor: que se revise y corrija la contabilidad regulatoria
de Aeroenergía, o bien, que se excluya de la base de datos a la planta de
Aeroenergía para el cálculo del costo de inversión.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le remite a lo resuelto en la oposición de Aeroenergía, así como en su
recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite el opositor a lo recomendado en ese punto.
g) Sobre la indexación de valores en colones y la inconsistencia metodológica
en la indexación de los valores: el opositor alega que, la IE indujo a error al
indicar que la metodología establece que la indexación de los costos de
inversión se podrá actualizar de acuerdo con el índice representativo de
precios al productor de Estados Unidos, cuando en la metodología vigente indica
que se debe realizar vía un índice representativo. Además, siendo que los datos
de costos de inversión originales de las plantas existentes a partir de las contabilidades
regulatorias se encuentran en colones, lo correcto para calcular el costo de
inversión a la fecha de interés de agosto 2019 era utilizar el índice de
Precios a la Manufactura, la igual que se realizó con los costos de explotación
con su cálculo de indexación.
Petitoria del opositor: que se indexe los costos de inversión con
base en el Índice de Precios de Manufactura del Banco Central de Costa Rica.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente.
Se ha aclarado la redacción del párrafo del informe acerca de la forma de
indexar los costos de inversión.
Por último, con respecto a la indexación con el Índice de Precios a la Manufactura,
se le remite al opositor a lo indicado en la oposición de ACOPE y Mario
Alvarado, así como en su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se recomienda ajustar la redacción del párrafo referido a la
forma de indexar los costos de inversión, así como también, se recomienda
remitir al opositor a la resuelto en la posición del Sr. Mario Alvarado Mora y
Acope, y a su respectiva recomendación.
h) Sobre el factor de planta de Doña Julia: el opositor alega que para la capacidad
instalada de la planta de Doña Julia de 2016 y 2017, la Aresep utiliza un
potencia de 16.470 kW, mientras que para el 2018 consigna una potencia de
18.000 kW (valor correcto). Señala además que desde el 2013 la capacidad
instalada de dicha planta es de 18.000 kW.
Petitoria del opositor: que se ajuste capacidad instalada de la
Planta Doña Julia para los años 2016 y 2017 a 18.000 kW.
Se le indica al opositor que la metodología vigente establece que para el
cálculo del factor de planta se requiere la capacidad instalada de la planta en
kW. A partir de la oposición presentada por su representada, se solicitó
información adicional a la empresa y al CENCE, dado que la fuente de
información utilizada fueron los informes mensuales publicados por el CENCE.
De acuerdo con la información suministrada (folio 960) tanto por la empresa
como por el CENCE, a partir de las fotografías de las placas, se tiene que la
planta posee dos unidades con una capacidad aparente de 9.150 kVA cada una. La
capacidad instalada corresponde a la capacidad aparente multiplicado por el
factor de potencia (0,9); lo cual representa una capacidad instalada por unidad
de 8.235 kW, para un total de la planta de 16.470 kW.
Según lo expresado por el CENCE la capacidad de 18.000 kW fue un dato
proporcionado por la empresa el cual era inconsistente con las fotografías de
las placas, por lo cual se corrigió en informes posteriores. Por lo tanto, la
capacidad instalada de la planta para los tres años considerados dentro del
análisis tarifario es 16.470 kW.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
i) Sobre el factor de antigüedad y la rentabilidad: el opositor alega que los
cálculos del factor de antigüedad y la rentabilidad tienen valores coincidentes
con los calculados por la IE.
Petitoria del opositor: que se ajuste dichos parámetros coincidentes.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios,
pero, debido a que los valores son coincidentes, no hay que realizar ningún
ajuste adicional.
Por lo tanto, se recomienda mantener los valores coincidentes calculados
por la IE en cuanto al factor de antigüedad, así como la rentabilidad.
j) Sobre el cálculo de tarifa de referencia y petitorias: el opositor
solicita a la Aresep realizar el cálculo de la tarifa de referencia con valor actualizado
a la fecha de análisis correspondiente para la estimación de parámetros de
costo anual de explotación, costo de inversión, factor de planta, factor de
antigüedad y rentabilidad.
Además, solicita que la Aresep se pronuncie con respecto a cada uno de
los argumentos específicos detallados en la oposición realizada. También una vez
considerados lo aspectos planteados en la oposición, se ajuste la tarifa
referencia (TR) con un valor actualizado a la fecha de análisis
correspondiente.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que en los puntos anteriores se han atendido individualmente sus
argumentos, y se ha ajustado la tarifa de referencia en aquellos puntos en que
fueron acogidos sus argumentos presentados por su representada, en
consideración de que la fecha de análisis es coincidente con la de Aresep
(agosto de 2019), así como en consideración de las demás posiciones de los
demás participantes legitimados en esta fijación tarifaria. No obstante, es
importante señalar que el análisis tarifario desarrollado en el presente
informe, con base en la propuesta sometida a la segunda audiencia pública, consideró
las variables a febrero de 2020, ya que corresponden a los últimos datos
disponibles al día de la audiencia pública (12 de marzo de 2020).
Por lo tanto, se remite al opositor a los puntos anteriores en donde se atiende
cada argumento individualmente, así como a su correspondiente recomendación.
9. Oposición: Hidrovenecia S.A., cédula jurídica número
3-101-153836, representada por el señor Rafael Ángel Rojas Rodríguez, cédula
número 09-0009-0547, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito, y hace uso de la palabra en la audiencia
pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente
autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, el apartado postal 368-440
Ciudad Quesada y el correo electrónico: hidros@ice.co.cr
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto, en los párrafos siguientes.
10.Oposición: El Embalse S.A., cédula jurídica número
3-101-147487, representada por el señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula
número 02-0279-0612, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito y hace uso de la palabra en la
audiencia pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, correo electrónico: hidros@ice.co.cr, apartado postal 400-4400
Ciudad Quesada.
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto, en los párrafos siguientes.
11.Oposición: Hidroeléctrica Caño Grande S.A., cédula jurídica
número 3-101-117981, representada por la señora Yolanda Sancho Quesada, cédula
número 02-0325-0296, en su condición de apoderada generalísima sin límite de
suma.
Observaciones: Presenta escrito y hace uso de la palabra en la
audiencia pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, correo electrónico
hidros@ice.go.cr , apartado postal 400-4400 Ciudad Quesada.
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto, en los párrafos siguientes:
a) Sobre la falta de acceso a las fuentes de información: el opositor alega
que luego de una búsqueda en el expediente tarifario ET-095-2019, no se pudo
encontrar los datos fuente de donde la Aresep extrajo datos para plantear la
nueva tarifa, por lo que es criterio del opositor que esta situación restringe
de manera significativa el derecho de participación y acceso a la información
de los interesados.
Petitoria del opositor: en vista de que en el expediente ET-095-2019 no
consta toda la información necesaria para que los regulados puedan ejercer
plenamente su derecho a participar informados en la audiencia pública
convocada, que se suspenda el acto de la fijación tarifaria, que se complete el
expediente ET-095-2019 con toda la información que se ha omitido y que se
convoque a una nueva audiencia pública, de tal forma que los interesados podamos
tener una participación informada y efectiva.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente.
El informe IN-0124-IE-2019 estableció que en esta fijación tarifaria se incorpora
“(…) la información aportada por los generadores privados de plantas
existentes, de conformidad con lo establecido en la resolución RIE-132-2017
sobre Contabilidad Regulatoria, cuya documentación de respaldo está dispuesta
para consulta pública en el expediente OT-238-2017”.
Del párrafo anterior se desprende que las contabilidades regulatorias de
los generadores privados fueron asignadas al expediente público OT-238-2017,
así como sus procesos de seguimiento de cada una de las empresas bajo las
cuales les aplica la resolución RIE-132-2017. Este proceso sucedió con la
información de la planta del opositor, así como también sucedió con todas las
demás plantas aplicables según el alcance de lo resuelto en la resolución
RIE-132-2017, lo cual, para esta fijación tarifaria, consisten en las planta
existentes.
Así las cosas, para la presente fijación tarifaria, para mayor facilidad
de cualquier usuario, toda aquella información derivada de las contabilidades
regulatorias que fue utilizada en esta fijación tarifaria se encuentra transcrita
en el archivo de Excel que acompaña este informe técnico.
El mencionado expediente OT-238-2017 ha estado al alcance de cualquier
usuario, del ICE o de cualquier prestador del servicio público de la generación
de energía eléctrica al amparo de la Ley 7200, ya sea de forma presencial en
las oficinas de Aresep, o por medio de consultas por medio de internet, desde
antes de la emisión del informe IN-0124-IE-2019.
Hoy en día, esta intendencia no ha recibido alguna queja acerca de la imposibilidad
de acceso o consulta a dicho expediente, así como tampoco se recibió alguna
queja acerca de las transcripciones de las contabilidades regulatorias de las
plantas utilizadas en esta fijación tarifaria, demostrando que los datos
utilizados en esta fijación tarifaria son copia fiel y fidedigna de los
aportado por los generadores privados con sus contabilidades regulatorias.
El hecho de que ninguna confidencialidad sobre las contabilidades regulatorias
fue acogida por la IE, las cuales también constan en el expediente OT-238-2017,
refuerza la disponibilidad y el acceso de estas informaciones.
Así las cosas, considera esta intendencia que ningún participante legítimo
de esta fijación tarifaria tuvo acceso limitado a las fuentes de información
que se utilizó en esta fijación tarifaria, ya que el expediente siempre estuvo
a disponibilidad del usuario, ni tampoco le limitó la participación efectiva de
los interesados.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
b) Sobre la exclusión injustificada de costos de explotación: el opositor alega,
del análisis de la documentación técnica aportada por Aresep en esta propuesta
de fijación tarifaria, que no consta los criterios utilizados para excluir esos
costos de explotación.
Petitoria del opositor: en caso de que la Aresep decida continuar con
el proceso actual de fijación tarifaria, se incorpore un informe en el expediente,
en donde se explique para cada empresa las razones puntuales de la exclusión de
los diferentes rubros de la variable de costos de explotación. En caso de que
no dispongan de tales explicaciones, o que dichas explicaciones no sean
técnicamente rigorosas y consistentes, que se reconozcan todos los gastos en la
contabilidad regulatoria de los generadores privados existentes para los costos
de explotación.
Al respecto, se le indica que los criterios para excluir costos de explotación
fueron los siguientes:
• Lo establecido en la metodología RJD-009-2010 en cuanto a los
costos de explotación: “El costo de explotación representa los costos
necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para
nuestro país. No incluye gastos de depreciación y gastos financieros (…).”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 14:
Son obligaciones de los prestadores: 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. (…)”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 24:
“A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán
informes, reportes, datos, copias de archivos 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.”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 32:
“No se aceptarán como 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.
• Lo establecido en el Reglamento a la Ley 7593 en el artículo 16:
“Artículo 16.-Costos incurridos para prestar el servicio. Para la fijación de
precios, tarifas y tasas, sólo se tomarán en cuenta ingresos y costos
necesarios para prestar el servicio, de conformidad con lo dispuesto en los artículos
20, 31, 32 y 71 de la Ley, los reglamentos aplicables y las normas técnicas establecidas
por la ARESEP.”
• La información presentada mediante contabilidad regulatoria de cada
una de las plantas existentes de conformidad con la resolución RIE-132-2017,
en donde cabe destacar que dicha información debe reflejar información
suficiente relacionada con la prestación del servicio público.
• Los procesos de seguimiento a las informaciones presentadas
por medio de las contabilidades regulatorias con el fin de verificar su
veracidad y exactitud respecto a los registros contables y la respectiva
asignación por actividades, en donde se preguntó al administrado que demostrara
que dichos costos/inversiones son los necesarios para operar y mantener el
servicio público de la generación eléctrica de su representada mediante
desagregación y justificación de cuentas contables, ya que, según la misma
resolución RIE-132-2017, aunque los rubros listados en el plan y manual de
cuentas regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su reconocimiento
a nivel tarifario.
Seguidamente, el opositor hace referencia a casos puntuales adjuntando
cuadros con datos, en donde requiere mayor explicación de dichas exclusiones.
El caso de la exclusión de los gastos legales, honorarios, asesoría legal,
suscripciones y la categoría de otros: el opositor alega que dichos gastos la
Aresep no justificó la exclusión.
Se le indica al opositor que, a pesar de que la intendencia solicitó la justificación
y el desglose de las cuentas a las empresas como consta en el expediente
OT-238-2017, algunas empresas no remitieron las justificaciones solicitadas,
que demostraran que dichos rubros y montos fueran necesarios para la prestación
del servicio público.
El caso de Movasa
• Cuenta 5.2.1.01.03 Servicios contratados: se remite al opositor a
lo atendido en la posición de Movasa en este documento. Por lo tanto, se remite
al opositor a lo resuelto en la posición de Movasa.
• Cuenta 5.2.1.01.06 Otros: no se justificó que los gastos de subscripción
de Acope y atención empleados fueron necesarios para la prestación del servicio
público (folios 1035-1056 1048 OT-238-2017).
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
• Cuenta 5.2.2.03.03 Servicios contratados: se remite al opositor a
lo atendido en la posición de Movasa con respecto a las cajas multiplicadoras.
