INTENDENCIA DE ENERGÍA
RE-0006-IE-2021 DEL 2 DE FEBRERO DE 2021
APLICACIÓN DE OFICIO DE LA METODOLOGÍA “MODELO PARA LA
DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS
DE GENERACIÓN PRIVADA EÓLICAS NUEVAS”
ET-074-2020
RESULTANDO:
I. Que el 30 de noviembre de 2011, mediante la Resolución RJD-163-2011, la
Junta Directiva de la Aresep aprobó el “Modelo para la Determinación de
Tarifas de Referencia para Plantas de Generación Privada Eólicas Nuevas”,
el cual fue publicado en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, y
modificada mediante resolución RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de
La Gaceta No. 65 del 02 de abril de 2014 y mediante resolución 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 14 de noviembre de 2019, mediante la resolución RE-0089-IE- 2019,
el Intendente de Energía fijó la banda tarifaria vigente para todos los
generadores privados eólicos nuevos, la cual fue publicada en el Alcance 259 a
La Gaceta No. 221 del 20 de noviembre de 2019.
V. Que el día 29 de octubre de 2020, mediante las resoluciones
RE-0101-IE-2020, RE-0102-IE-2020, RE-0103-IE-2020 y RE-0104-IE-2020, previa
valoración técnica y jurídica, se dispuso rechazar las solicitudes de
confidencialidad de las informaciones de contabilidad regulatoria del periodo
2019 presentadas por Costa Rica Energy Holding, Inversiones Eólicas Campos
Azules S.A., Inversiones Eólicas Guanacaste S.A. y Vientos del Volcán S.A.
respectivamente, las cuales constan en el expediente OT-840-2019 (folios 518 al
593).
VI. Que el 30 de octubre de 2020, mediante el oficio OF-1181-IE-2020 se
solicitó la apertura del expediente y la convocatoria al proceso de audiencia
pública de la propuesta de aplicación anual del “Modelo para la determinación
de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas”,
propuesta contenida en el informe IN-0178-IE-2020 (folios 1 al 4).
VII. Que el 24 de noviembre de 2020, se publicó la convocatoria a audiencia
pública en La Gaceta No. 279, a celebrarse el 6 de enero de 2021 (folio 16).
Asimismo, dicha convocatoria también fue publicada el 23 de noviembre de 2020
en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja (folio 16).
VIII. Que el 6 de enero de 2021 se llevó a cabo la audiencia pública, como
consta en el acta AC-0008-DGAU-2021 (folios 56 al 65).
IX. Que el 11 de enero de 2021, mediante el informe IN-0023-DGAU-2021, la
Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de
oposiciones y coadyuvancias (folios 66 al 68).
X. Que el 2 de febrero de 2021, mediante el informe técnico
IN-0014-IE-2021, la IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en
dicho estudio técnico recomendó, fijar la banda tarifaria para las plantas
eólicas privadas nuevas, de conformidad con la metodología tarifaria de referencia
para plantas de generación privada eólicas nuevas.
CONSIDERANDO:
I. Que el informe técnico IN-0014-IE-2021, citado y que sirve de base para
la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
II. ANÁLISIS DEL ASUNTO
1. Aplicación anual de oficio de la metodología
En este apartado se presenta el detalle de la aplicación del “Modelo
para la Determinación de Tarifas de Referencia para Plantas de Generación
Privada Eólicas Nuevas” según la resolución RJD-163-2011 y sus reformas
aprobadas RJD-027-2014 y RJD-017-2016.
La fórmula general del modelo se puede expresar mediante la siguiente
ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:
𝐶 + 𝐶�𝐶 = 𝑝 ∗ �
Donde:
CE = Costos de
Explotación
CFC = Costo Fijo por
Capital
P = Precio de la
Energía (variable de interés)
E = Expectativas de
ventas anuales (cantidad de energía)
Por lo tanto, despejando el precio, tenemos:
Cabe destacar que el
cálculo de la banda se determina a partir de los datos de inversión, resultando
en un límite superior y un límite inferior.
El siguiente cuadro
resume la actualización de las principales variables de esta aplicación anual
de oficio:
A continuación, se
detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.
2. Cálculo de las
variables del modelo
a. Expectativas de
venta (E)
Para estimar la
variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad de
energía a vender durante el año, se considera la siguiente ecuación:
Donde:
E = Expectativa de
ventas anuales (cantidad de energía)
8760 = Cantidad de
horas de un año (24 horas * 365 días)
fp = factor de
planta aplicable según fuente
C = 1 (capacidad
unitaria, simplificación del cálculo del modelo)
La metodología vigente en cuanto al factor de planta (fp) establece los
siguiente:
“Para la determinación del factor de planta (fp) se contemplarán valores
de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales,
considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la base
de datos de la Autoridad Reguladora. Se incluirá la información de los factores
de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como
un dato adicional a la información real utilizada.
Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores
de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una
proporción sustancial del respectivo año (10 o más meses) o lo indicado por el
oferente en los concursos.
La ponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de
cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años más la
información adicional de las convocatorias se hará con base en la capacidad
instalada de cada uno de los años y datos incluidos.”
Con base en lo anterior, en el cálculo del factor de planta se consideró
la información de todas las plantas nacionales de generación privada eólicas,
de acuerdo con la información disponible. Además, es importante señalar que en
los últimos 5 años no se han realizado concursos para adquirir energía.
Adicionalmente, según la metodología vigente se deben considerar sólo
las plantas que hayan generado energía durante 10 o más meses del respectivo
año.
Considerando lo anterior, para el período 2015-2019 se excluyeron las
siguientes plantas por haber generado menos de 10 meses: Vientos del Este y
Orosi en el 2015, Altamira, Campos Azules y Fila de Mogote en el 2016, y
Vientos de la Perla y Vientos de Miramar en el 2017.
Para la capacidad instalada se utilizó la información proporcionada por
las empresas y el CENCE (Anexo 17). En cuanto a la producción anual se
contempló la información publicada por el CENCE en su página web1 y que fue
tabulada en el Anexo 18.
1https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchivo=3008
Una vez que se obtiene el factor de planta de la muestra de plantas
eólicas nacionales de cada año, se calculó para cada año el promedio ponderado
utilizando la capacidad instalada de cada planta como ponderador. Por último,
se calculó para el total de los cinco años, el promedio ponderado utilizando la
capacidad instalada total de cada año como ponderador.
El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente
para una planta eólica nueva es de 51,04% (Anexo 2).
Por lo tanto, la expectativa de venta anual de energía “E” es de 4
470,94 kWh.
b. Costos de Explotación (CE)
Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y
fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones
normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos
financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.
La metodología aprobada en la resolución RJD-163-2011 indica que el
cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra
de los costos de explotación de plantas eólicas que operan en el país, de
diferentes capacidades instaladas, en la medida similares a las que se pretende
tarifar.
Para la determinación de los costos de explotación, en el presente
estudio se utilizó la información presentada por los generadores privados de
plantas eólicas nuevas, en el marco del proceso de Contabilidad Regulatoria que
impulsa la Autoridad Reguladora, de conformidad con lo dispuesto en la
RIE-132-2017. Lo anterior implicó el análisis y seguimiento de la información
presentada con sus justificaciones trazables. Cabe destacar que la información
incluida en la Contabilidad Regulatoria es pública y consta en el expediente
OT-840-2019.
De esta manera, se recolectaron datos de las contabilidades regulatorias
mencionadas a partir de los cuales se calcularon los costos de explotación de
las 7 plantas que conforman la totalidad del sector de plantas privadas eólicas
nuevas de Costa Rica.
A partir de las contabilidades regulatorias presentadas, las
aclaraciones y justificaciones posteriores remitidas por las empresas y las
posiciones presentadas en la audiencia pública, se realizaron las siguientes
exclusiones de costos en estricto apego al artículo 32 de la Ley 7593:
Altamira (Inversiones Eólicas Guanacaste S.A.): se excluyen costos
por un monto de 11 767 391.40 colones, debido a que no corresponden a gastos
necesarios para la prestación del servicio público, de acuerdo con la
información presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folio 275
al 293) y su oposición. En cuanto a su oposición, la empresa no aportó la
información necesaria para demostrar que el rubro por servicios legales y
mercadeo y esos montos corresponden con gastos necesarios para la prestación
del servicio público.
Campos Azules (Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.): se excluyen costos
por un monto de 11 505 916.05 colones, debido a que no corresponden a gastos
necesarios para la prestación del servicio público, de acuerdo con la información
presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folios 332 al 350) y su
oposición. En cuanto a su oposición, la empresa no aportó la información
necesaria para demostrar que el rubro por servicios legales y mercadeo y esos
montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio
público.
Fila de Mogote (Fila de Mogote DCR S.R.L.): de acuerdo con la
información presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folios 10 y
220) y su oposición, se excluyeron el gasto por “Seguro Médico Colaboradores
Planta Eólica” ya que la empresa no aportó la información que justifique dicho
rubro como un gasto propio y necesario para la prestación del servicio público;
además, se aclara que sí se consideraron los costos de las cargas sociales y
póliza de riesgos del trabajo respectivas. En relación con el rubro “Servicios
contables, auditoría, asesoría fiscal, estudio precios transferencia”, se
excluyeron los elementos de análisis de riesgo, avalúo de cierre de operación
de crédito y cálculo de planillas, debido a que la empresa no aportó
información que explicara en qué consisten estos, para demostrar que
corresponden a gastos propios del servicio público.
Tilawind (Tilawind Corporation S.A.): se excluyen costos
por un monto de 157 386 221.59 colones, de los cuales 140 998 042.15 colones no
corresponden a gastos necesarios para la prestación del servicio público y 9
366 340.00 colones no fueron justificados por la empresa, de modo que no se
pudo determinar si estos son necesarios para la prestación del servicio público
de acuerdo con la información presentada por la empresa disponible en el
OT-840-2019 (folios 213 y 595).
Vientos de la Perla (Vientos del Volcán S.A.): se excluyen costos
por un monto de 18 686 531.67 colones, debido a que no corresponden a gastos
necesarios para la prestación del servicio público, de acuerdo con la
información presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folios 294
al 312) y su oposición. En cuanto a su oposición, la empresa no aportó la
información necesaria para demostrar que el rubro por servicios legales y
mercadeo y esos montos corresponden con gastos necesarios para la prestación
del servicio público.
Vientos de Miramar (Costa Rica Energy Holding S.A.): se excluyen costos
por un monto de 27 213 486.58 colones, debido a que no corresponden a gastos
necesarios para la prestación del servicio público, de acuerdo con la
información presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folios 313
al 331) y su oposición. En cuanto a su oposición, la empresa no aportó la
información necesaria para demostrar que el rubro por servicios legales y
mercadeo y esos montos corresponden con gastos necesarios para la prestación
del servicio público.
Vientos del Este (Aeroenergía S.A.): se excluyen costos
por un monto de 5 471 005.93 colones, debido a que no corresponden a gastos
necesarios para la prestación del servicio público, de acuerdo con la
información presentada por la empresa disponible en el OT-840-2019 (folios 178
al 181 y del 217 al 219). Posteriormente, siendo que dichos datos se encuentran
en colones, se procedió a indexarlos mediante el uso del Índice de Precios a la
Manufactura del BCCR hasta el mes con el último valor publicado al momento de
la audiencia pública (noviembre 2020). Luego, se convirtieron a dólares
utilizando el promedio del tipo de cambio de venta del mes previo a la
audiencia pública, y por último se calculó el promedio ponderado.
Por tanto, el costo de explotación (CE) resultante del procedimiento
descrito anteriormente para una planta privada eólica nueva es de 91,20 US$ por
kW (Anexo 3).
c. Costo Fijo del Capital (CFC)
Mediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos
comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de
riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el
desarrollo de la planta.
El CFC depende del monto de la inversión inicial (M) y de las
condiciones de dicha inversión (FC), entre las cuales están la relación deuda y
aporte de capital, las condiciones de financiamiento, la edad de la planta y su
vida útil, entre otros.
El factor FC (explicado abajo) se calculó mediante la ecuación que
permite determinar la cuantía de la cuota uniforme, aplicable durante toda la
vida económica, que requiere el dueño de la planta para recuperar su inversión
y obtener una rentabilidad razonable.
El CFC depende de las siguientes variables:
• Apalancamiento
El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y
capital propio.
Para esta muestra, se calculó el promedio ponderado por capacidad
instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de
financiamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la
Aresep.
Así las cosas, se cuenta con información de 28 proyectos eólicos
provenientes de los datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE.
El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos
para los cuales se disponen de información es del 70,15% (Anexo 4).
• Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)
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, siendo estas:
− La tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de
los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la
tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo,
el cual consistentemente con las fijaciones tarifarias anteriores ha sido 10
años. Esta información 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 global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5
años es de 2,27% (Anexo 5).
− Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada
“Implied Premium (FCFE)”, la cual está disponible en la página de internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls
Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años
es de 5,61% (Anexo 6).
− Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa
Rica, de los datos denominados “Risk Premiums for the other markets” en donde
el riesgo país se denomina “Country Risk Premium”. Los valores de esta variable
y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr.
Aswath Damodaran, en la dirección de internet http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctrypr
em.html consistentemente con las fijaciones anteriores, se utilizan los valores
publicados a inicio de cada año.
Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años
es de 4,32% (Anexo 7).
− Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la
fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este
cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado
apalancamiento (RJD-027-2014).
En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior,
que da como resultado 70,15%.
− Beta desapalancada: para el valor de la beta desapalancada
(βd), se toman los valores de “Utility General” tomados de la información
publicada por el Dr. Aswath Damodaran en: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html
Por tanto, el valor obtenido del beta es de 0,2354 (Anexo 8). Al apalancarlo,
de acuerdo con la reforma a la metodología RJD-027-2016, da como resultado un
nivel de beta de 0,6227.
Es importante acotar que en esta ocasión se utilizó la beta
desapalancada marginal del archivo de Excel de la página web de Damodaran, que
contempla el impuesto a las sociedades escalonado, más apegado a la realidad de
las empresas cuya tasa impositiva de renta es escalonada en nuestro país
también y que contempla una serie de gastos deducibles que hacen que no se
termine pagando la tasa total del mismo. Además, ante consulta al autor de la
fuente de información se nos aclaró que se debe utilizar la marginal toda vez
que el pago intereses es deducible del impuesto (ahorra impuestos) (Anexo 19).
− Tasa de impuesto sobre la renta: 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.
Por tanto, el nivel de rentabilidad para las plantas eólicas nuevas es
de 10,09% (Anexo 9).
• Tasa de interés
Se utilizó el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta
meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al
sector industrial en dólares, de los bancos privados.
El promedio aritmético de los últimos sesenta meses previos a la
audiencia pública, es decir, de enero 2016 a diciembre 2020, es de 8,09% (Anexo
10).
Es importante señalar que el Banco Central de Costa Rica modificó la
metodología de cálculo de las tasas de interés que publica en su página web,
pasando de tasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de
abril de 2019. La metodología tarifaria establece que se debe considerar el
promedio mensual de los últimos sesenta meses, dicho promedio de abril de 2019
a diciembre de 2020 corresponde a tasas negociadas por los bancos privados.
Conforme transcurra el tiempo, el promedio calculado para los últimos sesenta
meses considerará más datos sobre tasas negociadas y menos tasas en ventanilla,
hasta que la serie completa corresponda a tasas negociadas.
• Vida económica del proyecto (v)
Según lo establecido en la resolución RJD-163-2011 y RJD-027-2014, para
los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso
igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone
que la vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40
años.
• Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato
Según lo establece la resolución RJD-163-2011 y la RJD-027-2014, el
plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea
igual al plazo máximo del contrato de compra venta de energía, que es el máximo
permitido por la ley.
• Edad de la planta
Según la presente metodología, a esta variable se le asigna el valor de
cero.
Por lo tanto, aplicando la fórmula del Factor de Inversiones (FC), se
obtiene un valor de 0,1167 (Anexo 11).