Además, se aclara que dicho monto asciende a alrededor de 104 millones de
colones y no a 208 millones, como lo indica el opositor.
Por lo tanto, se le remite al opositor a lo resuelto en la posición de Movasa.
El caso de Dietas de Junta Directiva, Asambleas e Impuesto a las Sociedades:
• Se remite al opositor a lo atendido en la posición de Matamoros en cuanto
al ajuste de las dietas de Junta Directiva. Además, se le indica que se ha
ajustado en su totalidad las dietas de El Embalse.
• Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento. El caso de
Honorarios, Asesoría Legal, Subscripciones y Otros:
• El caso de Río Segundo:
o Cuenta
5.3.1.01.06 Otros - Honorarios Profesionales: se le indica que según nota de
Toro Energía del 16 de agosto de 2019 (folios 591-592, 638, 702 del
OT-238-2017) que responde al oficio OF-0891-IE-2019, no consta la justificación
del gasto correspondiente a honorarios profesionales.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
• El caso de Poás I y II:
o Cuenta 5.3.1.01.06 Otros - Honorarios Profesionales: se le indica
que según nota de la empresa del 16 de agosto de 2019 (folios 589-590, 700-701
del OT-238-2017) que responde al oficio OF-0923-IE-2019, no consta la justificación
del gasto correspondiente a honorarios profesionales.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
• El caso de Río Lajas:
o Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición atendida para
la planta Río Lajas.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
• El caso de PESA:
o Se le remite al
opositor a lo resuelto en la posición atendida para la planta PESA.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
El caso de Otros recortes no justificados de Costo de explotación:
• El caso de Río Segundo:
o Cuenta 5.3.1.01.06 Otros - Honorarios Profesionales: se le indica
que según nota de Toro Energía del 16 de agosto de 2019 (folios 591-592, 638,
702 del OT-238-2017) que responde al oficio OF-0891-IE-2019, no consta la justificación
del gasto correspondiente a honorarios profesionales.
lo tanto, se recomienda no acoger
este argumento.
• El caso de Matamoros:
o Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por
la planta Matamoros.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
• El caso de Río Lajas:
o Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por
la planta Río Lajas.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
• El caso de Movasa:
o Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por
la planta Movasa.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
• El caso de PESA:
o Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por
la planta PESA.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
c) Sobre los costos de inversión de Aeroenergía: el opositor alega que se excluye
el costo de la maquinaria y equipo de producción para la planta eólica
Aeroenergía S.A.
Petitoria del opositor: que la Aresep incorpore el costo de la maquinaria
y equipo de producción de la planta eólica Aeroenergía S.A. en el monto de
inversión de esa planta.
Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por la planta
Aeroenergía.
Por lo tanto, se recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
d) Sobre la actualización del monto de inversión: el opositor alega que Aresep
utiliza un procedimiento inconsistente para indexar los valores de la variable
de inversión.
Petitoria del opositor: que se indexen los valores utilizando el
Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica.
Se le remite al opositor a lo resuelto en la posición realizada por
Acope y el Sr. Mario Alvarado.
Por lo tanto, se
recomienda acoger lo resuelto en dicha posición.
e) Sobre la depreciación y el trato desigual: el opositor alega que con la metodología
vigente se está dando un trato desigual a las plantas privadas que operan al
amparo del Capítulo I de la Ley 7200, si se compara con los demás prestadores
del servicio eléctrico en Costa Rica.
Petitoria del opositor: que la IE se pronuncie acerca del trato
desigual que genera la “metodología de fijación de tarifas para generadores privados
(Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con
el ICE”, en relación con los demás prestadores del servicio público de
electricidad en Costa Rica, por el hecho de omitir la depreciación y
revaluación a la hora de fijar las tarifas.
Ante este argumento, si bien la metodología vigente no considera las depreciaciones
o revaluaciones de los activos de las plantas existentes, cuyos datos se
encuentran consignados en las contabilidades regulatorias entregadas por esta
planta, se le indica que siendo el Centro del Desarrollo de la Regulación (CDR)
el encargado de formular, desarrollar y actualizar los instrumentos
regulatorios (metodologías y reglamentos técnicos) sus argumentos fueron enviados
al CDR mediante memorando OF-1450-IE-2019.
12.Oposición: Plantas Eólicas S.R.L., cédula jurídica 3-102-140259,
representada por el señor Allan Broide Wohlstein, portador de la cédula de
identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado Generalísimo sin
límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito (visible a folio 111), no hace uso
de la palabra en la audiencia pública.
Notificaciones: Al correo electrónico abroide@dencmi.com y notificaciones@dencmi.com,
con copia al fax 2228-9930 rotuladas a nombre de Allan Broide.
Con respecto a los argumentos presentados por la empresa a continuación
se explicará el sustento sobre el cual se planteó la propuesta tarifaria
contenida en el IN-0124-IE-2019. La valoración de dicho sustento a partir de
las oposiciones planteadas carece de interés actual ya que, en acatamiento a
las disposiciones de la CGR, los datos de plantas eólicas fueron excluidos en
su totalidad para la propuesta sometida a la segunda audiencia pública.
a) Sobre costos de explotación y de inversión de planta PESA: el opositor alega
que la Aresep han excluido líneas de costos que son parte de la operación y
mantenimiento usuales de la planta, ante lo cual ha brindado una serie de
explicaciones y ampliaciones mediante una nota en el expediente OT-238-2017.
Petitoria del opositor: que se incluya dichos costos de explotación.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios,
así como la información adjunta, y se le indica lo siguiente.
Se ajustan los costos de explotación de la planta PESA en la totalidad en
las siguientes cuentas solicitadas:
• Cuenta 5.2.1.03.03 Servicios Contratados – Servi. Prof. INTERCO S.O.
CROMSA Costo por 137.873.027,09 colones, CROMSAGastos por Servicios INTERCO
O&M por 75.885.855,62 colones, cuenta 5.2.2.03.03 Servicios contratados –
Entregas fletes y Courier por 2.484.466,82 colones, cuenta 5.3.1.01.03 Gestión
ISO & OSHA por 6.147.702,52 colones, Servicios Corp.-Cuota CMI Intercorporación
por 122.866.864,27 colones y Servicios legales externos 966.591,98 colones.
No se ajustan los costos de explotación de la planta PESA en las siguientes
cuentas solicitadas:
• Cuenta 5.2.2.03.03 Servicios profesionales asesoría en seguros por
16.311.152,97 colones, cuenta 5.3.1.01.01 Personal-Bonos por 185.788,02
colones, cuenta 5.3.1.01.03 Servicios ContratadosAsesoría en Impuestos por
455.008 colones, Otras consultorías por 731.356,25 colones, cuenta 5.3.1.01.05
Seguros- Responsabilidad Civil Programa Mundial Globeleq por 3.241.713,94
colones, cuenta 5.3.1.01.06 Otros-Membresías y Subscripciones por 9.172.248,95 colones,
Mercadeo y Material Publicitario por 2.073.014,51 colones. Estas cuentas
solicitadas no fueron aceptadas como parte del costo de explotación debido a
que se consideran como gastos innecesarios para la prestación del servicio
público de generación eléctrica al amparo de los criterios esbozados como parte
de la contestación de la planta Caño Grande en este documento.
• Cuenta 1.2.4.01.01 Software y Programas Costo Original por 45.591.170,67
colones, cuenta 1.2.4.01.03 Software y Programas Depreciaciones Acumuladas al
Costo por 29.434.202,56 colones, solicitando un neto de 16.156.968,11 colones.
En cuanto al costo original del software, si bien el opositor solicita que se
considere dicho monto como parte del costo de inversión de la planta PESA, el
opositor no justifica las razones por las cuales dicho costo debe ser
considerado.
• Cuenta 5.3.1.01.01 Personal-Aguinaldos por 439.967,69 colones, CCSS
por 1.390.678,17 colones, Vacaciones por 228.698,69 colones. Estas cuentas no
se ajustaron a como lo solicitó el opositor en su documento, ya que los montos
aquí expuestos corresponden al cálculo de las cargas sociales a partir de la
cuenta de salarios de la contabilidad regulatoria de la planta PESA y los
porcentajes correspondientes de ley, a saber: Aguinaldo 8,33%, Vacaciones 4,33%
y CCSS 26,33%.
• Cuenta 5.3.1.01.06 Alquiler de Autos 453.605,84 colones, Comidas 203.674,34
colones, Gasolina 42.503,08 colones, Hospedaje 236.387,70 colones, tiquetes
aéreos 188.509,45 colones. El reconocimiento de estas cuentas, a pesar de que
el opositor indica que son costos necesarios para el suministro del servicio
público de conformidad con la resolución RIE-132-2017, los mismos no fueron
ajustados ya que ni en la etapa de seguimiento a la contabilidad regulatoria ni
en la etapa de audiencia pública el petente justificó dichos datos.
Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente los argumentos, específicamente
en el ajuste de los costos de explotación de la planta PESA solamente en la
siguientes cuentas: Cuenta 5.2.1.03.03 Servicios Contratados – Servi. Prof.
INTERCO S.O. CROMSA Costo por 137.873.027,09 colones, CROMSA-Gastos por
Servicios INTERCO O&M por 75.885.855,62 colones, cuenta 5.2.2.03.03 Servicios
contratados – Entregas fletes y Courier por 2.484.466,82 colones, cuenta
5.3.1.01.03 Gestión ISO & OSHA por 6.147.702,52 colones, Servicios
Corp.-Cuota CMI Intercorporación por 122.866.864,27 colones y Servicios legales
externos 966.591,98 colones.
No obstante, esto no incide en el cálculo tarifario propuesto en el informe
IN-0009-IE-2020, sometido a la segunda audiencia pública, en el cual se
excluyeron en su totalidad los datos de plantas eólicas en cumplimiento de las
disposiciones de la CGR.
13.Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad. cédula
jurídica 4-000- 042139, representada por el señor Javier Orozco Canossa, portador
de la cédula de identidad número 1-0508-0457, en su condición de apoderado General
sin límite de suma, para que represente al ICE en los asuntos que requiere
gestionar ante Aresep.
Observaciones: Presenta escrito 0610-141-2019 (visible a folio
41), no hace uso de la palabra en la audiencia pública.
Notificaciones: A los correos electrónicos ehernandezp@ice.go.cr y fcordero@ice.go.cr
a) Sobre su nota 0610-194-2019: el petente alega que, debido a la aplicación
tarifaria presente, no ha encontrado elementos técnicos que ameriten una
oposición. No obstante, aprovecha la ocasión para comentar dos aspectos
relevantes. La primera es criterio del ICE que, para las metodologías
tarifarias para la compra de energía a generadores privados, se debe de
utilizar la placa contratada y no la placa de potencia, tal y como lo mencionó
el ICE en sus notas 0510- 904-2017 y 0610-135-2018, así como también mencionó
este aspecto metodológico la Contraloría General de la República en su informe DFOE-AE-IF-00009-2019.
La segunda tiene que ver con los recortes de costos y gastos realizados a las
plantas generadoras y la no confidencialidad de las informaciones, en donde el
ICE resalta los efectos de las medidas implementadas por la Aresep. Al
respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios y los
mismos serán remitidos al CDR para su debida valoración.
14.Oposición: Rubén Zamora Castro, cédula de identidad número 110540273.
Observaciones: Hace uso de la palabra en la audiencia pública,
no presenta escrito.
Notificaciones: Al correo electrónico: ruben@zamoracr.com
a) Sobre sus manifestaciones realizadas de manera oral: el opositor alega
que se debe continuar el proceso de diálogo y comunicación, no solamente desde
la etapa de formulación e implementación de la contabilidad regulatoria, sino
también desde su aplicación, por ejemplo, tarifaria. También alega que se han
perdido los diálogos con instancias de Aresep, por ejemplo, la IE, el CDR y
otras. No debería ser solamente enviar notas genéricas pidiendo prácticamente
lo mismo a los generadores privados, no es la forma más efectiva de que se le saque
provecho a la contabilidad regulatoria. Así las cosas, hay detalles que vale la
pena mejorar, inclusive a nivel de esta fijación tarifaria, por ejemplo, los
salarios y capacitaciones son cosas que realmente son indispensables. Por
último, indica que el tema de las Juntas Directivas, hay que hacer
sensibilización por los traslados, los gastos de comida correspondiente, etc.,
como en algún momento de hecho, se hizo con las empresas distribuidoras de
electricidad.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que esta intendencia se referirá a aquellos que tienen
incidencia directa sobre el presente proceso de fijación tarifaria.
En cuanto a las notas genéricas enviadas a los generadores privados se
le indica que esta intendencia no comparte la caracterización de que algunas
notas enviadas por la IE a los generadores privados sean genéricas. Al
contrario, las mismas fueron enviadas de esa manera, ya que ningún generador
privado justificó dichas cuentas, como se hizo posteriormente en las
contestaciones de dichas notas.
Posteriormente, se enviaron notas dedicadas a la situación específica de
cada generador, según consta en el expediente OT-238-2017, las cuales, por su
motivación, distan de ser genéricas.
Todo lo anterior, de conformidad con la resolución RIE-132-2017, con particular
interés cuando dicha resolución establece que las informaciones deben ser
revisadas y validadas por la IE, ya que los rubros listados en el plan y manual
de cuentas regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su
reconocimiento a nivel tarifario, ya que debe contemplarse lo que define la
metodología vigente, así como lo establecido en el artículo 32 de la Ley 7593 y
el principio de servicio al costo.