• Monto de la inversión unitaria (M)
El costo de inversión representa los costos totales necesarios para
construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.
En esta aplicación de la metodología se utilizó la primera opción de
cálculo incluida en la resolución RJD-163-2011, considerando que existen datos
para ello, lo cual indica la conformación de una muestra de al menos 20 plantas
eólicas con capacidades iguales o menores a 20 MW, que provengan de fuentes
confiables.
El monto de inversión se calcula de la siguiente manera:
− De la información disponible en la Autoridad Reguladora sobre
las plantas eólicas en la fijación actual, se incluyen los datos de los
proyectos eólicos participantes de las convocatorias del ICE No. 01-2012 y
02-2014, 6 proyectos latinoamericanos (Chile, Argentina, Panamá) y los costos
originales de las 7 plantas eólicas nuevas a partir de los datos de las
contabilidades regulatorias y sus oposiciones. Con la información anterior se
tiene una muestra de 35 plantas eólicas.
− Para cada una de las plantas eólicas de la muestra se tiene
el año en el cual se estimó el costo de inversión, y luego se indexan al mes de
noviembre de 2020 con el Índice de Precios de la Industria de Turbinas y Equipo
de Transmisión (PCU33361-33361), siendo este el último valor disponible al
momento de la audiencia pública.
− Posteriormente, para esta muestra de datos de costos de
inversión unitarios indexados, se calcula el promedio ponderado por capacidad
instalada para obtener el valor del costo de inversión promedio de la muestra,
el cual es de US$ 2 009,47 por kW.
− Finalmente, se calcula la desviación estándar de los costos
de inversión de la muestra y se obtiene un valor de US$ 351,89 por kW. Con la
información anterior, se calcula el límite superior e inferior del rango de
tarifas, según se detalla más adelante.
Por lo tanto, se obtiene un valor promedio ponderado de US$ 2 009,47 kW
(Anexo 12).
Por último, una vez calculados el factor de inversiones (FC) y el monto
de la inversión (M), se multiplican ambos para obtener el Costo Fijo del
Capital (CFC), cuyo resultado es US$ 234,53 por kW.
d. Definición de la desviación para la banda tarifaria
Según la metodología vigente (RJD-163-2011) y sus modificaciones, para
establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:
• Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos
utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como
resultado US$ 351,89 por kW (Anexo 13).
• El límite superior se establece como el costo de inversión promedio
actualizado más la desviación estándar, es decir US$ 2 009,47 + US$ 351,89 por
kW = US$ 2 361,36 por kW (Anexo 13).
• El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio
actualizado menos 3 desviaciones estándar, es decir US$ 2 009,47 –3*US$ 351,89
por kW = US$ 953,81 por kW (Anexo 13).
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica
pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni
menores que el límite inferior de esa banda, según lo establece la metodología
vigente y el artículo 21 del Reglamento al Capítulo I de la Ley No. 7200.
e. Cálculo de la banda tarifaria y estructura tarifaria
A continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas
en esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones
técnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas,
en donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura
electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí
definidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar
compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:
La estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la
RJD-163- 2011. La estructura tarifaria de referencia para una planta de
generación de electricidad eólica nuevas según los parámetros adimensionales
aprobados en la resolución RJD-163-2011 es:
f. Otras Consideraciones
− Moneda en que se expresará la tarifa
Según lo establece la resolución RJD-163-2011, las tarifas resultantes
de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los
Estados Unidos de América (US$ o $).
Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad
con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa
aplicable.
− Ajuste de los valores de la banda tarifaria
Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año,
de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.
− Obligación de presentar información
Otras consideraciones. Para mejorar esta metodología en el futuro, se
establece que los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen las
tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la
obligación de presentar anualmente a la ARESEP la información financiera
auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento, administrativos y
gastos de inversión individual) así como su debida justificación. De esta
forma, la ARESEP podrá disponer de mejor información para el ajuste del modelo
a las condiciones operativas reales. Para estos efectos se deberá presentar, al
menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.
− Aplicación de la metodología
Alcance. El modelo que se presenta es aplicable a las fijaciones
tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de generadores privados
que produzcan con plantas eólicas nuevas, en el marco de lo que establece el
Capítulo 1 de la Ley No. 7200, y para aquellas compraventas de energía
eléctrica proveniente de plantas eólicas privadas nuevas con condiciones
similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, que sean
jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por Aresep. Se entiende por
planta nueva, aquella cuya inversión en capital físico no ha sido utilizada aún
en ningún proceso de producción de electricidad. En consecuencia, las plantas
nuevas por definición no podrían haber generado energía que fuera vendida en el
marco de algún contrato de compraventa de electricidad o para fines de
autoconsumo.
− Contabilidad Regulatoria
Indicar a los generadores privados eólicos nuevos 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
privados 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. CONCLUSIONES
1. De la aplicación de la metodología tarifaria aprobada para los
generadores privados eólicos nuevos, se obtiene que el factor de planta
promedio es de 51,04%, el valor promedio del apalancamiento financiero es de
70,15%, la rentabilidad es del 10,09%, el costo de explotación promedio es de
91,20 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 2 009,47 US$ por kW.
2. A partir de la actualización de las variables que integran la
metodología tarifaria para plantas de generación privada eólicas nuevas, se
obtiene una tarifa de referencia de US$ 0,07285, una banda inferior (límite
inferior) de US$ 0,04530 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$
0,08204 por kW.
3. La estructura tarifaria propuesta para la generación privada con planta
eólicas nuevas es la siguiente:
[…]
II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio IN-0014-IE-2021 citado,
conviene extraer lo siguiente:
[…]
1. Oposición: Mario Alvarado Mora, cédula de identidad número
04-0129-0640.
Observaciones: hace uso de la palabra
en la audiencia pública. No presenta escrito.
Notificaciones: al correo
electrónico alyvisa@gmail.com
Resumen: los
argumentos expuestos por el señor Mario Alvarado Mora son idénticos a los
contenidos en la oposición escrita presentada por ACOPE. De modo que se refiere
al opositor a la respuesta dada a ACOPE en la oposición 5.
2. Oposición: Fila de Mogote DCR Sociedad de Responsabilidad
Limitada, cédula jurídica número 3-102-155950, representada por el señor
Enrique Morales González, cédula de identidad número 01-0606-0457, en su
condición de Apoderado Generalísimo sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública. Presenta escrito (visible a folio 19).
Notificaciones: al correo
electrónico emorales@huntcostarica.com
Resumen:
a. Sobre la interpretación de la banda de precios: indica la empresa que
las bandas cobran sentido cuando existe algún grado de competencia, como cuando
los generadores con contratos nuevos participaron con sus ofertas para que les
adjudicaran los contratos actuales. Los contratos cuentan con una cláusula de
indexación de la tarifa, pero asegurar que la fluctuación de las bandas incide
en el precio pagado, provoca inseguridad jurídica a los generadores. Suponer
que se pueden predecir las variaciones futuras en la bandas tarifarias es
contrario a lo señalado en la Ley General de la Administración Pública (LGAP).
La variabilidad en la tarifa y particularmente en el costo de inversión, atenta
contra la seguridad jurídica y la confianza legítima. Solicita la opositora que
se interprete que las nuevas bandas tarifarias no modifican el precio de los
contratos actuales, ya que los mismos se pactaron con la banda tarifaria que
estuvo vigente en su momento.
b. Sobre la dispersión asimétrica de los límites de la banda: indica la
opositora que la dispersión asimétrica de la banda no encuentra asidero en la
LGAP. Expresa que el límite de la banda inferior protege los intereses de los
prestadores de servicios públicos y el límite de la banda superior protege los
intereses de los usuarios del servicio; por tanto, sesgar una de las bandas
respecto a la otra no armoniza ni procura el equilibrio de los intereses de
ambas partes, incumpliéndose lo establecido en el artículo 4 de la ley 7593.
Solicita que se amplíe el límite superior a tres desviaciones estándar
para que sea una banda simétrica.
c. Sobre los costos de explotación: afirma la empresa que en la
propuesta tarifaria se excluyeron costos que inciden directamente en su
actividad.