Con respecto a los salarios y capacitaciones impugnados, el opositor no
indica específicamente a qué cuenta de qué planta se refiere, pero se le indica
que se han revisado las cuentas relacionadas de conformidad con las posiciones
de las plantas existentes en esta sección.
Por último, con respecto a los gastos de Junta Directiva, se le remite a
lo resuelto a la posición de Matamoros.
Por lo tanto, se han atendido sus comentarios.
2. Segunda audiencia pública
La segunda audiencia pública se realizó de conformidad con lo
establecido en el artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (Ley Nº 7593) y los artículos 50 al 56 del Reglamento de la
citada Ley (Decreto Nº 29732-MP) el 12 de marzo de 2020.
De acuerdo con el oficio IN-0260-DGAU-2020 correspondiente al informe de
oposiciones y coadyuvancias (folios 752 al 756) y el acta de audiencia
AC-0117-DGAU-2020 remitidos por la Dirección General de Atención al Usuario
(folios 721 al 749), se admitieron 18 posiciones.
A continuación, se procede a resumir las posiciones presentadas y su
respectivo análisis:
1. Oposición: Hidroeléctrica Río Lajas S.A., cédula de persona
jurídica número 3-101-086930, representada por el señor Claudio Volio Pacheco, cédula
de identidad número 1-0302-0793, en su condición de apoderado generalísimo con
límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia
pública (folios 500, 502, 510 al 515).
Notificaciones: Al correo electrónico: ruben@zamoracr.com con copia
a clvolio@hotmail.com, iruiz@hidrolajas.com
a) El criterio de la CGR no es vinculante: puesto que el artículo 12 de
la Ley 7428 indica que las disposiciones de la CGR son vinculantes cuando las
dicte “dentro del ámbito de su competencia” y evidentemente las fijaciones
tarifarias no forman parte de las competencias de las CGR.
b) El Intendente de Energía está siendo inducido a error: porque el informe
IN-0009-IE-2020 con base en el cual se convocó la audiencia tarifaria, concluye
que el criterio de la CGR es vinculante, sin que en dicho informe exista un
análisis legal de por qué es vinculante y sin que ningún abogado lo firme, en
su lugar fue firmado por 3 técnicos que carecen de la legitimación oficial como
abogados activos en el Colegio de Abogados.
Petitoria del opositor:
1. Que se anule inmediatamente el trámite tarifario que ha sido sometido
a Audiencia Pública con base en un informe (IN-0009-IE-2020) cuya primera
conclusión es de naturaleza legal, sin embargo, carece de un análisis jurídico
en el contenido de dicho informe (vicio nulidad en cuanto al motivo y
contenido) y además no fue elaborado por un abogado debidamente colegiado
(vicio nulidad en cuanto al sujeto) que pudiese legalmente rendir un criterio
sobre la pertinencia del criterio de la CGR.
2. Que se anule inmediatamente el trámite tarifario que ha sido sometido
a Audiencia Pública con base en un criterio de la CGR que no tiene carácter
vinculante puesto que al tratarse de materia tarifaria está fuera de las
competencias de la CGR en los términos del artículo 12 de la Ley 7428.
3. Que se proceda de inmediato a archivar el trámite tarifario tramitado
en el expediente de referencia.
Al respecto, se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección donde
se analizan los argumentos legales presentados por los opositores.
2. Oposición: Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE),
cédula de persona jurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario
Alvarado Mora, cédula de identidad número 4-129-640, en su condición de
apoderado generalísimo.
Observaciones: Presenta escrito, hace uso de la palabra en la
audiencia pública (folio 667 al 710).
Notificaciones: Al correo electrónico: alyvisa@acope.com
a) Sobre la legalidad de esta fijación tarifaria: el criterio de la CGR
no es vinculante, entre otras cosas porque el artículo 12 de la Ley 7428 indica
que las disposiciones de la CGR son vinculantes solamente cuando las dicte
dentro del ámbito de su competencia y éste no es el caso, como lo indica el
oficio OF-0783-RG-2019 y la Ley General de Administración Pública establece, en
su artículo 108, que las órdenes que resultan arbitraria y fuera del ámbito de
competencia, deben ser desobedecidas.
Petitoria del opositor: en virtud de las anteriores consideraciones
de hecho y de derecho formalmente se solicita que la ARESEP anule el llamado de
audiencia pública al incluir ilegalmente los criterios de la CGR en el cálculo
de las tarifas para generadores privados existentes.
Al respecto, se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección donde
se analizan los argumentos legales presentados por los opositores.
b) Sobre la indexación del costo de inversión: el opositor alega que,
si bien la IE indexó los costos de explotación de forma correcta con el Índice
de Precios al Productor Industrial, no lo hizo así para los costos de
inversión, ya que, estando consignados estos costos originalmente en colones en
cada contabilidad regulatoria, se convirtieron a dólares de Estados Unidos para
luego indexarlos hacia la fecha de agosto 2019 con el índice de Precios al
Productor Industrial de Estados Unidos, para luego convertirlos en colones y
seguir con el cálculo del costo de inversión final.
Petitoria del opositor: que se indexen los costos de inversión con el
mismo índice que se utilizó para indexar los costos de explotación (Índice de
Precios al Productor Industrial de Costa Rica), ya que ambos valores proceden
de una misma base de datos.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente:
La metodología referida RJD-009-2010 y sus reformas establecieron, con
respecto a la indexación de los costos de inversión, que “La actualización del
monto de inversión en activos fijos que conforman la base tarifaria, se realizará
utilizando un índice de precios representativo, en caso de que los datos
utilizados muestren una antigüedad superior al año. La selección del índice
considerará los siguientes aspectos: que provenga de una fuente de acceso
público, especializada en la generación de información técnica y con la información
más reciente. La actualización del monto de inversión en activos fijos se
realizará anualmente y se aplicará de manera consistente el mismo índice. En el
evento de que se llegue a considerar necesario en el futuro modificar el índice
a utilizar, se justificará la razón técnica que fundamente dicha decisión con
base en la ciencia, técnica y lógica tal y como lo establece la Ley General de
la Administración Pública.”
En primer lugar, debido a que los costos de inversión de las plantas existentes
están consignados con fechas cercanos a inicios de los años noventa, es
necesario indexar dichos valores con un índice de precios representativo.
Segundo, el Índice de Precios al Productor Industrial de Estados Unidos
WPUIP2310001 proviene de la Oficina de Estadísticas Laborales de Estados
Unidos, dicho índice se actualiza cada mes y puede ser recolectado en cualquier
momento por medio de internet, por lo que se considera que es una fuente
pública especializada de información técnica y con la información más reciente.
Tercero, tal y como se ha hecho en esta aplicación tarifaria, la indexación
se realizó anualmente. Cuarto, al utilizar este índice una vez más en esta
fijación tarifaria considerando las indexaciones de las pasadas fijaciones
tarifarias, se ha aplicado, entonces, este índice representativo de manera consistente,
ya que ese es el mismo índice que se utilizó en las aplicaciones tarifarias
para las plantas existentes desde el año 2013.
Se demuestra, de conformidad con la metodología vigente que, al utilizar
este índice para indexar los costos de inversión en la presente fijación
tarifaria, se demuestra el cumplimiento de la metodología.
Por estas razones, es criterio de la IE que la selección y la aplicación
de dicho índice para indexar los costos de inversión cumple con la metodología
referida.
Por otro lado, el hecho de que los montos de los costos de inversión estén
consignados en colones, no imposibilita la aplicación de este índice extranjero
sobre esos datos, siempre y cuando exista un tratamiento de conversión de
moneda previo (de colones a dólares de Estados Unidos), tal y como lo realizó
la IE y lo menciona el opositor en su oposición.
Adicionalmente a esta exposición, a esta intendencia le resulta imposible
utilizar el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica para
indexar los costos de inversión, tal y como lo solicita el opositor en su
oposición, ya que dicho índice se dejó de calcular y publicar por parte del
Banco Central a partir de febrero de 20155, mientras que la
indexación necesaria escogió como fecha de interés febrero 2020. Esto significa
que el Índice de Precios al Productor Industrial de Costa Rica no alcanza para
indexar los costos de inversión.
5 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20451
Es relevante en esta parte indicar que tampoco es posible para esta intendencia
indexar los costos de inversión mediante el Índice de Precios de la Manufactura
del Banco Central de Costa Rica6, ya que su serie de tiempo inicia
en enero de 1991, y según la muestra de costos de inversión utilizada en esta
fijación tarifaria, se cuenta con una planta (Tapezco) cuyo costo de inversión
está consignado en agosto de 1990, lo cual indica que este índice tampoco
alcanza para indexar los costos de inversión.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
6 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/cuadros/frmvercatcuadro.aspx?CodCuadro=2526&Idioma=1&FecInicial=1991/01/31&FecFinal=2019/11/30&Filtro=0
c) Sobre las exclusiones inexplicables de los costos necesarios para brindar
el servicio público de generación: el opositor alega que la IE ha eliminado una
serie de costos de las contabilidades regulatorias de las plantas existentes y
no hay un explicación clara o entendible de este proceder.
Al respecto, se le indica que los criterios para excluir costos de explotación
fueron los siguientes:
• Lo establecido en la metodología RJD-009-2010 en cuanto a
los costos de explotación: “El costo de explotación representa los costos
necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para
nuestro país. No incluye gastos de depreciación y gastos financieros (…).”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 14:
Son obligaciones de los prestadores: 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. (…)”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 24:
“A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas suministrarán informes,
reportes, datos, copias de archivos 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.”
• Lo establecido en la Ley 7593 de Aresep en el artículo 32:
“No se aceptarán como 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.
• Lo establecido en el Reglamento a la Ley 7593 en el artículo 16:
“Artículo 16.-Costos incurridos para prestar el servicio. Para la fijación de
precios, tarifas y tasas, sólo se tomarán en cuenta
ingresos y costos
necesarios para prestar el servicio, de conformidad con lo dispuesto en los
artículos 20, 31, 32 y 71 de la Ley, los reglamentos aplicables y las normas
técnicas establecidas por la ARESEP.”
• La información presentada mediante contabilidad regulatoria de cada
una de las plantas existentes de conformidad con la resolución RIE-132-2017,
en donde cabe destacar que dicha información debe reflejar información
suficiente relacionada con la prestación del servicio público.
• Los procesos de seguimiento a las informaciones presentadas por
medio de las contabilidades regulatorias con el fin de verificar su veracidad,
exactitud respecto a los registros contables y la respectiva asignación por
actividades, en donde se preguntó al administrado que demostrara que dichos
costos/inversiones son los necesarios para operar y mantener el servicio
público de la generación eléctrica de su representada mediante desagregación y
justificación de cuentas contables, ya que, según la misma resolución
RIE-132-2017, aunque los rubros listados en el plan y manual de cuentas
regulatorio tengan saldos, no necesariamente implica su reconocimiento a nivel
tarifario.
d) Sobre el recorte de dietas a las plantas Matamoros y el Embalse:
el opositor alega que en el caso de la planta Matamoros, se utilizó para el
cálculo del monto una función lineal incorrecta y en el caso de la planta El
Embalse no se utilizó para el cálculo del monto esa función lineal, sino que se
dividió entre dos el monto reportado por la empresa Petitoria del opositor: en
el caso la planta El Embalse, se debe corregir el recorte arbitrario que se le
realizó y reconocerse el monto reportado en su totalidad, y para la planta
Matamoros se debe reconocer también el monto reportado por la empresa ya que no
es un gasto que dependa de una función lineal seleccionada de forma arbitraria
e incorrecta por la ARESEP.
Se recomienda acoger el argumento del opositor
e) Sobre el recorte de los gastos de las plantas Río Segundo y Poás I
y II: el opositor alega que la ARESEP no considera una serie de gastos como
gastos regulatorios, aunque no brinda las razones de ello.
Petitoria del opositor: que se incluya en su totalidad los datos de
las plantas mencionadas en el cálculo del costo de explotación. Al respecto, se
le indica al opositor que se han analizado sus comentarios y se le indica lo
siguiente:
Durante el proceso de seguimiento a la contabilidad regulatoria de las plantas
Río Segundo II y Poás I y II, mediante oficios OF-0891-IE-2019 y
OF-0923-IE-2019, respectivamente, la IE le solicitó desagregar y justificar una
serie de cuentas contables con el fin de determinar si dichos gastos y montos
son necesarios para la prestación del servicio público, ante lo cual, las
plantas mencionadas mediante notas enviadas el 16 de agosto (folios 591-592,
638, 702, 589-590, 700-701 del OT-238-2017) no adjuntan ninguna justificación
para los gastos solicitados en los oficios mencionados.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
f) Sobre el recorte de los gastos de la Planta Río Lajas: el opositor
alega que la ARESEP no consideró una serie de gastos como gastos regulatorios y
no se dispone de la información que lo justifique.
Petitoria del opositor: que se incluya en su totalidad el dato de la planta
mencionada en el cálculo del costo de explotación.
Al respecto se indica que en el caso de la Planta Río Lajas, durante el proceso
de seguimiento a la contabilidad regulatoria, mediante oficio OF-0359-IE-2019,
la IE le solicitó desagregar y justificar una serie de cuentas contables, ante
lo cual la planta Río Lajas respondió mediante nota del 1 de abril de 2019
(folios 382 OT-238-2017, 1293-1297 del OT-238-2017 y 109 del ET-095-2019) que
todos los gastos contenidos en la información de contabilidad regulatoria son
necesarios y justificados para prestar el servicio público.
Ante esta situación, la IE le solicita, mediante oficio OF-0922-IE-2019 (folios
718-720 OT-238-2017), desagregar y justificar una serie de partidas específicas
de la contabilidad regulatoria de la planta Río Lajas. Ante esto, la empresa
responde con un oficio del 19 de agosto de 2019 donde desagrega dichas las
cuentas solicitadas, pero no las justifica, a lo que la IE procede a analizar
dichas cuentas con la información disponible a la luz de los criterios
regulatorios mencionados anteriormente.
Seguidamente, la planta Río Lajas envía justificaciones, mediante nota del
19 de noviembre de 2019 (folios 42-51 ET-095-2019, 1293-1294 OT-238-2017),
contra los gastos excluidos por la Aresep para la fijación tarifaria que se
llevó a la primera audiencia.
Ante esta situación, la IE le solicita a planta Río Lajas ampliar la información
mencionada, mediante oficio OF-1372-IE-2019 (folios 1295-1297 OT-238-2017), en
donde la planta Río Lajas responde, mediante nota del 6 de diciembre de 2019
(folio 109 ET-095-2019). Sin embargo, debido a la nueva información y sus
justificaciones explicadas que la planta Río Lajas ha entregado en esa etapa de
la primera audiencia pública, se ajustaron los costos de explotación en los
siguientes términos:
• Cuenta 5.2.1.01.04 Alquileres por 9.093.946 colones, cuenta 5.2.2.01.06
Conservación por 2.888.338 colones, cuenta 5.3.1.01.02 por 10.377.527,67
colones, cuenta 5.3.1.01.03 Servicios contratados – Servicios Profesionales por
20.509.376 colones y cuenta 5.3.1.01.04 Alquileres por 23.589.038 colones. No
se reconocieron los siguientes costos:
• Cuenta 5.2.1.01.03 Servicios Contratados – Honorarios Profesionales
por 10.800.000 colones (Dra. privada Zamir Roper Christy) y cuenta 5.3.1.01.02
Afiliaciones y Subscripciones (ACOPE) por 6.761.198 colones: estos gastos no se
aceptan debido a que corresponden con erogaciones al médico privado de empresa
y a afiliaciones a una asociación, lo cual esta intendencia considera que es un
gasto innecesario o ajeno a la prestación del servicio público al amparo del
artículo 32 de la Ley 7593.
Por lo tanto, se recomienda acoger parcialmente este argumento.
g) Sobre los datos de las plantas de Don Pedro y Volcán: el opositor
alega que la forma particular en que se administran esas plantas produce una
distorsión en la muestra, pues no son representativas para el cálculo de los
costos de explotación, al tener ambos una sola casa de máquinas y
concomitantemente afecta la estimación de dicha variable.
Petitoria del opositor: que se excluya los datos de las plantas de
Don Pedro y Volcán del cálculo del costo de explotación.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente:
Las plantas Don Pedro y Volcán cuentan con sus debidas concesiones para
el suministro del servicio público, así como contrato de compra y venta de
energía eléctrica con el ICE, y siendo que la metodología referida RJD-009-2010
indica, para todos sus aparatados de cálculo, que se debe de utilizar
información en la medida de lo posible similar a las plantas que se pretenden
tarifar, razón por la cual, no es posible para esta intendencia excluir los
datos de dichas plantas.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
h) Sobre el factor de planta: el opositor alega que los datos para el
cálculo del factor de planta se obtienen de los informes del CENCE y a la fecha
de la audiencia pública ya se encuentra disponible para el mes de diciembre de
2019.
Petitoria del opositor: que se calcule el calcule el factor de planta
para los años 2017,2018 y 2019; en vez de los años 2016, 2017 y 2018.
Se recomienda acoger este argumento.
3. Oposición: Molinos del Viento de Arenal S.A., cédula de
persona jurídica número 3-101-147592, representada por Samuel Viroslav Gudes,
cédula número 1-0451-0862, en su condición de apoderado generalísimo sin límite
de suma.
Observaciones: Presentan escrito y hace uso de la palabra en la audiencia
pública el Señor Adrián Alvarenga Odio, cédula de identidad número 1-0743-0316,
en su condición de apoderado especial administrativo (folio 521 al 533, 573 al
578).
Notificaciones: A los correos electrónicos: info@gecoenergia.com y salo@gecoenergía.com
a) Sobre la ilegalidad de las razones que motivaron la realización de
esta audiencia: el informe en donde la CGR le ordena a la ARESEP la forma en
que debe establecer la metodología de fijación de tarifas para generadores
privados, constituye una flagrante violación a las potestades de imperio y
competencias legales de ARESEP y deviene en una desviación de poder de las
competencias constitucionales del órgano contralor (184) y lo que es
absolutamente ilegal.
b) Sobre la disposición 4.9 del informe DFOE-AE-000009-2019 de la CGR:
actualmente no existe otra metodología de fijación tarifaria que pueda ser
utilizada para definir la tarifa del sector eólico, de manera que brinde
seguridad jurídica y financiera, por lo que consideramos que excluir la
información de las plantas eólicas del cálculo tarifario dejará a este sector
en total indefensión.
Petitoria del opositor:
1. Con fundamento en el punto I de esta oposición, respetuosamente solicito
que no se lleve a término este procedimiento de fijación de tarifas como
generadores eólicos privados por las razones ya indicadas.
2. Que, en caso de continuar con este proceso, la tarifa resultante
no sea aplicada a las plantas eólicas, hasta tanto no se defina una metodología
para el sector eólico, que garantice una fijación tarifaria justa y acorde con
sus costos y valores de producción.
Se le remite al opositor al inciso 19 donde se analizan los argumentos legales
presentados por los opositores.
Con respecto a la segunda petitoria, se le indica que la metodología tarifaria
vigente establece que a qué casos aplica la tarifa resultante, donde se incluye
las plantas eólicas. Por lo cual, esta petitoria implica una modificación
metodológica, la cual está fuera del alcance del trámite tarifario que se
desarrolla en este expediente. Se les indica que la ARESEP está tramitando bajo
el expediente IRM-002-2019 una reforma a la metodología actual de plantas
existentes.
4. Oposición: Aeroenergía S.A., cédula de persona jurídica
3-101-155347, representada por Samuel Viroslav Gudes, cédula número
1-0451-0862, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presentan escrito y hace uso de la palabra en la audiencia
pública el Señor Adrián Alvarenga Odio, cédula de identidad número 1-0743-0316,
en su condición de apoderado especial administrativo (folios 534 al 546, 573 al
578).
Notificaciones: A los correos electrónicos: info@gecoenergia.com y salo@gecoenergía.com
a) Sobre la ilegalidad de las razones que motivaron la realización de
esta audiencia: el informe en donde la CGR le ordena a la ARESEP la forma en
que debe establecer la metodología de fijación de tarifas para generadores
privados, constituye una flagrante violación a las potestades de imperio y
competencias legales de ARESEP y deviene en una desviación de poder de las
competencias constitucionales del órgano contralor (184) y lo que es
absolutamente ilegal.
b) Sobre la disposición 4.9 del informe DFOE-AE-000009-2019 de la CGR:
actualmente no existe otra metodología de fijación tarifaria que pueda ser
utilizada para definir la tarifa del sector eólico, de manera que brinde
seguridad jurídica y financiera, por lo que consideramos excluir la información
de las plantas eólicas del cálculo tarifario dejará a este sector en total
indefensión.
Petitoria del opositor:
1. Con fundamento en el punto I de esta oposición, respetuosamente solicito
que no se lleve a término este procedimiento de fijación de tarifas como
generadores eólicos privados por las razones ya
indicadas.
2. Que, en caso de continuar con este proceso, la tarifa resultante
no sea aplicada a las plantas eólicas, hasta tanto no se defina una metodología
para el sector eólico, que garantice una fijación tarifaria justa y acorde con
sus costos y valores de producción.
Se le remite al opositor al inciso 19 donde se analizan los argumentos legales
presentados por los opositores.
Con respecto a la segunda petitoria, se le indica que la metodología tarifaria
vigente establece que a qué casos aplica la tarifa resultante, donde se incluye
las plantas eólicas. Por lo cual, esta petitoria implica una modificación
metodológica, la cual está fuera del alcance del trámite tarifario que se
desarrolla en este expediente. Se les indica que la ARESEP está tramitando bajo
el expediente IRM-002-2019 una reforma a la metodología actual de plantas
existentes.
5. Oposición: Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de
C.R. RL, cédula de persona jurídica número 3-010-108233, representada por Erick
Andrés Rojas Salazar, cédula número 1-0776-0168, en su condición de apoderado
generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presentan escrito (folios 504 al 509).
Notificaciones: Al correo electrónico ruben@zamoracr.com
a) Intendencia tramita una fijación que ha adversado administrativa y judicialmente:
no existe fundamento legal alguno para tramitar una fijación tarifara con base
en un criterio de la CGR que la ARESEP no comparte y ha atacado en vía
administrativa mediante los recursos correspondientes e incluso en vía judicial
ante el TCA dentro del expediente 20-001022-1027-CA.
b) Deber de desobedecer: la CGR no puede obligar a la Intendencia a fijar
las tarifas de determinada manera, puesto que implica una intromisión ilegal en
esa competencia exclusiva y excluyente que le corresponde a la ARESEP.
c) Criterio del Regulador General: el Regulador ha indicado que la Ley Orgánica
de la CGR establece en su artículo 12 que serán vinculantes las disposiciones
dentro del ámbito de competencia de la CGR, el cual constitucionalmente está
circunscrito a la Hacienda Pública, careciendo la CGR de competencia en manera
de fijación de tarifas de servicios públicos.
En virtud de lo anterior, el informe de la CGR no es vinculante para la Intendencia.
Petitoria del opositor:
1. Se archive de forma inmediata la propuesta tarifaria sometida a una
segunda audiencia con base en el criterio de la CGR, por cuanto esta carece de
competencia tarifaria.
Se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección donde se analizan los
argumentos legales presentados por los opositores.
6. Oposición: Empresa Eléctrica Matamoros S.A., cédula de persona
jurídica número 3-101-005977, representada por Rubén Zamora Castro, cédula
número 1-1054-0273, en su condición de apoderado especial administrativo.
Observaciones: Presentan escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia
pública (visible a folios del 112 al 132).
Notificaciones: Al correo electrónico ruben@zamoracr.com a) Sobre las
exclusiones de costo de la planta Matamoros: el opositor alega que la Aresep ha
excluido una serie de costos necesarios para la prestación del servicio
público, por lo que en la primera audiencia adjunta justificaciones de dichas
erogaciones, pero no se hizo ninguna corrección en el informe IN-0009-IE-2020
para la segunda audiencia.
Petitoria del opositor: que se reconozcan tarifariamente los costos de
explotación que se han excluido por parte de la IE de la información remitida
por EEMM S.A.
Se recomienda acoger este argumento.
b) Sobre la necesidad de brindar una solución tarifaria: también argumenta
paralelamente a esta fijación tarifaria la necesidad de brindar una solución
tarifaria a la situación que han venido planteando hace ya varios años.
Petitoria del opositor: se les brinde una solución tarifaria
específica para EEMSA que requiere los recursos tarifarios para hacer frente a las
necesidades de inversión y mantenimiento que la continuidad del servicio
demanda.
Se le indica al opositor que, en cuanto a la solicitud de brindar una nueva
solución tarifaria para la situación que han venido planteando hace varios
años, se le ha comunicado al CDR mediante oficios 2025-IE-2017 y
OF-1529-IE-2018.
c) Sobre la ilegalidad de la propuesta de la CGR: la ARESEP debe ser consecuente
con su criterio y no puede dictar una fijación tarifaria con base en cálculos
que la propia intendencia considera contrarios a la ciencia y la técnica, ya
que a proceder de esa manera estaría dictado un acto absolutamente nulo.
Petitoria del opositor: se anule el trámite sometido a esta segunda audiencia
pública por carecer de sustento legal al realizar una fijación tarifaria en
contra del criterio técnico de la propia ARESEP y con base en el criterio de la
CGR.
Se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección, donde se analizan
los argumentos legales presentados por los opositores.
7. Oposición: Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.R.L., cédula
jurídica 3- 102-124093, representada por el señor Ronald Álvarez Campos, cédula
número 02-0530-0396, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de
suma.
Observaciones: Presenta escrito (folios 627 al 666), y hace uso de
la palabra en la audiencia pública.
Notificaciones: Al fax 2262-1203, alternativo al correo
electrónico: info@chdj.co.cr
a) Sobre la ilegalidad de la fijación tarifaria: la ARESEP está
actuando en forma ilegal ante la ausencia de una correcta aplicación del ordenamiento
jurídico administrativo, el cual ha obviado analizar y aplicar como
corresponde. La omisión de análisis de la Intendencia consiste en llegar a la
conclusión errada de que el informe de la CGR es vinculante, a pesar de que
evidentemente no lo es.