Señala que en el oficio PEFM-ARESEP-022-2020 se aclaran y justifican
cada uno de esos rubros.
Solicita que se corrija el cálculo del costo de explotación a partir de
la información que remitió.
d. Sobre las inversiones: señala la opositora que la propuesta excluyó
el monto del rubro de “Mejoras”, el cual corresponde a un costo de inversión
para garantizar el rendimiento del activo.
Solicita que se considere el monto del rubro de “Mejoras” en el cálculo
del costo de inversión.
Respuesta:
a. Sobre la interpretación de la banda de precios: con respecto a la
actualización del monto de inversión, la metodología tarifaria vigente
establece en la sección “viii. Monto de la inversión unitaria (M)” que la
actualización del monto de la inversión debe realizarse anualmente.
Además, esta metodología señala lo siguiente:
“xii. Ajuste de precio
Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año,
mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que
establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán —y cuando corresponda, se
actualizarán— todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda
tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe.
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica
pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni
menores que el límite inferior de esa banda.” (el original no está resaltado).
En este contexto, siendo que la Intendencia de Energía debe aplicar la
metodología en los términos en que fue aprobada por la Junta Directiva, la
solicitud de la empresa de que la actualización anual de la banda no incida en
los contratos actuales, aduciendo entre otras cosas inseguridad jurídica,
implicaría una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del
alcance del presente expediente tarifario y las competencias de la Intendencia
de Energía.
Adicionalmente, es de suma importancia señalar que, aunque la petición
de la opositora está referenciada a la metodología vigente, el Decreto
37124-MINAET (Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200) señala en su artículo
21 lo siguiente:
“Artículo 21.- Precio de compra de la energía: El ICE comprará la
energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó
seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos
establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el
momento de presentar su propuesta.
En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el
precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia
del Contrato.
La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar
sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en
los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de
referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.
El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la
fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo
momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que
tenga vigente la ARESEP.” (el original no está resaltado).
Asimismo, el contrato firmado por Fila de Mogote DCR, S.R.L. y el ICE en
su cláusula vigésimo-sétima “Precio de la energía”, dispone lo siguiente:
“La energía que reciba el ICE al amparo de este contrato se cancelará al
precio ofrecido por el Vendedor en el proceso de selección de proyectos
realizado mediante la Convocatoria No. 02-2014, que corresponde a cero coma
cero ocho cuatro cero dólares de los Estados Unidos de América por
kilovatio-hora (USD 0,0840 kWh).
Este precio será actualizado anualmente sobre la porción que corresponde
al componente de Costos de Explotación de la tarifa vigente en el precio
ofrecido (…).
(…)
En todo caso el precio de la compra de energía, incluyendo el
reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula
anterior, quedará sujeto a que se encuentre dentro de los límites establecidos por
la tarifa que tenga vigente la ARESEP. Para la determinación del monto a pagar
en cada periodo horario se utilizará la estructura que determine la ARESEP con
base en la “Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas
de generación privada eólicas nuevas”, aprobada mediante la resolución
RJD-163-2011, o la estructura que se encuentre vigente en su momento.” (el
original no está resaltado)
Por lo tanto, se
rechaza este argumento.
b. Sobre la dispersión asimétrica de los límites de la banda: se le
recalca a la empresa que la metodología vigente (RJD-163-2011 y sus reformas)
en la sección “ix. Definición de la franja tarifaria” dispone que “el límite
superior se establece utilizando el costo de inversión promedio más una
desviación estándar”, mientras que “el límite inferior de la banda consiste en
utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la
inversión menos el valor de tres desviaciones estándar”.
De modo que la petición que realiza la opositora implicaría también una
modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del alcance del presente
expediente tarifario y las competencias de la Intendencia de Energía como
responsable de aplicar la metodología aprobada por la Junta Directiva.
Por lo tanto, se rechaza este argumento.
c. Sobre los costos de explotación: una vez analizada la información
adicional que aportó la empresa, se mantiene la exclusión del gasto por “Seguro
Médico Colaboradores Planta Eólica” ya que la empresa no aportó la información
que justifique dicho rubro como un gasto propio y necesario para la prestación
del servicio público; además, se aclara que sí se consideraron los costos de
las cargas sociales y póliza de riesgos del trabajo respectivas. En relación
con el rubro “Servicios contables, auditoría, asesoría fiscal, estudio precios
transferencia”, se excluyeron los elementos de análisis de riesgo, avalúo de
cierre de operación de crédito y cálculo de planillas, debido a que la empresa
no aportó información que explicara en qué consisten estos, para así demostrar
que corresponden a gastos propios del servicio público. En cuanto a los rubros
de “Honorarios fideicomiso de garantía y administración de cuentas BCT”,
“Honorarios consultor fideicomisaria BNCR” y “Contrato de mantenimiento de las
turbinas de viento”, se procedió a reconocer estos costos como propios del
servicio público a partir de la información adicional que aportó la empresa en
su oposición.
d. Sobre las inversiones: se acepta el argumento de la empresa y se
ajusta el costo de inversión.
3. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula
jurídica número 4-000-042139, representada por el señor José Antonio Aragón
Soto, cédula de identidad número 01-0506-0341, en su condición de Apoderado
Especial Administrativo.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 20).
Notificaciones: al correo
electrónico gcubero@ice.go.cr a nombre de Gricelio Cubero Badilla,
jsalashi@ice.go.cr a nombre de Juan Carlos Salas Hidalgo y fcordero@ice.go.cr a
nombre de Francisco Cordero Hidalgo. Resumen:
a. Sobre la muestra
utilizada para el factor de planta: indica el ICE que, según la metodología,
para el cálculo del factor de planta se deben utilizar todas las plantas
eólicas privadas nacionales que hayan generado al menos 10 meses en el últimos
5 años, y no la muestra que sin justificación técnica utilizó la IE.
b. Sobre la
actualización de las tasas de interés: señala el ICE que se debe actualizar el
cálculo de la tasa de interés promedio para considerar los 60 meses previos a
la audiencia pública, es decir, de enero de 2016 a diciembre de 2020.
c. Sobre la
actualización del tipo de cambio de venta: indica el ICE que se debe actualizar
el tipo de cambio de venta utilizado en los cálculos para considerar el
promedio del mes de diciembre de 2020.
Respuesta:
a. Sobre la muestra
utilizada para el factor de planta: la metodología vigente establece en la
sección “iv. Expectativas de venta (E)” lo siguiente:
“(…)
Para la determinación del factor de planta (fp) se contemplarán valores
de factores de carga o de planta, únicamente de plantas nacionales,
considerando la información para los cinco últimos años disponibles, según la
base de datos de la Autoridad Reguladora. Se incluirá la información de los factores
de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como
un dato adicional a la información real utilizada.
Para estos efectos se considerará un promedio ponderado de los factores
de carga de los generadores privados que hayan estado generando durante una
proporción sustancial del respectivo año (10 o más meses) o lo indicado por el
oferente en los concursos.
La ponderación de cada año se hará con base en la capacidad instalada de
cada proyecto. La ponderación para obtener el total de los cinco años más la
información adicional de las convocatorias se hará con base en la capacidad
instalada de cada uno de los años y datos incluidos.”
Al respecto, realizada la valoración del argumento, según lo establecido
en la metodología, se procedió a calcular el factor de planta considerando la
información de todas las plantas nacionales de generación privada eólicas, de
acuerdo con la información disponible, tal y como se evidencia en los Anexo 2 y
20 de este informe.
Por lo tanto, se acepta este argumento.
b. Sobre la actualización de las tasas de interés: se le indica al ICE
que el promedio de las tasas de interés fue debidamente actualizado en este
informe, considerando el promedio de enero de 2016 a diciembre de 2020, como se
evidencia en la sección “c. Costo fijo del capital (CFC)” y los Anexos 10 y 20.
c. Sobre la actualización del tipo de cambio de venta: se le indica al
ICE que el tipo de cambio fue debidamente actualizado en este informe,
considerando el promedio de diciembre de 2020, como se evidencia en el Anexo
20.
4. Oposición: Aeroenergía Sociedad Anónima, cédula jurídica
número 3-101-155347, representada por el señor Salomón Lechtman Koslowski,
cédula de identidad número 01-0527-0594, en su condición de Apoderado Generalísimo
sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 21 al 29).
Notificaciones: al correo
electrónico salo@gecoenergia.com y info@gecoenergia.com
Resumen:
a. Sobre la banda tarifaria: señala la empresa que la actualización
anual de la banda debería ser referencia únicamente para nuevos oferentes ya
que, si estas actualizaciones anuales afectan el precio de los contratos
vigentes, se atenta contra la sostenibilidad financiera de los proyectos porque
no es posible predecir cómo variará en el futuro la banda tarifaria. La
variabilidad del costo de inversión atenta contra la seguridad jurídica debido
a que la inversión principal se hace una sola vez. La banda tarifaria es
aplicable para mercados en competencia, como al momento de la oferta inicial
que realizaron las empresas para optar por un contrato. Lo más lógico es
realizar ajustes por costos de operación, tal y como lo dispone el contrato en
su fórmula de indexación.
Solicita que la actualización de la banda aplique únicamente para nuevos
oferentes.
b. Sobre la asimetría de los límites de la banda: indica la opositora
que contemplar 3 desviaciones estándar para el límite inferior y 1 desviación
estándar para el límite superior, contraviene el artículo 16 de la LGAP y el
artículo 4 de la Ley 7593.
Solicita que se utilicen 3 desviaciones estándar en el límite superior
de la banda para que sea simétrica.
Respuesta:
a. Sobre la banda tarifaria: con respecto a la actualización del monto
de inversión, la metodología tarifaria vigente establece en la sección “viii.
Monto de la inversión unitaria (M)” que la actualización del monto de la
inversión debe realizarse anualmente. Además, esta metodología señala lo
siguiente:
“xii. Ajuste de precio
Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año,
mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que
establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán —y cuando corresponda, se
actualizarán— todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda
tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe.
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica
pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni
menores que el límite inferior de esa banda.” (el original no está resaltado).
Al respecto, considerando que la Intendencia de Energía debe aplicar la
metodología en los términos en que fue aprobada por la Junta Directiva, la
solicitud de la empresa de que la actualización anual de la banda no incida en
los contratos actuales, aduciendo entre otras cosas inseguridad jurídica,
corresponde a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del
alcance del presente expediente tarifario y las competencias de la Intendencia
de Energía.
Adicionalmente, es de suma importancia señalar que, aunque la petición
de la opositora está referenciada a la metodología vigente, el Decreto
37124-MINAET (Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200) señala en su artículo
21 lo siguiente:
“Artículo 21.- Precio de compra de la energía: El ICE comprará la
energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó
seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos
establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el
momento de presentar su propuesta.
En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el
precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia
del Contrato.
La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar
sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en
los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de
referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.
El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la
fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo
momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que
tenga vigente la ARESEP.” (el original no está resaltado).
Asimismo, el contrato firmado por Aeroenergía, S.A. y el ICE en su
cláusula vigésimo-octava “Precio de la energía”, dispone lo siguiente:
“La energía que reciba el ICE al amparo de este Contrato se cancelará al
precio ofrecido por el Vendedor en el proceso de selección de proyectos
realizado mediante la Convocatoria No. 02-2014, que corresponde a cero coma
cero ocho cuatro cero dólares de los Estados Unidos de América por
kilovatio-hora (USD 0,0840 kWh).
Este precio será actualizado anualmente sobre la porción que corresponde
al componente de Costos de Explotación de la tarifa vigente en el precio
ofrecido (…).
(…)
En todo caso el precio de la compra de energía, incluyendo el
reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula
anterior, quedará sujeto a que se encuentre dentro de los límites establecidos
por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.
Para la determinación del monto a pagar en cada periodo horario se utilizará
la estructura que determine la ARESEP con base en la “Modelo para la
determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada
eólicas nuevas”, aprobada mediante la resolución RJD-163-2011, o la estructura
que se encuentre vigente en su momento.” (el original no está resaltado)
Por lo tanto, se rechaza este argumento.
b. Sobre la asimetría de los límites de la banda: se le recalca a la
empresa que la metodología vigente (RJD-163-2011 y sus reformas) en la sección
“ix. Definición de la franja tarifaria” dispone que “el límite superior se
establece utilizando el costo de inversión promedio más una desviación
estándar”, mientras que “el límite inferior de la banda consiste en utilizar
para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión menos el valor de tres
desviaciones estándar”. De modo que la petición que realiza la opositora
corresponde a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del
alcance del presente expediente tarifario y las competencias de la Intendencia
de Energía como aplicador de la metodología aprobada por la Junta Directiva.
Por lo tanto, se rechaza este argumento.
5. Oposición Asociación Costarricense de Productores de Energía,
cédula jurídica número 3-002-115819, representada por el señor Mario Alvarado
Mora, cédula de identidad número 04-0129-0640, en su condición de Apoderado
Generalísimo con límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 30 al 48).
Notificaciones: al correo
electrónico: alyvisa@acope.com
Resumen:
a. Sobre la interpretación de la banda de precios: indica ACOPE que las
bandas cobran sentido cuando existe algún grado de competencia, como cuando los
generadores con contratos nuevos participaron con sus ofertas para que les
adjudicaran los contratos actuales. Los contratos cuentan con una cláusula de
indexación de la tarifa, pero asegurar que la fluctuación de las bandas incide
en el precio pagado, genera inseguridad jurídica a los generadores. Suponer que
se pueden predecir las variaciones futuras en la bandas tarifarias es contrario
a lo señalado en la Ley General de la Administración Pública (LGAP). La
variabilidad en la tarifa y particularmente en el costo de inversión, atenta
contra la seguridad jurídica y la confianza legítima.
Solicita ACOPE que se interprete que las nuevas bandas tarifarias no
modifican el precio de los contratos actuales, ya que los mismos se pactaron
con la banda tarifaria que estuvo vigente en su momento.
b. Sobre la dispersión asimétrica de los límites de la banda: indica la
opositora que la dispersión asimétrica de la banda no encuentra asidero en la
LGAP. Expresa que el límite de la banda inferior protege los intereses de los
prestadores de servicios públicos y el límite de la banda superior protege los
intereses de los usuarios del servicio; por tanto, sesgar una de las bandas
respecto a la otra no armoniza ni procura el equilibrio de los intereses de
ambas partes, incumpliéndose lo establecido en el artículo 4 de la ley 7593.
Solicita que se amplíe el límite superior a tres desviaciones estándar
para que sea una banda simétrica.
Respuesta:
a. Sobre la interpretación de la banda de precios: la metodología
tarifaria vigente establece en la sección “viii. Monto de la inversión unitaria
(M)” que la actualización del monto de la inversión debe realizarse anualmente.
Además, esta metodología señala lo siguiente:
“xii. Ajuste de precio
Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año,
mediante procedimiento de fijación ordinaria, de conformidad con lo que
establece la Ley 7593. Con ese fin, se revisarán —y cuando corresponda, se
actualizarán— todos los parámetros definidos en el cálculo de la banda
tarifaria, con los procedimientos descritos en este informe.
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica
pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni
menores que el límite inferior de esa banda.” (el original no está resaltado).
Al respecto, siendo que la Intendencia de Energía debe aplicar la
metodología en los términos en que fue aprobada por la Junta Directiva, la
solicitud de la opositora de que la actualización anual de la banda no incida
en los contratos actuales, aduciendo entre otras cosas inseguridad jurídica,
corresponde a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa del
alcance del presente expediente tarifario y las competencias de la Intendencia
de Energía.
Adicionalmente, es de suma importancia señalar que, aunque la petición
de la opositora está referenciada a la metodología vigente, el Decreto
37124-MINAET (Reglamento al Capítulo I de la Ley N°7200) señala en su artículo
21 lo siguiente:
“Artículo 21.- Precio de compra de la energía: El ICE comprará la
energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que resultó
seleccionado. Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos
establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el
momento de presentar su propuesta.