Petitoria del opositor: Se archive la presente petición tarifaria.
Se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección, donde se analizan
los argumentos legales presentados por los opositores.
b) Sobre la disminución de la partida contable cargas sociales: el
opositor alega que existe un error de formulación en la celda del costo por cargas
sociales de la planta Hidrovenecia (Caño Grande III).
Petitoria del opositor: que la erogación de cargas sociales debe ser considerada
en su totalidad dentro del gasto de operación de la planta.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que se han hecho los ajustes correspondientes en las celdas
indicadas.
Por lo tanto, se recomienda acoger este argumento.
c) Sobre la disminución de la partida contable gastos legales: el
opositor alega que la ARESEP interpreta que los gastos legales no deben considerarse
como propios de la prestación del servicio público de generación de
electricidad, con base en el seguimiento de la información que hicieron los
técnicos a la planta Río Lajas.
Petitoria del opositor: que la erogación de gastos legales debe ser considerada
en su totalidad dentro del gasto de operación de la planta.
Al respecto, se recomienda remitir al opositor a la resuelto en la posición
presentada por ACOPE y a su respectiva recomendación.
d) Sobre la disminución de la partida contable dietas: el opositor
alega que la ARESEP inventa un método para disminuir el reconocimiento del
gasto de dietas a la Planta Matamoros y que además no es consistente en su
aplicación, tal como se puede apreciar al analizar el caso de la Planta El
Embalse.
Petitoria del opositor: que la erogación de dietas debe ser considerada
en su totalidad dentro del gasto de operación de las plantas.
Al respecto, se recomienda remitir al opositor a la resuelto en la posición
presentada por ACOPE y a su respectiva recomendación.
e) Sobre la exclusión de gastos de depreciación y gastos financieros:
el opositor alega que se deben considerar como parte de los costos de explotación
los gastos de depreciación y financieros de las plantas existentes.
Petitoria del opositor: que se incluyan los datos financieros y de depreciaciones
como parte de esta fijación tarifaria.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que, de conformidad a la metodología vigente, no es posible
considerar dichos gastos en la presente fijación tarifaria.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
f) Sobre la indexación de valores en colones y la inconsistencia metodológica
en la indexación de los valores: el opositor alega que la IE indujo a error al
indicar que la metodología establece que la indexación de los costos de
inversión se podrá actualizar de acuerdo con el índice representativo de
precios al productor de Estados Unidos, cuando en la metodología vigente indica
que se debe realizar vía un índice representativo. Además, siendo que los datos
de costos de inversión originales de las plantas existentes a partir de las Contabilidades
Regulatorias se encuentran en colones, lo correcto para calcular el costo de
inversión a la fecha de interés de diciembre 2019 era utilizar el índice de
Precios a la Manufactura, la igual que se realizó con los costos de explotación
con su cálculo de indexación.
Petitoria del opositor: que se indexen los costos de inversión con base
en el Índice de Precios de Manufactura del Banco Central de Costa Rica.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se señala lo siguiente:
Para el caso de la indexación con el índice de Precios a la Manufactura,
se le remite al opositor a lo indicado en la oposición presentada por ACOPE,
así como en su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se recomienda remitir al opositor a la resuelto en la posición
presentada por ACOPE y a su respectiva recomendación.
g) Sobre el factor de planta: el opositor alega que los datos para el
cálculo del factor de planta se obtienen de los informes del CENCE y a la fecha
de la audiencia pública ya se encuentra disponible para el mes de diciembre de
2019.
Petitoria del opositor: que se calcule el calcule el factor de planta
para los años 2017, 2018 y 2019; en vez de los años 2016, 2017 y 2018.
Se recomienda acoger este argumento.
h) Sobre el factor de planta de Doña Julia: el opositor alega que
para la capacidad instalada de la planta de Doña Julia del 2016 y 2017, la Aresep
utiliza una potencia de 16.470 kW, mientras que para el 2018 consigna una
potencia de 18.000 kW (valor correcto). Además, señala que desde el 2013 la
capacidad instalada de dicha planta es de 18.000 kW.
Petitoria del opositor: que se ajuste capacidad instalada de la
Planta Doña Julia para los años 2017, 2018 y 2019 a 18.000 kW.
Se le indica al opositor que la metodología vigente establece que para el
cálculo del factor de planta se requiere la capacidad instalada de la planta en
kW. A partir de la oposición presentada por su representada, se solicitó
información adicional a la empresa y al CENCE, dado que la fuente de
información utilizada fue los informes mensuales publicados por el CENCE.
De acuerdo con la información suministrada (folio 960) tanto por la empresa
como por el CENCE, a partir de las fotografías de las placas se tiene que la
planta posee dos unidades con una capacidad aparente de 9.150 kVA cada una. La
capacidad instalada corresponde a la capacidad aparente multiplicada por el
factor de potencia (0,9); lo cual representa una capacidad instalada por unidad
de 8.235 kW, para un total de la planta de 16.470 kW.
Según lo expresado por el CENCE, la capacidad de 18.000 kW fue un dato
proporcionado por la empresa el cual era inconsistente con las fotografías de
las placas, por lo cual se corrigió en informes posteriores. Por lo tanto, la
capacidad instalada de la planta para los tres años considerados dentro del
análisis tarifario es 16.470 kW.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
i) Sobre el factor de antigüedad y la rentabilidad: el opositor alega
que los cálculos del factor de antigüedad y la rentabilidad tienen valores coincidentes
con los calculados por la IE.
Petitoria del opositor: que se ajuste dichos parámetros coincidentes.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios,
pero debido a que los valores son coincidentes, no hay que realizar ningún
ajuste adicional.
Por lo tanto, se recomienda mantener los valores coincidentes calculados
por la IE en cuanto al factor de antigüedad, así como la rentabilidad.
j) Sobre el cálculo de la tarifa de referencia y petitorias: el
opositor solicita a la Aresep realizar el cálculo de la tarifa de referencia
con valor actualizado a la fecha de análisis correspondiente para la estimación
de parámetros de costo anual de explotación, costo de inversión, factor de
planta, factor de antigüedad y rentabilidad. Además, solicita que la Aresep se
pronuncie con respecto a cada uno de los argumentos específicos detallados en
la oposición realizada.
También una vez considerados lo aspectos planteados en la oposición, se
ajuste la tarifa referencia (TR) con un valor actualizado a la fecha de
análisis correspondiente.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica que en los puntos anteriores se han atendido individualmente sus
argumentos y se ha ajustado la tarifa de referencia en aquellos puntos en que
estos fueron acogidos. Además, se le indica que para el presente informe se
considerando las variables disponibles a febrero de 2020, siendo los datos más
recientes disponibles al día de la audiencia pública (12 de marzo de 2020).
Por lo tanto, se remite el opositor a los puntos anteriores en donde se atiende
cada argumento individualmente, así como a su correspondiente recomendación.
8. Oposición: Hidrovenecia S.A., cédula jurídica número
3-101-153836, representada por el señor Rafael Ángel Rojas Rodríguez, cédula
número 09-0009-0547, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito, y hace uso de la palabra en la audiencia
pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente
autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, el apartado postal 368-440
Ciudad Quesada y el correo electrónico: hidros@ice.co.cr
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto, en los párrafos siguientes.
9. Oposición: El Embalse S.A., cédula jurídica número
3-101-147487, representada por el señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula
número 02-0279-0612, en su condición de apoderado generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito y hace uso de la palabra en la
audiencia pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, correo electrónico: hidros@ice.co.cr, apartado postal 400-4400
Ciudad Quesada.
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto, en los párrafos siguientes.
10. Oposición: Hidroeléctrica Caño Grande S.A., cédula jurídica
número 3-101-117981, representada por la señora Yolanda Sancho Quesada, cédula
número 02-0325-0296, en su condición de apoderada generalísima sin límite de
suma.
Observaciones: Presenta escrito y hace uso de la palabra en la
audiencia pública el señor Manrique Rojas Araya, cédula 108930107, debidamente autorizado.
Notificaciones: Al fax: 2460-9100, correo electrónico
hidros@ice.go.cr , apartado postal 400-4400 Ciudad Quesada.
Debido a que las posiciones de Hidrovenecia S.A., El Embalse S.A. e Hidroeléctrica
Caño Grande S.A. son idénticas en el fondo y forma, se atienden y contestan en
conjunto en los párrafos siguientes:
a) Sobre la falta de acceso a las fuentes de información: el opositor
alega que luego de una búsqueda en el expediente tarifario ET-095-2019, no se
pudo encontrar los datos fuente de donde la Aresep extrajo datos para plantear
la nueva tarifa, por lo que es criterio del opositor que esta situación
restringe de manera significativa el derecho de participación y acceso a la
información de los interesados.
Petitoria del opositor: en vista de que en el expediente ET-095-2019 no
consta toda la información necesaria para que los regulados puedan ejercer
plenamente su derecho a participar informada en la audiencia pública convocada,
que se suspenda el acto de la fijación tarifaria, que se complete el expediente
ET-095-2019 con toda la información que se ha omitido y que se convoque a una
nueva audiencia pública, de tal forma que los interesados podamos tener una participación
informada y efectiva.
Al respecto, se le indica al opositor que se han analizado sus comentarios
y se le indica lo siguiente.
El informe IN-0009-IE-2020 estableció que en esta fijación tarifaria se incorpora
“(…) la información aportada por los generadores privados de plantas
existentes, de conformidad con lo establecido en la resolución RIE-132-2017
sobre Contabilidad Regulatoria, cuya documentación de respaldo está dispuesta
para consulta pública en el expediente OT-238-2017”.
Del párrafo anterior se desprende que las contabilidades regulatorias de
los generadores privados fueron asignadas al expediente público OT-238-2017,
así como sus procesos de seguimiento de cada una de las empresas bajo las
cuales les aplica la resolución RIE-132-2017.
Este proceso sucedió con la información de la planta del opositor, así como
también sucedió con todas las demás plantas aplicables según el alcance de lo
resuelto en la resolución RIE-132-2017, lo cual, para esta fijación tarifaria,
consisten en las plantas existentes.
Así las cosas, para la presente fijación tarifaria, para mayor facilidad
de cualquier usuario, toda aquella información derivada de las contabilidades
regulatorias que fue utilizada en esta fijación tarifaria se encuentra transcrita
en el archivo de Excel que acompaña este informe técnico.
El mencionado expediente OT-238-2017 ha estado al alcance de cualquier
usuario, del ICE o de cualquier prestador del servicio público de la generación
de energía eléctrica al amparo de la Ley 7200, ya sea de forma presencial en
las oficinas de Aresep, o por medio de consultas por medio de internet, desde
antes de la emisión del informe IN-0009-IE-2020.
Hoy en día, esta intendencia no ha recibido alguna queja acerca de la imposibilidad
de acceso o consulta a dicho expediente, así como tampoco se recibió alguna
queja acerca de las transcripciones de las contabilidades regulatorias de las
plantas utilizadas en esta fijación tarifaria, demostrando que los datos
utilizados en esta fijación tarifaria son copia fiel y fidedigna de los
aportado por los generadores privados con sus contabilidades regulatorias.
El hecho de que ninguna confidencialidad sobre las contabilidades regulatorias
fue acogida por la IE, las cuales también constan en el expediente OT-238-2017,
refuerza la disponibilidad y el acceso de estas informaciones.
Así las cosas, considera esta intendencia que ningún participante legítimo
de esta fijación tarifaria tuvo acceso limitado a las fuentes de información
que utilizó esta fijación tarifaria, ya que el expediente siempre estuvo a
disponibilidad del usuario, ni tampoco le limitó la participación efectiva de
los interesados.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
b) Sobre la exclusión injustificada de costos de explotación: el
opositor alega que, del análisis de la documentación técnica aportada por Aresep
en esta propuesta de fijación tarifaria, no constan los criterios utilizados
para excluir esos costos de explotación.
Petitoria del opositor: en caso de que la Aresep decida continuar con
el proceso actual de fijación tarifaria, se incorpore un informe en el expediente
en donde se explique para cada empresa las razones puntuales de la exclusión de
los diferentes rubros de la variable de costos de explotación. En caso de que
no dispongan de tales explicaciones o que dichas explicaciones no sean
técnicamente rigorosas y consistentes, que se reconozcan todos los gastos en la
contabilidad regulatoria de los generadores privados existentes para los costos
de explotación.
Al respecto, se les indica a los opositores que se han analizado sus comentarios
y se le remite a la respuesta dada a ACOPE en esta misma sección de audiencia
pública, así como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite a los opositores a lo recomendado en ese punto.
c) Sobre la exclusión de los gastos legales, honorarios, asesoría
legal, suscripciones y la categoría de otros: el opositor alega que la ARESEP no
justificó la exclusión de dichos gastos.
Se le indica al opositor que, a pesar de que la intendencia solicitó la justificación
y el desglose de las cuentas como consta en el expediente OT-238-2017, algunas
empresas no remitieron las justificaciones solicitadas que demostraran que
dichos rubros y montos fueron necesarios la prestación del servicio público;
por eso fueron excluidos.
d) Sobre el recorte de dietas a las plantas Matamoros y el Embalse:
el opositor alega que en el caso de la planta Matamoros se utilizó para el cálculo
del monto una función lineal incorrecta y en el caso de la planta
El Embalse no se utilizó para el cálculo del monto esa función lineal, sino
que se dividió entre dos el monto reportado por la empresa.