En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará el
precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la vigencia
del Contrato.
La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar sustentada
sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en los costos de
explotación y deberá estar contemplada en los términos de referencia, de modo
que forme parte integral del precio ofrecido.
El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la
fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en todo
momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que
tenga vigente la ARESEP.” (el original no está resaltado).
Asimismo, los contratos firmados por las empresas con plantas eólicas
nuevas y el ICE en sus cláusulas de “Precio de la energía”, disponen por
ejemplo lo siguiente:
“La energía que reciba el ICE al amparo de este contrato se cancelará al
precio ofrecido por el Vendedor en el proceso de selección de proyectos
realizado mediante la Convocatoria No. 02-2014, que corresponde a cero coma
cero ocho cuatro cero dólares de los Estados Unidos de América por
kilovatio-hora (USD 0,0840 kWh).
Este precio será actualizado anualmente sobre la porción que corresponde
al componente de Costos de Explotación de la tarifa vigente en el precio
ofrecido (…).
(…)
En todo caso el precio de la compra de energía, incluyendo el
reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación de la fórmula
anterior, quedará sujeto a que se encuentre dentro de los límites establecidos
por la tarifa que tenga vigente la ARESEP.
Para la determinación del monto a pagar en cada periodo horario se
utilizará la estructura que determine la ARESEP con base en la “Modelo para la
determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada
eólicas nuevas”, aprobada mediante la resolución RJD-163-2011, o la estructura
que se encuentre vigente en su momento.” (el original no está resaltado)
Por lo tanto, se rechaza este argumento.
b. Sobre la dispersión asimétrica de los límites de la banda: se le
recalca a ACOPE que la metodología vigente (RJD-163-2011 y sus reformas) en la
sección “ix. Definición de la franja tarifaria” dispone que “el límite superior
se establece utilizando el costo de inversión promedio más una desviación
estándar”, mientras que “el límite inferior de la banda consiste en utilizar
para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión menos
el valor de tres desviaciones estándar”. De modo que la petición que realiza la
opositora corresponde a una modificación de la metodología vigente, lo cual
escapa del alcance del presente expediente tarifario y las competencias de la
Intendencia de Energía como responsable de aplicar la metodología aprobada por
la Junta Directiva.
Por lo tanto, se rechaza este argumento.
6. Oposición Costa Rica Energy Holding Sociedad Anónima, cédula
jurídica número 3-101-457242, representada por la señora María Fernanda
Esquivel Rodríguez, cédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de
Apoderada Generalísima sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 49).
Notificaciones: al correo
electrónico: cmicnotificaciones@somoscmi.com a nombre de la señora María
Fernanda Esquivel y alejandro.jimenez@somoscmi.com a nombre de Alejandro
Jiménez.
Resumen:
a. Sobre los costos de explotación: señala la empresa que se opone a la
exclusión de costos que realizó la IE, apuntando específicamente al monto de 27
213 486,58 colones de Vientos de Miramar. Alega que la Aresep no motivó el por
qué considera esos rubros como gastos innecesarios y que no se le dio
oportunidad a la empresa de brindar la información de respaldo requerida.
Explica que los servicios legales que fueron excluidos son necesarios para la
gestión de la empresa.
Solicita que se incluya en el cálculo tarifario la totalidad del monto
excluido por servicios legales externos.
b. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: solicita la empresa ajustar la tasa libre de riesgo
considerando los bonos del Tesoro de los Estados Unidos a 20 años plazo, para
ser consistente con las decisiones de inversión y el plazo de la deuda
establecido en la metodología tarifaria. Solicita también que se considere la
última actualización del riesgo país publicada en el 2020 y que se excluya el
dato del 2015.
Respuesta:
a. Sobre los costos de explotación: la empresa no aportó la información
necesaria para demostrar que ese rubro y ese monto corresponden con un gasto
necesario para la prestación del servicio público. Es importante señalar que
dentro del proceso de presentación de la contabilidad regulatoria, la empresa
no remitió las justificaciones de dichos elementos. Además, siendo la audiencia
pública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información
adicional al respecto, tampoco lo hizo, afirmando erróneamente que no se le dio
oportunidad de brindar la información de respaldo requerida.
b. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: con respecto al plazo de los bonos del Tesoro, se le
aclara a la empresa que la metodología tarifaria señala lo siguiente:
“Tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del
Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el
mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está
disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados
Unidos, en la dirección de internet:
http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15”
De modo que, tomar los bonos a 20 años según las decisiones de inversión
y el plazo de la deuda establecido en la metodología, requeriría una
modificación metodológica, la cual escapa del alcance del presente expediente y
trámite tarifario. Por lo tanto, se mantiene el plazo de los 10 años utilizado
en el cálculo, consistentemente con los estudios tarifarios anteriores.
En cuanto a la actualización del riesgo país, es importante señalar que
la metodología tarifaria establece lo siguiente:
“Prima por riesgo
(PR) se empleará la variable denominada “Implied Premium (FCFE)”. Riesgo país
(RP) se considera el valor publicado para Costa Rica, de los denominados Risk
Premiums for the other markets y donde el riesgo país se denomina Country Risk
premium). Los valores de esta variable y el Beta desapalancado se obtendrán de
la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de
internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o alternativamente, del “Ibbotson®
Costo or Capital Yearbook”. Si alguna de estas fuentes dejara de estar
disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.
(…)
La fuente de información elegida para las variables descritas en los
puntos 1 y 2, 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). En el caso de que, para
alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una
serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la
serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.”
Los datos considerados para el cálculo del riesgo país fueron tomados de
la página del profesor Aswath Damodaran, tal y como lo establece la metodología
tarifaria vigente. Consistentemente con las aplicaciones anteriores, se tomaron
los datos que son publicados a inicios de cada año que se hallaban disponibles
al momento de la audiencia pública.
Vale señalar que al momento de la audiencia pública no se había
realizado la publicación correspondiente al comienzo de 2021 (como se puede ver
en el Anexo 16).
La empresa no explica en su oposición de dónde tomó el dato de riesgo
país que solicita se incorpore en el cálculo tarifario. Sin embargo, como se
explicó anteriormente, el proceder de la Intendencia se apega a lo establecido
en la metodología vigente y es consistente con las aplicaciones tarifarias
previas.
Esta Intendencia no desconoce el deterior fiscal que enfrenta Costa Rica
y que esto puede verse reflejado en un mayor riesgo país. En caso de que así
sea, dicho efecto podría estar incorporado en los valores que publique a futuro
el profesor Damodaran para ser considerado en posteriores aplicaciones
tarifarias. Adicionalmente, para evitar confusiones sobre el periodo de cada
observación considerada, se corrigieron los nombres indicando el momento de la
publicación en la página del Dr. Damodaran para aclarar que, por ejemplo, el
dato que estaba asignado al 2015 fue el que se publicó en enero de 2016 y así
sucesivamente hasta llegar al dato asignado al 2019, el cual fue publicado en
enero de 2020.
Por lo tanto, se rechazan estos argumentos.
7. Oposición Vientos del Volcán Sociedad Anónima, cédula
jurídica número 3-101-512404, representada por la señora María Fernanda
Esquivel Rodríguez, cédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de
Apoderada Generalísima sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 50).
Notificaciones: al correo
electrónico: cmicnotificaciones@somoscmi.com a nombre de la señora María
Fernanda Esquivel y alejandro.jimenez@somoscmi.com a nombre de Alejandro
Jiménez.
Resumen:
a. Sobre los costos de explotación: señala la empresa que se opone a la
exclusión de costos que realizó la IE, apuntando específicamente al monto de 18
686 531,67 colones de Vientos de la Perla. Alega que la Aresep no motivó el por
qué considera esos rubros como gastos innecesarios y que no se le dio
oportunidad a la empresa de brindar la información de respaldo requerida.
Explica que los servicios legales que fueron excluidos son necesarios para la
gestión de la empresa.
Solicita que se incluya en el cálculo tarifario la totalidad del monto
excluido por servicios legales externos.
b. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: solicita la empresa ajustar la tasa libre de riesgo
considerando los bonos del Tesoro de los Estados Unidos a 20 años plazo, para
ser consistente con las decisiones de inversión y el plazo de la deuda
establecido en la metodología tarifaria. Solicita también que se considere la
última actualización del riesgo país publicada en el 2020 y que se excluya el
dato del 2015.
Respuesta:
a. Sobre los costos de explotación: la empresa no aportó la información
necesaria para demostrar que ese rubro y ese monto corresponden con un gasto
necesario para la prestación del servicio público. Es importante señalar que
dentro del proceso de presentación de la contabilidad regulatoria, la empresa
no remitió las justificaciones de dichos elementos. Además, siendo la audiencia
pública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información
adicional al respecto, tampoco lo hizo, afirmando erróneamente que no se le dio
oportunidad de brindar la información de respaldo requerida.
b. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: con respecto al plazo de los bonos del Tesoro, se le
aclara a la empresa que la metodología tarifaria señala lo siguiente:
“Tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del
Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el
mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está
disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados
Unidos, en la dirección de internet:
http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15”
De modo que, tomar los bonos a 20 años según las decisiones de inversión
y el plazo de la deuda establecido en la metodología, requeriría una
modificación metodológica, la cual escapa del alcance del presente expediente y
trámite tarifario. Por lo tanto, se mantiene el plazo de los 10 años utilizado
en el cálculo, consistentemente con los estudios tarifarios anteriores.
En cuanto a la actualización del riesgo país, es importante señalar que
la metodología tarifaria establece lo siguiente:
“Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada “Implied
Premium (FCFE)”. Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa
Rica, de los denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo
país se denomina Country Risk premium). Los valores de esta variable y el Beta
desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath
Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o
alternativamente, del “Ibbotson® Costo or Capital Yearbook”. Si alguna de estas
fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y
confiable.
(…)
La fuente de información elegida para las variables descritas en los
puntos 1 y 2, 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). En el caso de que, para
alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una
serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la
serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.”
Los datos considerados para el cálculo del riesgo país fueron tomados de
la página del profesor Aswath Damodaran, tal y como lo establece la metodología
tarifaria vigente. Consistentemente con las aplicaciones anteriores, se tomaron
los datos que son publicados a inicios de cada año que se hallaban disponibles
al momento de la audiencia pública.
Vale señalar que al momento de la audiencia pública no se había
realizado la publicación correspondiente al comienzo de 2021 (como se puede ver
en el Anexo 16).
La empresa no explica en su oposición de dónde tomó el dato de riesgo
país que solicita se incorpore en el cálculo tarifario. Sin embargo, como se
explicó anteriormente, el proceder de la Intendencia se apega a lo establecido
en la metodología vigente y es consistente con las aplicaciones tarifarias
previas.
Esta Intendencia no desconoce el deterior fiscal que enfrenta Costa Rica
y que esto puede verse reflejado en un mayor riesgo país. En caso de que así
sea, dicho efecto podría estar incorporado en los valores que publique a futuro
el profesor Damodaran para ser considerado en posteriores aplicaciones
tarifarias. Adicionalmente, para evitar confusiones sobre el periodo de cada
observación considerada, se corrigieron los nombres indicando el momento de la
publicación en la página del Dr. Damodaran para aclarar que, por ejemplo, el
dato que estaba asignado al 2015 fue el que se publicó en enero de 2016 y así
sucesivamente hasta llegar al dato asignado al 2019, el cual fue publicado en
enero de 2020.
Por lo tanto, se rechazan estos argumentos.
8. Oposición Inversiones Eólicas Guanacaste Sociedad Anónima,
cédula jurídica número 3-101-512403, representada por la señora María Fernanda
Esquivel Rodríguez, cédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de
Apoderada Generalísima sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública. Presenta escrito (visible a folio 51).
Notificaciones: al correo
electrónico cmic-notificaciones@somoscmi.com
a nombre de la señora María Fernanda Esquivel y alejandro.jimenez@somoscmi.com
a nombre de Alejandro Jiménez.
Resumen:
a. Sobre los costos de explotación: señala la empresa que se opone a la
exclusión de costos que realizó la IE, apuntando específicamente al monto de 11
767 391,40 colones de Altamira. Alega que la Aresep no motivó el por qué
considera esos rubros como gastos innecesarios y que no se le dio oportunidad a
la empresa de brindar la información de respaldo requerida. Explica que los
servicios legales que fueron excluidos son necesarios para la gestión de la
empresa y que los gastos denominados de mercadeo y publicitarios se trata de
material alusivo a la planta y necesario para el mismo como algún diseño
gráfico, logotipo etc., que son esenciales para las comunicaciones
oportunas de la
misma con entes externos.
Solicita que se incluya en el cálculo tarifario la totalidad del monto
excluido por servicios legales externos y mercado y material publicitario.
b. Sobre los costos de inversión: afirma la empresa que se opone a las
exclusiones que realizó la IE en cuanto al rubro de “Mejoras”. Solicita que se
incluya en el cálculo tarifario el monto excluido de mejoras a los edificios
administrativos, el cual contempla obras esenciales como bodegas de químicos y
materiales peligrosos (regulatorio), caminos y plataformas de acceso a los
aerogeneradores. Indica que estos se incluyeron dentro de edificios
administrativos porque la cuenta de mejoras está identificada de esa manera en
el manual de cuentas de contabilidad regulatoria.
c. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: solicita la empresa ajustar la tasa libre de riesgo
considerando los bonos del Tesoro de los Estados Unidos a 20 años plazo, para
ser consistente con las decisiones de inversión y el plazo de la deuda
establecido en la metodología tarifaria. Solicita también que se considere la
última actualización del riesgo país publicada en el 2020 y que se excluya el
dato del 2015.
Respuesta:
a. Sobre los costos de explotación: la empresa no aportó la información
necesaria para demostrar que el rubro por servicios legales y mercadeo y esos
montos corresponden con gastos necesarios para la prestación del servicio
público. Es importante señalar que dentro del proceso de presentación de la
contabilidad regulatoria, la empresa no remitió las justificaciones de dichos
elementos. Además, siendo la audiencia pública un espacio adicional para que la
empresa pueda aportar información adicional al respecto, tampoco lo hizo,
afirmando erróneamente que no se le dio oportunidad de brindar la información
de respaldo requerida.
b. Sobre los costos de inversión: se acepta el argumento de la empresa y
se ajusta el costo de inversión.
c. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: con respecto al plazo de los bonos del Tesoro, se le
aclara a la empresa que la metodología tarifaria señala lo siguiente:
“Tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del
Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de
maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la
página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección
de internet: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15”
De modo que, tomar los bonos a 20 años según las decisiones de inversión
y el plazo de la deuda establecido en la metodología, requeriría una
modificación metodológica, la cual escapa del alcance del presente expediente y
trámite tarifario. Por lo tanto, se mantiene el plazo de los 10 años utilizado
en el cálculo, consistentemente con los estudios tarifarios anteriores.
En cuanto a la actualización del riesgo país, es importante señalar que
la metodología tarifaria establece lo siguiente:
“Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada “Implied
Premium (FCFE)”. Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa
Rica, de los denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo
país se denomina Country Risk premium). Los valores de esta variable y el Beta
desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath
Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o alternativamente,
del “Ibbotson® Costo or Capital Yearbook”. Si alguna de estas fuentes dejara de
estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.
(…)
La fuente de información elegida para las variables descritas en los
puntos 1 y 2, 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). En el caso de que, para alguna(s) de las variables
citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que
complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5
años pero que sea igual para todas las variables.”
Los datos considerados para el cálculo del riesgo país fueron tomados de
la página del profesor Aswath Damodaran, tal y como lo establece la metodología
tarifaria vigente. Consistentemente con las aplicaciones anteriores, se tomaron
los datos que son publicados a inicios de cada año que se hallaban disponibles
al momento de la audiencia pública.
Vale señalar que al momento de la audiencia pública no se había
realizado la publicación correspondiente al comienzo de 2021 (como se puede ver
en el Anexo 16).