Petitoria del opositor: en el caso la planta El Embalse, se debe corregir
el recorte arbitrario que se le realizó y reconocerse el monto reportado en su
totalidad y para la planta Matamoros se debe reconocer también el monto
reportado por la empresa, ya que no es un gasto que dependa de una función
lineal seleccionada de forma arbitraria e incorrecta por la ARESEP.
Al respecto, se le indica que se han analizado sus comentarios y se le remite
a la respuesta dada a ACOPE en esta misma sección de audiencia pública, así
como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite a los opositores a lo recomendado en ese punto.
e) Sobre el recorte de los gastos de las plantas Río Segundo y Poás I
y II: el opositor alega que la ARESEP no considera una serie de gastos como
gastos regulatorios, aunque no brinda las razones de ello.
Petitoria del opositor: que se incluya en su totalidad los datos de
las plantas mencionadas en el cálculo del costo de explotación.
Al respecto, se le indica que se han analizado sus comentarios y se le remite
a la respuesta dada a ACOPE en esta misma sección de audiencia pública, así
como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite a los opositores a lo recomendado en ese punto.
f) Sobre el recorte de los gastos de la Planta Río Lajas: el opositor
alega que la ARESEP no consideró una serie de gastos como gastos regulatorios y
no se dispone de la información que lo justifique.
Petitoria del opositor: que se incluya en su totalidad el dato de la planta
mencionada en el cálculo del costo de explotación.
Al respecto, se le indica que se han analizado sus comentarios y se le remite
a la respuesta dada a ACOPE en esta misma sección de audiencia pública, así
como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite a los opositores a lo recomendado en ese punto.
g) Sobre la indexación del costo de inversión: el opositor alega que,
si bien la IE indexó los costos de explotación de forma correcta con el Índice
de Precios al Productor Industrial, no lo hizo así para los costos de
inversión, ya que, estando consignados estos costos originalmente en colones en
cada contabilidad regulatoria, se convirtieron a dólares de Estados Unidos para
luego indexarlos hacia la fecha de agosto 2019 con el Índice de Precios al
Productor Industrial de Estados Unidos, para luego convertirlos en colones y
seguir con el cálculo del costo de inversión final.
Petitoria del opositor: que se indexen los costos de inversión con el
mismo índice que se utilizó para indexar los costos de explotación (Índice de
Precios al Productor Industrial de Costa Rica) ya que ambos valores proceden de
una misma base de datos.
Al respecto, se le indica que se han analizado sus comentarios y se le remite
a la respuesta dada a ACOPE en esta misma sección de audiencia pública, así
como a su recomendación correspondiente.
Por lo tanto, se remite a los opositores a lo recomendado en ese punto.
h) Sobre el factor de planta: el opositor alega que los datos para el
cálculo del factor de planta se obtienen de los informes del CENCE y a la fecha
de la audiencia pública ya se encuentra disponible para el mes de diciembre de
2019.
Petitoria del opositor: que se calcule el calcule el factor de planta
para los años 2017, 2018 y 2019; en vez de los años 2016, 2017 y 2018.
Se recomienda acoger este argumento.
i) Sobre la depreciación y el trato desigual: el opositor alega que
con la metodología vigente se está dando un trato desigual a las plantas privadas
que operan al amparo del Capítulo I de la Ley 7200, si se compara con los demás
prestadores del servicio eléctrico en Costa Rica.
Petitoria del opositor: que la IE se pronuncie acerca del trato
desigual que genera la “metodología de fijación de tarifas para generadores privados
(Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra y venta de electricidad con
el ICE”, en relación con los demás prestadores del servicio público de
electricidad en Costa Rica, por el hecho de omitir la depreciación y
revaluación a la hora de fijar las tarifas.
Ante este argumento, si bien la metodología vigente no considera las depreciaciones
o revaluaciones de los activos de las plantas existentes, cuyos datos se
encuentran consignados en las contabilidades regulatorias entregadas por esta
planta, se le indica que siendo el Centro del Desarrollo de la Regulación (CDR)
el encargado de formular, desarrollar y actualizar los instrumentos
regulatorios (metodologías y reglamentos técnicos) sus argumentos fueron enviados
al CDR mediante oficio OF-1450-IE-2019.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
11.Oposición: Plantas Eólicas S.R.L., cédula jurídica
3-102-140259, representada por el señor Allan Broide Wohlstein, portador de la
cédula de identidad número 1-1110-0069, en su condición de apoderado Generalísimo
sin límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito y hace uso de la palabra en la
audiencia pública la señora Kathya Araya Zúñiga, portadora de la cédula de identidad
número 1-0668-0024, en su condición de apoderada especial (folios 547al 572).
Notificaciones: Al correo electrónico abroide@dencmi.com y notificaciones@dencmi.com,
arojo@dencmi.com
a) El opositor alega que no es aplicable a nuestra representada la
fijación que se tramita en este expediente porque no hay datos de nuestra planta
siendo utilizados en el cálculo propuesto. Por esa razón y mientras no exista
una metodología específica para las plantas eólicas, deberá seguirse aplicando
lo que dispone la resolución RJD-009-2010 y la última fijación tarifaria
prevista en la resolución RE-008-IE-2019.
En esa postura han obviado argumentos legales y constitucionales importantes
que vician la continuidad de este proceso de fijación, que, en realidad es un
nuevo proceso de fijación contaminado con el informe de la CGR y teñido de
nulidad absoluta.
Petitoria del opositor: acoger los argumentos expuestos y declarar nulidad
absoluta de este proceso de fijación tarifaria, y por lo tanto mantener a mi
representada la tarifa vigente de conformidad con la resolución RE-008-IE-2019,
mientras no exista una metodología específica para plantas eólicas existentes.
Se le remite al opositor al inciso 19 donde se analizan los argumentos legales
presentados por los opositores.
Además, se añade que la metodología tarifaria vigente establece a qué casos
aplica la tarifa resultante, donde se incluye las plantas eólicas.
Por lo cual, la petitoria de mantener a esta empresa la tarifa vigente implica
una modificación metodológica, la cual está fuera del alcance del trámite
tarifario que se desarrolla en este expediente. Se les indica que la ARESEP
está tramitando bajo el expediente IRM-002-2019 una reforma a la metodología
actual de plantas existentes.
12.Oposición: Hidroeléctrica Platanar S.A., cédula jurídica
3-101-104185, representada por el señor Omar Miranda Murillo, portador de la
cédula de identidad número 5-0165-0019, en su condición de presidente.
Observaciones: Presenta escrito (folios 501 y 503).
Notificaciones: Al correo electrónico asistentesgerenciageneral@coopelesca.co.cr
y ruben@zamoracr.com
a) Propuesta tarifaria de la CGR es ilegal: ya que carece de
competencia tarifaria, a lo cual se une que resulta ilegal también por cuanto
la CGR pretende que se realice una fijación contraria al propio criterio
técnico de la ARESEP.
Petitoria del opositor: se archive de forma inmediata la propuesta tarifaria
sometida a una segunda audiencia pública con base en el criterio de la CGR, por
cuanto dicha institución carece de competencia tarifaria, correspondiéndole
única y exclusivamente a la ARESEP la potestad de fijar las tarifas bajo las
metodologías establecidas por la ARESEP.
Al respecto, se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección donde
se analizan los argumentos legales presentados por los opositores.
13.Oposición: Enel Green Power Costa Rica S.A., cédula jurídica
3-101- 120506, representada por la señora Karla Vanessa Rodríguez Monge, portadora
de la cédula de identidad número 3-0368-0704, en su condición de representante
judicial y extrajudicial.
Observaciones: Presenta escrito (folio 610).
Notificaciones: A los correos electrónicos karla.rodriguez@enel.com
y notificaciones@batalla.com
Debido a que las posiciones presentadas por Enel Green Power Costa rica
S.A., PH Don Pedro S.A. y PH Río Volcán S.A. corresponden al mismo documento
escrito (folio 610), se dará el mismo análisis y respuesta en conjunto en los
siguientes párrafos.
14.Oposición: PH Don Pedro S.A., cédula jurídica 3-101-131035, representada
por la señora Karla Vanessa Rodríguez Monge, portadora de la cédula de
identidad número 3-0368-0704, en su condición de representante judicial y
extrajudicial.
Observaciones: Presenta escrito (folio 610).
Notificaciones: A los correos electrónicos karla.rodriguez@enel.com
y notificaciones@batalla.com
Debido a que las posiciones presentadas por Enel Green Power Costa rica
S.A., PH Don Pedro S.A. y PH Río Volcán S.A. corresponden al mismo documento
escrito (folio 610), se dará el mismo análisis y respuesta en conjunto en los
siguientes párrafos.
15.Oposición: PH Río Volcán S.A., cédula jurídica 3-101-131036, representada
por la señora Karla Vanessa Rodríguez Monge, portadora de la cédula de
identidad número 3-0368-0704, en su condición de representante judicial y
extrajudicial.
Observaciones: Presenta escrito (folio 610).
Notificaciones: A los correos electrónicos karla.rodriguez@enel.com
y notificaciones@batalla.com
Debido a que las posiciones presentadas por Enel Green Power Costa rica
S.A., PH Don Pedro S.A. y PH Río Volcán S.A. corresponden al mismo documento
escrito (folio 610), se dará el mismo análisis y respuesta en conjunto en los
siguientes párrafos:
a) Ilegalidad de la exclusión de los datos de plantas eólicas: para la aplicación
del 2020 la ARESEP no está vinculada por el informe de la CGR, ya que este
informe se refiere a las resoluciones RIE-0008-IE-2019, RIE-057-2018 y
RIE-0079-2018 y no se indica que se debe seguir las recomendaciones en las
aplicaciones tarifarias futuras, por lo que, para poder excluir datos de la
manera que lo está haciendo, debe primero seguir el procedimiento para la
modificación de la metodología, de lo contrario, estaría violentando el
principio de legalidad, inderogabilidad singular de los reglamentos e
intangibilidad de los actos propios.
Se le remite al opositor al inciso 19 donde se analizan los argumentos legales
presentados por los opositores.
Adicionalmente se señala que si bien la disposición 4.9 del informe del a
CGR consiste en la aplicación de los criterios definidos por el ente contralor
en las resoluciones anteriores, esto implica el aplicarlos en las fijaciones
futuras. En caso contrario, las fijaciones futuras tendrían lo que para la CGR
son “errores de desaplicación”, los cuales ha ordenado corregir.
b) Falta de claridad con respecto al cálculo del factor de planta para
los años 2017 y 2018: no hay claridad por parte de la ARESEP de cuáles plantas
se excluyeron por haber operado menos de 10 meses. Al respecto se le indica que
en el apartado 8 del presente informe “Factor de Planta” se señalan cuáles
plantas hidroeléctricas fueron excluidas por haber operado menos de 10 meses en
alguno de esos años. Asimismo, esto se indica en los comentarios de la pestaña “Factor
de Planta” contenida en la hoja de cálculo.
Por lo tanto, se acoge este argumento y se incorpora la explicación correspondiente
en este informe técnico.
c) Falta de claridad en el cálculo de la rentabilidad: no se tiene
claridad cómo se incorporó la recomendación de la CGR sobre el cálculo de la rentabilidad
dentro de esta fijación.
En relación con este argumento se indica que, de acuerdo con la metodología
vigente para el cálculo de la rentabilidad, se deben utilizar 5 datos
históricos de cada variable para obtener un promedio; en caso de que para
alguna variable sólo se cuente con menos de 5 datos, se debe utilizar la misma
cantidad de datos para todas.
En el presente estudio se cuenta con 5 datos para todas las variables.
La disposición de la CGR va en este sentido, de utilizar la misma cantidad
de datos para todas las variables.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
d) Falta de fundamentación e indefensión: en la aplicación de los
párrafos 2.25 y 2.27 del informe de la CGR.
De acuerdo con el punto anterior, la metodología vigente establece el uso
de la misma cantidad de datos históricos para las variables del cálculo de la
rentabilidad, siendo la regla el uso de 5 datos. El párrafo 2.25 de la CGR va
en esa línea.
Como se puede observar en el presente informe técnico y en sus anexos,
para todas las variables del cálculo de rentabilidad (tasa libre de riesgo,
coeficiente beta, prima por riesgo y riesgo país) se utilizaron 5 datos
históricos.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento. Por otro lado, la
metodología indica que para el cálculo del factor de planta sólo se pueden
considerar las plantas que hayan operado al menos 10 meses cada año. Como se
puede constatar en el apartado 8 de este informe técnico “Factor de Planta” y
en sus anexos, se excluyeron las plantas hidroeléctricas que no cumplieron con
esta condición.
Por lo tanto, se recomienda no acoger este argumento.
Petitoria del opositor:
1. Se realice una nueva propuesta de aplicación metodológica que se someta
a una nueva audiencia pública, que aplique la metodología actual e incluya como
parte de las fuentes de información para las diferentes variables
metodológicas, los datos de las plantas eólicas.
Se le indica al opositor que, como quedó extensamente explicado en la
sección I “Antecedentes”, el apartado 3 “Criterio de la CGR” y el 4 “Incidencia
del criterio de la CGR sobre la propuesta tarifaria” de este informe, la CGR
determinó que sus disposiciones son de acatamiento obligatorio, aunque no son
recibidas de conformidad por la ARESEP.
Por lo cual los datos de plantas eólicas debieron ser excluidas del análisis
tarifario. Adicionalmente, se remite al opositor al inciso 19 de esta sección,
donde se atienden los argumentos legales presentados por los opositores.
De modo que se recomienda rechazar esta petitoria.
2. Se realice una nueva propuesta de aplicación metodológica que se someta
a una nueva audiencia, en la cual se fundamente la forma en que se incluyó la
recomendación de los párrafos 2.25 y 2.27 del informe de la CGR, o si no se
incluyó, explicar el criterio usado por la Intendencia para excluir esas
recomendaciones e incluir la del párrafo 2.29
Se le aclara al opositor que las disposiciones 2.25 y 2.27 de la CGR fueron
tomadas en cuenta en el informe que se llevó a la primera audiencia pública, ya
que estas corresponden a la aplicación de lo que está establecido en la
metodología vigente en cuanto al cálculo de rentabilidad y al factor de planta.
Por lo tanto, su acatamiento no generaba variaciones en la propuesta sometida a
segunda audiencia.
Es decir, ambos informes, en de la primera y segunda audiencia, tenían
incorporadas las indicaciones de los párrafos 2.25 y 2.27.
De modo que se recomienda rechazar esta petitoria.
16.Oposición: Suerkata S.R.L cédula jurídica 3-102-085092,
representada por el señor Esteban José Lara Erramouspe, portador de la cédula
de identidad número 1-0785-0994, en su condición de apoderado generalísimo sin
límite de suma.
Observaciones: Presenta escrito (folio 474).
Notificaciones: Al correo electrónico suerkata@montenegro.go.cr
a) Indefensión por omisión de información: la empresa indica que en el expediente
ET-095-2019 no se cuenta con la información que sirvió de base para el informe
DFOE-AE-IF-00009-2019 de la CGR y que los resultados comparativos de dicho
informe no coinciden con el alcance de este.
Al respecto se le indica que bajo el expediente ET-095-2019 se tramita la
propuesta de ajuste tarifario para plantas existentes, considerando las
disposiciones de la CGR contenidas en el informe citado. De modo que la
elaboración de dicho informe por parte de la CGR, así como los insumos que
consideró, no son parte del alcance de este expediente. Si desea conocer más
sobre ese proceso puede consultar el expediente público OT-775-2019.
b) Desbalance en cálculos precios energía: los cálculos de la CGR se basan
en las fórmulas de la metodología modificadas, las cuales eliminan el factor de
antigüedad del denominador (Xu) de los costos de explotación, lo cual significa
un verdadero desbalance en el modelo de fijación de precios.
Al respecto se le indica que la propuesta sometida a audiencia pública considera
las formulaciones de la metodología vigente, por lo que cualquier discrepancia
sobre la fórmula de cálculo del factor de antigüedad no puede ser analizado
dentro del ámbito de este expediente al tratarse de un aspecto metodológico.
c) Errores en datos de capacidad instalada/contratada: se puede observar
que, en los cálculos utilizados por la ARESEP, la información de capacidad
instalada cambia en las mismas hojas de cálculo.
En el presente informe, así como en sus anexos se explica cómo se determinó
la capacidad instalada utilizada en cada rubro que lo requiere. Para el caso de
los costos de inversión, al tratarse de los costos originales de los activos de
propiedad, planta y equipo, se utiliza la potencia de cuando entró a operar la
planta.
d) Depuración estadística poco fiable: la Aresep no ha analizado el
efecto que genera el cambio del tamaño de la muestra en el cálculo de los costos
y la inversión, además la ARESEP no ha definido el camino metodológico para la
muestra que utiliza.
Para la determinación de los costos y la inversión se ha utilizado toda la
información disponible y validada de las plantas que la hayan remitido a la
ARESEP, de modo que se contaría con el dato poblacional si todas las plantas
hubieses enviado y justificado debidamente dicha información. Cabe señalar que
en esta fijación se excluyeron de la muestra las plantas eólicas en
cumplimiento de las disposiciones de la CGR.
La metodología vigente no establece ningún mecanismo para la definición
de la muestra, de modo que la definición del “camino metodológico” no puede ser
analizado dentro del ámbito de este expediente al tratarse de un aspecto
metodológico.
e) Eliminación de costos por parte de la ARESEP: la empresa alega que la
ARESEP elimina costos de operación sin explicación y señala como ejemplo un
aparente recorte en los gastos de energía eléctrica de la planta Suerkata.
Además, critica el no reconocimiento del desgaste de los equipos, pero sí la
aplicación del factor de antigüedad Xu. Al respecto se le indica que, en
cumplimiento del artículo 32 de la Ley 7593, no se aceptaron tarifariamente
costos desproporcionados, innecesarios o ajenos a la prestación del servicio
público, considerando que algunos rubros y montos no fueron debidamente justificados
por las empresas como parte del seguimiento a las contabilidades regulatorias
que realiza esta intendencia.
En cuanto al caso de la planta Suerkata, se verificaron los cálculos de la
propuesta y no se logró corroborar lo afirmado por la empresa. En la cuenta
5.3.1.01.06 se incluye un rubro por energía eléctrica por un monto de 1.227.575
colones, los cuales se le reconocen en su totalidad.
En cuanto al rubro de la depreciación, se le indica a la empresa que la metodología
tarifaria establece que no se deben incluir gastos de depreciación.
f) Efecto de la estacionalidad a los pagos finales: la empresa indica
que la ARESEP debe estudiar la posibilidad de redefinir la época de verano e
invierno consideradas para el cálculo de la estructura tarifaria. Al respecto
se le indica que en este informe se considera la estructura tarifaria que fue
definida en las resoluciones RJD-152-2011 y RJD- 163-2011. De modo que
cualquier observación sobre la estructura tarifaria, no puede ser analizado
dentro del ámbito de este expediente al tratarse de un aspecto metodológico.
g) Sobre el artículo 31 de la Ley 7593: la empresa indica que la metodología
actual establece tarifas por industria, lo cual afecta a las pequeñas y
medianas empresas que requieren tarifas superiores.
Al respecto se le indica que las observaciones y sugerencias de oportunidades
de mejora relacionadas con la definición de una tarifa por industria no pueden
ser analizadas dentro del ámbito de este expediente al tratarse de un aspecto
metodológico.
Petitorias:
1. Se evalúe en forma objetiva el estudio de la CGR, por ser poco
objetivo y contener sesgos importantes.
Se le indica al opositor que el informe de la CGR ya fue evaluado por la
ARESEP. Sin embargo, a pesar de las discrepancias, las disposiciones del este son
de acatamiento obligatorio y, considerando el rechazo de la medida cautelar por
parte del TCA, estas debieron ser incorporadas en el presente estudio
tarifario.
2. Realice un estudio de las consecuencias de la eliminación parcial del
factor Xu, por el desbalance que genera en los cálculos tarifarios y las distorsiones
que se han generado.
Esta petición está fuera del alcance del trámite del presente estudio tarifario,
al tratarse de un análisis de la metodología vigente, por lo cual esta
Intendencia rechaza esta petitoria.
3. Se corrija el problema de concordancia de capacidad instalada en las fuentes
de los datos utilizadas para la capacidad instalada de las plantas de la
muestra analizada, en los cálculos de inversión y otros.
Como se indicó anteriormente la potencia utilizada para el cálculo de la
inversión corresponde a la inicial en concordancia con los costos de la
inversión por lo cual en algunos casos no coincidir con la capacidad instalada
actual.
Por lo que se recomienda no acoger este argumento.
4. Se defina un procedimiento objetivo para realizar la depuración estadística
de los datos, tal y como lo señala CGR.
El estudio tarifario corresponde a la aplicación de la metodología tarifaria
vigente y los procedimientos establecidos en la misma en apego a la ciencia, la
lógica y la técnica y considerando toda la información disponible y validada.
De modo que la definición de un procedimiento adicional está fuera del alcance
del trámite del presente estudio tarifario, al tratarse de una modificación de
la metodología vigente, por lo cual esta Intendencia rechaza esta petitoria.
5. Se realice la debida justificación de la eliminación de costos de operación
dentro de la contabilidad regulatoria, para que permita la debida defensa de
estos por parte de las empresas de generación
reguladas.
Se le indica que en el presente informe técnico y en sus anexos se desarrolla
la justificación de los gastos excluidos.
6. Se haga un estudio integral de los períodos de estacionalidad que se utilizan
para las tarifas en la actualidad, para que se logre reflejar la realidad
climática y no en forma fija como se hace actualmente, o que en su defecto se
defina una tarifa plana anual.
Se le indica que el análisis de la estacionalidad o la definición de una
tarifa plana está fuera del alcance del trámite del presente estudio tarifario,
al tratarse de una modificación de la metodología vigente, por lo cual esta
Intendencia rechaza esta petitoria.
17.Oposición: Rubén Zamora Castro, portador de la cédula de
identidad número 01-1054-0273.
Observaciones: Hace uso de la palabra en la audiencia pública, no presenta
escrito
Notificaciones: Al correo electrónico ruben@zamoracr.com
El opositor indica que las decisiones que ha tomado la ARESEP de enero hasta
la segunda audiencia, son decisiones que, a pesar de ser de naturaleza
eminentemente legal, han sido tomadas por funcionarios que son técnicos y que
no necesariamente han contado o por lo menos no consta en autos, que hayan
contado con la respectiva asesoría legal, por lo que estarían ejerciendo
ilegalmente la profesión de abogacía.
Además, argumenta que las disposiciones de la CGR no deben ser acatadas
por la ARESEP al no ser vinculantes y considerando la autonomía de la Autoridad
Reguladora según el artículo 184 de la Constitución Política y las funciones
asignadas por el legislador en la Ley 7593.
Al respecto se le remite al opositor al inciso 19 de esta sección, donde
se analizan los argumentos legales presentados por los opositores.
18.Oposición: Manrique Rojas Araya, portador de la cédula
01-0893-0107
Observaciones: Hace uso de la palabra en la audiencia pública, no presenta
escrito
Notificaciones: Al correo electrónico mrojas@hm.cr ,
hidros@ice.co.cr
a) El opositor señala que se excluyeron algunos costos de explotación
sin la debida justificación.
Al respecto se le indica que los costos que finalmente fueron excluidos pueden
observarse en el presente informe y sus anexos, los cuales presentan algunas
modificaciones con respecto a la propuesta sometida a audiencia pública, a
partir de las posiciones presentadas en la misma.
En cuanto a los costos que fueron excluidos, como se señala en el presente
informe y se evidencia en el expediente OT-238-2017, las empresas no
justificaron que dichos rubros y montos correspondieran con gastos propios y
necesarios para la prestación del servicio público. Adicionalmente, se remite
al opositor a las contestaciones dadas en los incisos 2, 6, 7, 8, 9 y 10.
b) El opositor afirma que hay un trato desigual, ya que la metodología
no reconoce los gastos de depreciación ni la revaluación de activos, como sí sucede
con otras metodologías tarifarias.
Al respecto se señala que dicha afirmación corresponde a un tema metodológico,
el cual está fuera del alcance del trámite tarifario contenido en este
expediente.
c) El opositor indica que para el cálculo del factor de planta se deben
utilizar los datos de 2017, 2018 y 2019, ya que se encuentran disponibles.
Se acoge el argumento del opositor y se recalcula el factor de planta.
19.Argumentos legales de las oposiciones:
Considerando que los alegatos de índole legal que presentaron los
oponentes son iguales, previo a desarrollar el resumen de los argumentos, se
aclara que se procederá a realizar la atención de estos de manera integrada.
Así las cosas, los argumentos de las oposiciones se pueden resumir de la
siguiente manera:
1. La IE pretende proponer un cálculo tarifario con el que no está de
acuerdo, considerando la posición institucional adoptada por la Autoridad Reguladora
en contra de las disposiciones dictadas por la Contraloría General de la
República (CGR).
2. Obligación de desobedecer por cuanto la Contraloría carece de
potestad tarifaria y sus criterios no son vinculantes. La IE no debe obedecer
ni ejecutar el criterio de la Contraloría General de la República, por cuanto implicaría
renunciar a la competencia exclusiva y excluyente que la Ley le otorgó para
fijar tarifas.
3. El intendente está siendo inducido a error, porque en el informe
IN-0009- IE-2020 con base en el cual se convocó la segunda audiencia tarifaria,
se concluye que el criterio de la CGR es vinculante, sin que en dicho informe exista
un análisis legal de por qué es vinculante y sin que ningún abogado lo firme,
en su lugar fue firmado por 3 técnicos que carecen de la legitimación oficial
como abogados activos en el Colegio de Abogados.
Sobre otras oposiciones presentadas en común por distintos participantes
Alegan las empresas en su oposición que, de conformidad con los artículos 108 y
109, ambos de la Ley 6227, existe la obligación de no obedecer las órdenes
arbitrarias que carecen de sustento jurídico y técnico, por ello la
Intendencia no debe
ejecutar el criterio de la CGR. De lo anterior, en las oposiciones se llega a
la conclusión que la IE está obligada a desobedecer, puesto que los funcionarios
públicos no deben ejecutar actos abiertamente ilegales y contrarios a la
ciencia y la técnica.