La empresa no explica en su oposición de dónde tomó el dato de riesgo
país que solicita se incorpore en el cálculo tarifario. Sin embargo, como se explicó anteriormente, el proceder de la
Intendencia se apega a lo establecido en la metodología vigente y es
consistente con las aplicaciones tarifarias previas.
Esta Intendencia no desconoce el deterior fiscal que enfrenta Costa Rica
y que esto puede verse reflejado en un mayor riesgo país. En caso de que así
sea, dicho efecto podría estar incorporado en los valores que publique a futuro
el profesor Damodaran para ser considerado en posteriores aplicaciones
tarifarias. Adicionalmente, para evitar confusiones sobre el periodo de cada
observación considerada, se corrigieron los nombres indicando el momento de la
publicación en la página del Dr. Damodaran para aclarar que, por ejemplo, el
dato que estaba asignado al 2015 fue el que se publicó en enero de 2016 y así
sucesivamente hasta llegar al dato asignado al 2019, el cual fue publicado en
enero de 2020.
Por lo tanto, se rechazan estos argumentos.
9. Oposición Inversiones Eólicas Campos Azules Sociedad Anónima,
cédula jurídica número 3-101-644281, representada por la señora María Fernanda
Esquivel Rodríguez, cédula de identidad número 1-1167-0010, en su condición de
Apoderada Generalísima sin límite de suma.
Observaciones: no hace uso de la
palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito
(visible a folio 52).
Notificaciones: al correo
electrónico: cmicnotificaciones@somoscmi.com a nombre de la señora María
Fernanda Esquivel y alejandro.jimenez@somoscmi.com a nombre de Alejandro
Jiménez.
Resumen:
a. Sobre los costos de explotación: señala la empresa que se opone a la
exclusión de costos que realizó la IE, apuntando específicamente al monto de 11
505 916,05 colones de Campos Azules. Alega que la Aresep no motivó el por qué
considera esos rubros como gastos innecesarios y que no se le dio oportunidad a
la empresa de brindar la información de respaldo requerida. Explica que los
servicios legales que fueron excluidos son necesarios para la gestión de la
empresa. Solicita que se incluya en el cálculo tarifario la totalidad del monto
excluido por servicios legales externos.
b. Sobre los costos de inversión: afirma la empresa que se opone a las
exclusiones que realizó la IE en cuanto al rubro de “Terrenos”. Solicita que se
incluya en el cálculo tarifario el monto excluido de la línea de “Terrenos” por
tratarse del costo original de terrenos que se adquirieron para poder ejecutar
construcciones tales como accesos a edificios, almacenamiento y movimiento de
grandes componentes, y cableado de media tensión.
c. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: solicita la empresa ajustar la tasa libre de riesgo
considerando los bonos del Tesoro de los Estados Unidos a 20 años plazo, para
ser consistente con las decisiones de inversión y el plazo de la deuda
establecido en la metodología tarifaria. Solicita también que se considere la
última actualización del riesgo país publicada en el 2020 y que se excluya el
dato del 2015.
Respuesta:
a. Sobre los costos de explotación: la empresa no aportó la información
necesaria para demostrar que ese rubro y ese monto corresponden con un gasto
necesario para la prestación del servicio público. Es importante señalar que
dentro del proceso de presentación de la contabilidad regulatoria, la empresa
no remitió las justificaciones de dichos elementos. Además, siendo la audiencia
pública un espacio adicional para que la empresa pueda aportar información
adicional al respecto, tampoco lo hizo, afirmando erróneamente que no se le dio
oportunidad de brindar la información de respaldo requerida.
b. Sobre los costos de inversión: se acepta el argumento de la empresa y
se ajusta el costo de inversión.
c. Sobre las tasas utilizadas en el cálculo de la rentabilidad y el
factor de inversiones: con respecto al plazo de los bonos del Tesoro, se le
aclara a la empresa que la metodología tarifaria señala lo siguiente:
“Tasa libre de riesgo (KL): es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del
Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el
mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está
disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados
Unidos, en la dirección de
internet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15”
De modo que, tomar los bonos a 20 años según las decisiones de inversión
y el plazo de la deuda establecido en la metodología, requeriría una
modificación metodológica, la cual escapa del alcance del presente expediente y
trámite tarifario. Por lo tanto, se mantiene el plazo de los 10 años utilizado
en el cálculo, consistentemente con los estudios tarifarios anteriores.
En cuanto a la actualización del riesgo país, es importante señalar que
la metodología tarifaria establece lo siguiente:
“Prima por riesgo (PR) se empleará la variable denominada “Implied
Premium (FCFE)”. Riesgo país (RP) se considera el valor publicado para Costa
Rica, de los denominados Risk Premiums for the other markets y donde el riesgo
país se denomina Country Risk premium). Los valores de esta variable y el Beta
desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath
Damodaran, en la dirección de internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o
alternativamente, del “Ibbotson® Costo or Capital Yearbook”. Si alguna de estas
fuentes dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y
confiable.
(…)
La fuente de información elegida para las variables descritas en los
puntos 1 y 2, 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). En el caso de que, para
alguna(s) de las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una
serie histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la
serie histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.”
Los datos considerados para el cálculo del riesgo país fueron tomados de
la página del profesor Aswath Damodaran, tal y como lo establece la metodología
tarifaria vigente. Consistentemente con las aplicaciones anteriores, se tomaron
los datos que son publicados a inicios de cada año que se hallaban disponibles
al momento de la audiencia pública.
Vale señalar que al momento de la audiencia pública no se había
realizado la publicación correspondiente al comienzo de 2021 (como se puede ver
en el Anexo 16).
La empresa no explica en su oposición de dónde tomó el dato de riesgo
país que solicita se incorpore en el cálculo tarifario. Sin embargo, como se
explicó anteriormente, el proceder de la Intendencia se apega a lo establecido
en la metodología vigente y es consistente con las aplicaciones tarifarias
previas.
Esta Intendencia no desconoce el deterior fiscal que enfrenta Costa Rica
y que esto puede verse reflejado en un mayor riesgo país. En caso de que así
sea, dicho efecto podría estar incorporado en los valores que publique a futuro
el profesor Damodaran para ser considerado en posteriores aplicaciones
tarifarias. Adicionalmente, para evitar confusiones sobre el periodo de cada
observación considerada, se corrigieron los nombres indicando el momento de la
publicación en la página del Dr. Damodaran para aclarar que, por ejemplo, el
dato que estaba asignado al 2015 fue el que se publicó en enero de 2016 y así
sucesivamente hasta llegar al dato asignado al 2019, el cual fue publicado en
enero de 2020.
Por lo tanto, se rechazan estos argumentos.
[…]
III. Que de conformidad con lo señalado en los resultados y considerandos
procedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es, entre otras cosas,
fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados de plantas eólicas
nuevas que firmen contrato para la venta al Instituto Costarricense de
Electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores
debidamente autorizados por la ley, tal y como se dispone:
POR TANTO
LA INTENDENCIA DE ENERGÍA
RESUELVE:
I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados eólicos
nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de
Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200 u otros compradores
debidamente autorizados por la Ley, compuesta por la tarifa inferior (límite
inferior) de US$ 0,04530 por kWh y una banda superior (límite superior) de US$
0,08204 por kW.
II. Fijar la siguiente estructura tarifaria para todos los generadores
privados eólicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto
Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No. 7200, tal
y como se detalla:
III. Indicar a los generadores privados eólicos nuevos a los que se apliquen
las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-163-2011, que
están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados
financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose
detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión
realizada, lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los
relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía
eléctrica en su etapa de generación.
IV. Indicar a los generadores privados eólicos nuevos 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.
V. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al
ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con las dos disposiciones
anteriores (5. y 6.), se remitirá a la Dirección General de Atención al Usuario
(DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que se apertura los
procedimientos administrativos correspondiente.
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. Los recursos ordinarios podrán interponerse ante la
Intendencia de Energía, de conformidad con los artículos 346 y 349 de la LGAP.
De conformidad con el artículo 346 de la LGPA., 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