En cuanto al deber de obediencia, la Procuraduría en reiterados pronunciamientos
ha indicado que los funcionarios de la Administración Pública estarán afectos a
un régimen jerarquizado y disciplinado en cuya virtud deben cumplir fiel y
esmeradamente sus obligaciones para con el servicio, y obedecer las órdenes que
les imparta el superior y se determina por la organización interna de cada
servicio, como por la planta de personal, que es la organización esquemática de
los empleos permanentes que conforman su dotación. Al respecto, la Ley General
de Administración Pública, nos previene en qué consiste la relación jerárquica,
al señalar lo siguiente:
“Artículo 101: Habrá relación jerárquica entre superior e inferior cuando
ambos desempeñen funciones de la misma naturaleza y la competencia del primero
abarque la del segundo en razón del territorio y de la materia.”
Al mismo tiempo nos indica respecto a las potestades en esa relación jerárquica,
de esta manera:
“Artículo 102: El superior jerárquico tendrá las siguientes potestades:
a) Dar órdenes particulares, instrucciones o circulares sobre el modo de
ejercicio de las funciones por parte del inferior, tanto en aspectos de
oportunidad y conveniencia como de legalidad, sin otras restricciones que las
que se establezcan expresamente; b) (…) c)
Ejercer la potestad disciplinaria… d) Ajustar las medidas necesarias para
ajustar la conducta del inferior a la ley y a la buena administración
(…)”.
Siendo esto así, en concordancia con el deber de obediencia, nos ilustra
la norma de esta forma:
“Artículo 107: 1. Todo servidor estará obligado a obedecer las órdenes particulares,
instrucciones o circulares del superior (…).
Artículo 108: 1. Deberá desobedecer el servidor cuando se presente cualquiera
de las siguientes circunstancias: a) Que la orden tenga por objeto la
realización de actos evidentemente extraños a la competencia del inferior; y b)
Que el acto sea manifiestamente arbitrario, por constituir su ejecución abuso
de autoridad o cualquier otro delito.
2. La obediencia en una cualquiera de estas circunstancias producirá responsabilidad
personal del funcionario, tanto administrativo como civil, sin perjuicio de la
responsabilidad penal que pueda caber.
Artículo 109: 1. (…) el servidor deberá obedecer, aunque el acto del superior
sea contrario al ordenamiento por cualquier otro concepto, pero en este último
caso deberá consignar y enviar por escrito sus objeciones al jerarca, quien
tendrá la obligación de acusar recibido.
2. El envío de las objeciones escritas salvara la responsabilidad del inferior,
pero éste quedara sujeto a inmediata ejecución de lo ordenado. (…)”.
Como se puede entender, la Ley General en mención establece el procedimiento
a seguir en cuanto a las órdenes jerárquicas y el acatamiento a disposiciones
emanadas de un superior.
Como se debe de observar dentro de la normativa, respecto al deber de obediencia,
encontramos varios factores en particular:
a) Existe una norma superior que desemboca en normas inferiores con respecto
a la jerarquía y el deber de obediencia en la Administración Pública;
b) Que de estas normas se deduce quién es un jerarca y quién el subordinado
y cuál es el fin último de esta división (la máxima eficiencia de la
Administración Pública);
c) Que el jerarca tiene la potestad de dar órdenes a sus colaboradores y
de sancionarlos si no son acatadas dichas disposiciones (principio de obediencia);
d) Que los colaboradores tienen la potestad de oponerse a realizar
dichas órdenes mediante los procedimientos establecidos, pero que de igual manera
deben de ser cumplidas, de lo contrario serán acreedores a una eventual sanción
(deber de obedecer, artículos 108 y 109 de la Ley General de la Administración
Pública).
De lo anterior se desprende que el deber de obediencia deriva del
principio de jerarquía. En otras palabras, la jerarquía da lugar a dos deberes fundamentales
que se imponen a los individuos que se desempeñan en la Administración: el
deber de obediencia por parte del subordinado y el deber de control jerárquico
del que ejerce la jefatura asociado a su poder de mando.
(Al respecto ver Dictamen C-155-97 del 20 de agosto de 1997 y Opinión Jurídica
O.J.- OJ-112-99 de 20 de setiembre de 1999 y OJ-005-2002 del 29 de enero de
2002).
Por otra parte, la competencia en materia sancionatoria que ostenta la Contraloría
General de la República es jurídicamente distinta a la que ejerce un patrono
con sus trabajadores, en tanto el órgano contralor no tiene una relación de
jerarquía ni disciplinaria con respecto a los servidores de la administración
activa sujeta a su fiscalización.
Por el contrario, sus competencias derivan del artículo 183 de la
Constitución Política de la República de Costa Rica el cual establece a la
Contraloría General de la República como institución auxiliar de la Asamblea
Legislativa en la vigilancia de la Hacienda Pública, y que el artículo 12 de su
Ley Orgánica, Nº 7428, la designa como órgano rector del Sistema de Control y Fiscalización
Superiores de la Hacienda Pública.
Asimismo, los artículos 12 y 24 de esa Ley Orgánica confieren a la
Contraloría General, facultades para emitir, con carácter obligatorio para los
sujetos pasivos de fiscalización, las disposiciones, normas, políticas y directrices
orientadas al logro del objetivo del Sistema de Control y Fiscalización Superiores,
a saber, garantizar la legalidad y eficiencia de los controles internos y del
manejo de los fondos públicos.
Finalmente, la Contraloría General de la República es el órgano
competente para determinar si las disposiciones que ha emitido en el ejercicio
de sus funciones de fiscalización de la Hacienda Pública han sido cumplidas o incumplidas
por las autoridades competentes en las instituciones públicas correspondientes.
Por todo lo anterior, en la resolución RE-0001-IE-2020 se identificó que
siendo que el día de la realización de la audiencia pública (9 de noviembre de
2019) se presentó una propuesta tarifaria la cual no contenía las disposiciones
señaladas por la CGR en el informe Nº DFOE-AE-IF-00009-2019 y la resolución
R-DFOE-AE-00003-2019, resultó necesario reprogramar una nueva audiencia pública
con el fin de no infringir el derecho de participación de los ciudadanos en la
toma de decisiones públicas, según lo dispone el artículo 9 de la Constitución
Política.
En virtud de lo anterior, considera esta Intendencia que no llevan razón
las oponentes en cuanto a este argumento, en primer lugar por cuanto
losartículos 108 y 109 ambos de la Ley 6227, no son aplicables al caso
concreto, ya que no existe una relación
jerárquica entre la Contraloría y la Autoridad Regulatoria; y en segundo lugar,
el Ordenamiento Jurídico vigente, obliga a la IE a acatar las disposiciones
emitidas por el Ente Contralor en los términos analizados, por lo que no se
podrían ignorar.
A pesar de lo anterior, se reitera que la Autoridad Reguladora ha
realizado todas las gestiones disponibles en el marco jurídico con el fin de
impugnar lo dispuesto por la CGR, en este sentido se reitera que mediante el
oficio OF-0783-RG-2019, se interpuso un recurso de revocatoria con apelación en
subsidio contra lo dispuesto en el informe N.° DFOE-AE-IF-00009-2019.
Asimismo, el 14 de febrero de 2020, la Aresep interpuso una solicitud de
medida cautelar provisionalísima y de medida cautelar anticipada, ante el Tribunal
Contencioso Administrativo del II Circuito Judicial de San José (TCA), en
contra de las disposiciones 4.9 y 4.10 dictadas por la Contraloría General de
la República, mediante el informe DFOE-AE-IF-00009-2019. Por medio de la
resolución de las 16:55 horas, el TCA, rechazó la solicitud de medida cautelar
provisionalísima, pero da audiencia por un plazo de tres días a la Contraloría
General de la República para contestar y ofrecer prueba, y de oficio se ordena
la integración a la litis en calidad de tercero interesado al Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE).
El 11 de marzo de 2020, mediante escrito dirigido al TCA, la Aresep
presentó ampliación de los hechos de la Medida Cautelar por hechos nuevos.
El 16 de marzo de 2020, el TCA mediante resolución de las 11:30 horas, admitió
la medida cautelar de manera provisionalísima, interpuesta por la Autoridad
Reguladora y ordenó suspender los efectos de lo dispuesto por la CGR mediante
oficios N° 02754 y N°02740, así como cualquier otra situación derivada de la
anterior.
Finalmente, el 3 de agosto de 2020, mediante la resolución 387-2020, el
TCA dispuso declarar sin lugar la medida cautelar solicitada y revocó la
resolución de las 11:30 horas del 16 de marzo del 2020.
Con respecto al sustento legal y a las personas que firmaron el
IN-0009-IE-2020, se les indica que dicho informe corresponde a la propuesta
técnica de ajuste tarifario, la cual se sustentó en el análisis legal
desarrollado en el informe IN-0001-IE-2020 (folios 298 al 315) el cual sirvió
de base para la
resolución
RE-0001-IE-2020 (folios 285 al 297).
Adicionalmente se indica que dicho análisis legal es ampliado en el
presente informe técnico.
III. CONCLUSIONES
1. El 16 de setiembre de 2019, mediante el informe Nº
DFOE-AE-IF-00009-2019, la CGR emitió el informe final acerca de la Auditoría de
Carácter Especial Acerca del Proceso Instaurado por el ICE y la Aresep para la Concesión
de la Generación y Compra de Energía Eléctrica a Privados, en donde dispuso una
serie de recomendaciones de carácter vinculante a la Aresep, cuyo sustento
legal se encuentra en las competencias asignadas en los artículos 183 y 184 de
la Constitución Política, los artículos 12 y 21 de la Ley Orgánica de la
Contraloría General de la República N. 7428, y el artículo 12 inciso c) de la
Ley General de Control Interno.
2. Dado que el TCA rechazó la solicitud de medida cautelar interpuesta por
la Autoridad Reguladora contra los efectos del informe del a CGR, por medio de la
resolución RE-0078-IE-2020 se determinó que lo procedente era validar la segunda
audiencia pública y resolver sobre la propuesta presentada en dicho proceso.
3. A partir de la resolución del TCA y la RE-0078-IE-2020, en cumplimiento
de lo dispuesto por el informe citado de la CGR, se procedió a realizar un
análisis transversal de las informaciones y cálculos contenidos en la propuesta
tarifaria enviada a audiencia pública el 9 de diciembre de 2019, sobre todo en consideración
con la disposición 4.9 del informe de la CGR, dando como resultado que se deben
realizar dos cambios, debido a la mejora continua en el tiempo sobre las
aplicaciones tarifarias, los cuales son el no uso de las informaciones de las
plantas eólicas y tomar diciembre de 2019 para el cálculo del factor de
antigüedad, dando como resultado la propuesta tarifaria contenida en el informe
IN-0009-IE-2020, presentado en la segunda audiencia pública el 12 de marzo de
2020. Sobre dicho informe técnico se sustenta el presente informe.
4. En esta fijación la Autoridad Reguladora cumple las disposiciones
dictadas por la Contraloría General de la República por medio del informe
DFOE-AEIF-00009-2019, a pesar de que según consta en el presente informe
técnico, este ente regulador manifestó de manera oportuna su disconformidad.
5. El costo de inversión es de US$ 3 677,54 por kW, el costo de explotación
es de US$ 127,80 por kW, el factor de antigüedad es de 48,40%, la rentabilidad es
de 7,92% y el factor de planta es de 52,78%.
6. Con la actualización de las variables que integran la “Metodología de
fijación de tarifas para generadores privados (Ley 7200) que firmen un nuevo
contrato de compra y venta de electricidad con el ICE”, da como resultado un
ajuste del -17,3% respecto a la tarifa monómica vigente, dando una tarifa
promedio de $0,05812 por kWh, siendo su estructura tarifaria la siguiente:
II. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes
y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar las siguientes tarifas para
los generadores privados existentes que firmen un nuevo contrato de compra
venta de electricidad con el ICE, tal y como se dispone;
POR TANTO
El INTENDENTE DE ENERGÍA
RESUELVE:
I. Fijar las siguientes tarifas para los generadores privados existentes
que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense
de Electricidad (ICE), a partir de una tarifa de referencia de $0,05812 por
kWh, siendo la estructura tarifaria la siguiente:
II. Reiterar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al
ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de conformidad con lo establecido en la resolución
RJD-009-2010, están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep
estados financieros auditados, en los cuales se detalle las subpartidas que
componen: gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y gastos de
inversión individual; así como la debida justificación de la relación que cada
gasto tiene con la prestación del servicio público, que permita a la Autoridad
Reguladora disponer de la mayor y mejor cantidad de información necesaria para
el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales de este sector.
III. Indicar a los generadores privados existentes que brindan el servicio
público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo I de
la Ley No. 7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017 “Implementación
de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro de
Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por Generadores amparados en
el Capítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas,
Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y
otros similares que el marco legal autorice” del 22 de diciembre de 2017.
IV. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al
ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución
RJD-009-2010 o RIE-132-2017, se remitirá a la Dirección General de Atención al
Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se valore
la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos correspondientes.
V. Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el “Considerando
I” de esta resolución.
VI. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente de su
publicación en el Diario Oficial La Gaceta.
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.
PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE