AUTORIDAD REGULADORA DE LOS
SERVICIOS PÚBLICOS
RESOLUCIÓN
RE-0106-JD-2023
ESCAZÚ, A LAS NUEVE
HORAS Y CUARENTA Y CINCO MINUTOS DEL SIETE DE
NOVIEMBRE DE DOS MIL
VEINTITRÉS
MODIFICACIÓN DE LA
METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE EXTRAORDINARIO DE
LAS TARIFAS DEL
SERVICIO DE ELECTRICIDAD PRODUCTO DE VARIACIONES
EN EL COSTO DE LOS
COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN
TÉRMICA PARA CONSUMO
NACIONAL Y LAS IMPORTACIONES NETAS DE
ENERGÍA ELÉCTRICA DEL
MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (METODOLOGÍA
DE COSTO VARIABLE DE
GENERACIÓN O CVG), APROBADA MEDIANTE LA
RESOLUCIÓN
RE-0100-JD-2019 DEL 14 DE MAYO DE 2019
______________________________________________________________
EXPEDIENTE IRM-005-2023
RESULTANDO:
I. Que el 19 de marzo de
2012, mediante la resolución RJD-017-2012, publicada en La Gaceta N.º 74 del 17
de abril del 2012, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (en adelante Aresep) aprobó la "Metodología para el
ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de
variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación
térmica para el consumo nacional" (en adelante Metodología del CVC),
tramitada en el expediente OT-111-2011.
II. Que el 1 de noviembre
de 2012, mediante la resolución RJD-128-2012, publicada en el Alcance Digital
N.º 197 a La Gaceta N.º 235 del 5 de diciembre de 2012, la Junta Directiva
aprobó una modificación a la citada resolución RJD-017-2012.
III. Que el 14 de mayo de
2019, mediante la resolución RE-0100-JD-2019, publicada en el Alcance N.º 118 a
La Gaceta N.º 97 del 27 de mayo de 2019, la Junta Directiva aprobó la actual
"Metodología para el Ajuste Extraordinario de las Tarifas del Servicio
de Electricidad Producto de Variaciones en el Costo de los Combustibles Utilizados
en la Generación Térmica para Consumo Nacional y las Importaciones Netas de
Energía Eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de
Generación o CVG", para incluir no solo el costo de los combustibles,
sino también el costo de las importaciones netas.
IV. Que el 13 de febrero de
2023, mediante el oficio 1250-085-2023, el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) solicita a la Dirección General Centro de Desarrollo de la
Regulación (CDR) modificar la periodicidad de la aplicación de
la metodología del
Costo Variable de Generación (CVG), remitiendo una propuesta en este sentido.
(Expediente PIRM-001-2023, folios 03 a 09)1
1 Esta y las siguientes referencias a folios, a menos que
se indique lo contrario, corresponden al expediente PIRM-001-2023, por medio
del cual se tramita la propuesta preliminar de modificación de la metodología
tarifaria del CVG.
V. Que el 1 de marzo de
2023, mediante el oficio OF-0069-CDR-2023, la Dirección General Centro de
Desarrollo de la Regulación (CDR), solicitó al Departamento de Gestión
Documental la apertura de un expediente para el trámite de la propuesta de
modificación de la Metodología Costo Variable de Generación (CVG). Para estos
efectos, se apertura el expediente PIRM-001-2023. (Folios 01 y 02)
VI. Que el 3 de marzo de
2023, mediante el oficio OF-0081-CDR-2023, la Fuerza de Tarea encargada del
trámite de la modificación de la Metodología Tarifaria del CVG, recomendó al
Director General del CDR gestionar ante el Regulador General la autorización
para prescindir del desarrollo de la propuesta conceptual establecida en la
etapa 7.1 del "DR-PO-03: Procedimiento para desarrollar y modificar
metodologías tarifarias y reglamentos técnicos" en el trámite de la
modificación de la "Metodología para el ajuste extraordinario de las
tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los
combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las
importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional
(Metodología Costo Variable de Generación o CVG)"; tramitada bajo el
expediente PIRM-001-2023. (Folios 94 a 97)
VII. Que el 3 de marzo de
2023, mediante el oficio OF-0082-CDR-2023, el director general del CDR, remitió
al Regulador General la solicitud para prescindir del desarrollo de la
propuesta conceptual establecida en la etapa 7.1 del "DR-PO- 03:
Procedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y
reglamentos técnicos" detallada en el oficio OF-0081-CDR-2023. (Folios
98 a 99)
VIII. Que el 17 de marzo de
2023, mediante la resolución RE-0124-RG-2023, el Regulador General conoció de
la solicitud planteada por el CDR mediante los oficios OF-0081-CDR-2023 y
OF-0082-CDR-2023, y resolvió "Prescindir, de conformidad con lo
establecido en el Procedimiento "DR-PO-03, Procedimiento para desarrollar
y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos" y por motivos
de conveniencia y oportunidad, de las actividades de la etapa 7.1, dentro del
procedimiento de desarrollo de la propuesta de modificación de la
"Metodología para el Ajuste Extraordinario de las Tarifas del Servicio de
Electricidad Producto de Variaciones en el Costo de los Combustibles Utilizados
en la Generación Térmica para Consumo Nacional y las Importaciones Netas de
Energía Eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de
Generación o CVG)", tramitada bajo el expediente PIRM-0001-2023; para que
se continúe con la etapa 7.2 y siguientes de dicho procedimiento".
(Folios 12 a 19)
IX. Que el 17 de abril de
2023, mediante el oficio OF-0361-IE-2023, la Intendencia de Energía (IE)
remitió al CDR dos propuestas de modificación a la metodología tarifaria del
CVG, relacionadas con un factor estacional y con bandas sobre el factor de ajuste.
(Folios 100 a 109)
X. Que el 18 de mayo de
2023, mediante el informe IN-0021-CDR-2023, la Fuerza de Tarea remitió al
director general del CDR la propuesta preliminar de modificación de la
metodología tarifaria del CVG. (Folios 110 a 170)
XI. Que el 18 de mayo de
2023, mediante el oficio OF-0153-CDR-2023, el CDR trasladó a la IE, a la
Dirección General de Atención del Usuario (DGAU) y al Consejero del Usuario, el
informe preliminar IN-0021-CDR-2023 de la propuesta de modificación de la
metodología tarifaria del CVG. (Folios 171 a 172)
XII. Que el 26 de mayo de
2023, mediante el oficio OF-0507-IE-2023, la IE remitió al CDR sus
observaciones a la propuesta de modificación de la citada metodología
tarifaria. (Folios 27 a 92)
XIII. Que el 26 de mayo de
2023, mediante el oficio OF-1053-DGAU-2023, la DGAU y el Consejero del Usuario
remitieron sus observaciones a la propuesta de modificación de la citada
metodología tarifaria. (Folios 173 a 179)
XIV. Que el 8 de junio de
2023, mediante el informe IN-0022-CDR-2023, la Fuerza de Tarea remitió al
director general del CDR la propuesta inicial de modificación de la metodología
tarifaria del CVG posterior al análisis que se hizo de las observaciones recibidas
durante el proceso de socialización interna. (Folios 329 a 391)
XV. Que el 9 de junio de
2023, mediante el oficio OF-0187-CDR-2023, el director general del CDR trasladó
al Regulador General la propuesta de modificación de la Metodología Tarifaria
del CVG contenida en el informe IN-0022-CDR-2023. (Folios 248 a 249)
XVI. Que el 9 de junio de
2023, mediante el oficio OF-0760-RG-2023, el Regulador General remitió el
informe IN-0022-CDR-2023 y el oficio OF-0187-CDR-2023 a la Junta Directiva para
su conocimiento. (Folio 398)
XVII. Que el 20 de junio de
2023, mediante el acuerdo 07-50-2023 de la sesión ordinaria N°50-2023, la Junta
Directiva acordó "Dar por recibido el OF-0187-CDR-2023 del 08 de junio
de 2023, que corresponde al informe técnico final de la propuesta de
modificación a la "Metodología para el ajuste extraordinario de las
tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los
combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las
importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional
(Metodología de Costo Variable de Generación o CVG)", dictada mediante la
resolución RE-0100-JD-2019." (Visible en el enlace
https://aresepmy.sharepoint.com/personal/multimedia_aresep_go_cr/_layouts/15/onedrive.aspx?id=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023%2FACTA%2050%2D2023%2Epdf&parent=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023&ga=1,
páginas 53 a 54)
XVIII. El 20 de junio de 2023,
mediante el acuerdo 09-50-2023 de la sesión ordinaria N°50-2023, la Junta
Directiva entre otras cosas, acordó "Solicitar al Regulador General
socializar la propuesta que fue remitida a esta Junta Directiva sobre la
modificación parcial a la "Metodología para el ajuste extraordinario de
las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de
los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y
las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional
(Metodología de Costo Variable de Generación o CVG)". Expediente
PIRM-001-2023. Informe IN-0022-CDR-2023 del 08 de junio de 2023, contenido en
el oficio OF-0187-CDR-2023 del 09 de junio de 2023 y oficio OF-0760-RG-2023 del
09 de junio de 2023". (Visible en el
enlacehttps://aresep-my.sharepoint.com/personal/multimedia_aresep_go_cr/_layouts/15/onedrive.a
spx?id=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023
%2FACTA%2050%2D2023%2Epdf&parent=% 2Fpersonal%2Fmultimedia%5F
aresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJu
nta%20Directiva%2FActas%202023&ga=1, página 60)
XIX. Que el 27 de junio de
2023, mediante el oficio OF-0496-SJD-2023, la Secretaría de Junta Directiva
comunicó el citado acuerdo 07-50-2023 al CDR. (Folio 256)
XX. Que el 30 de junio de
2023, mediante el oficio OF-0515-SJD-2023, la Secretaría de Junta Directiva
comunicó el citado acuerdo 09-50-2023 al CDR. (Folios 323 a 324)
XXI. Que el 30 de junio de
2023, mediante el oficio OF-0217-CDR-2023, el CDR trasladó el informe
IN-0022-CDR-2023 al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y a todas las
empresas eléctricas distribuidoras, la propuesta de modificación de la
Metodología Tarifaria del CVG contenida en el informe IN-0022-CDR-2023, para
sus observaciones. (Folios 257 a 259)
XXII. Que el 5 de julio de
2023, mediante el oficio OF-0882-RG-2023, el Regulador General trasladó al CDR
el citado acuerdo 09-50-2023 para su atención. (Folio 400)
XXIII. Que el 6 de julio de
2023, a las 9:30 horas, en las instalaciones de la ARESEP en Guachipelín de
Escazú, se realizó una sesión presencial con la participación de representantes
de las empresas del sector eléctrico, en la que se expuso,
por parte de la ARESEP,
la propuesta de cambios en la metodología tarifaria del CVG (ver listado de
participantes en anexo al memorando ME-0031-CDR-2023). (Folio 397)
XXIV. Que el 7 de julio de
2023, mediante el oficio OF-0226-CDR-2023, el CDR trasladó a la Asociación
Consumidores de Costa Rica la propuesta de modificación de la Metodología
Tarifaria del CVG contenida en el informe IN-0022-CDR-2023 para sus
observaciones. (Folios 327 a 328)
XXV. Que el 13 de julio de
2023, mediante los oficios 1250-0523-2023, 7500-0217-2023, GG-557-2023 y
CSGG-299-2023, se recibieron observaciones sobre la propuesta de modificación
de la Metodología Tarifaria del CVG por parte del ICE; Compañía Nacional de
Fuerza y Luz S.A. (CNFL), la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de
Cartago (JASEC) y la Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos
(COOPESANTOS), respectivamente, (ver documentos en anexo al memorando
ME-0031-CDR-2023). (Folio 397)
XXVI. Que el 21 de julio de
2023, mediante el informe IN-0040-CDR-2023, la Fuerza de Tarea remitió al
director general del CDR el "Informe del proceso de socialización externa
previa a la audiencia pública de la propuesta de modificación de la metodología
tarifaria del costo variable de generación (CVG), aprobada por resolución
RE-0100-JD-2019". (Folios 405 a 424)
XXVII. Que el 21 de julio de
2023, mediante el oficio OF-0241-CDR-2023, el director general del CDR remitió
al Regulador General en su condición de presidente de la Junta Directiva el
citado informe IN-0040-CDR-2023. (Folios 403 a 404)
XXVIII. Que el 1 de agosto de
2023, mediante el acuerdo 12-62-2023 de la sesión ordinaria N°62-2023, la Junta
Directiva dispuso "I. Dar por cumplido el acuerdo de Junta Directiva
09-50-2023 del acta de la sesión ordinaria 50-2023 y ratificada el 27 de junio
de 2023, donde se solicita al Regulador General socializar la propuesta que fue
remitida a esta Junta Directiva (.) / II. Instruir a la Dirección General
Centro de Desarrollo de la Regulación para que eleve a Junta Directiva una
propuesta de modificación parcial a la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de Generación o
CVG)". / III. Otorgar un plazo de una semana contado a partir de la
comunicación de este acuerdo, para la remisión del informe indicado en el punto
anterior". (Visible en el enlace
https://aresepmy.sharepoint.com/personal/multimedia_aresep_go_cr/_layouts/15/onedrive.aspx?id=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023%2FACTA%2062%2D2023%2Epdf&parent=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023&ga=1,
áginas 169 a 170)
XXIX. Que el 9 de agosto de
2023, mediante el oficio OF-0638-SJD-2023, la Secretaría de Junta Directiva
comunicó al CDR el citado acuerdo 12-62-2023. (Folios 70 a 72)2
2 A partir de esta referencia, los folios citados
corresponden al expediente IRM-005-2023, por medio del cual se tramita la
propuesta final de la modificación de la metodología tarifaria del CVG.
XXX. Que el 16 de agosto de
2023, mediante el informe IN-0046-CDR-2023, la Fuerza de Tarea remitió al
director general del CDR la "Propuesta de modificación de la
metodología tarifaria del costo variable de generación (CVG), aprobada por
resolución RE-0100-JD-2019 del 14 de mayo de 2019. Informe postsocialización
externa", en cumplimiento de los citados acuerdos 09-50-2023 y
12-62-2023. (Folios 73 a 138)
XXXI. Que el 17 de agosto de
2023, mediante el oficio OF-0266-CDR-2023, el director general del CDR remitió
al Regulador General el citado informe IN-0046-CDR- 2023. (Folios 139 y 140)
XXXII.Que el 24 de agosto de
2023, mediante el oficio OF-0524-DGAJR-2023, la Dirección General de Asesoría
Jurídica Regulatoria (DGAJR), remitió al secretario de la Junta Directiva el
borrador de la resolución mediante la cual la Junta Directiva aprueba someter a
audiencia pública la propuesta de modificación de la metodología tarifaria del
CVG. (Folios 142 a 143)
XXXIII. Que el 29 de agosto de
2023, mediante el acuerdo 09-70-2023 de la sesión ordinaria N°70-2023,
ratificada el 6 de setiembre de 2023, la Junta Directiva resolvió, por
unanimidad de los votos de las personas miembros presentes, lo siguiente: "I.
Dar por recibido el oficio OF-0266-CDR-2023, del 17 de agosto de 2023 em el
cual se adjuntó el informe IN-0046-CDR-2023 (.) / II. Ordenar a la
Administración, para que someta el procedimiento de audiencia pública, la
propuesta de modificación de la "Metodología para el ajuste extraordinario
de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo
de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y
las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología
Costo Variable de Generación o CVG)" (.) / III. Instruir a la Secretaría
de Junta Directiva para que solicite al Departamento de Gestión Documental la
apertura del expediente IRM público para el trámite de la propuesta de
modificación de la metodología (.) / IV. instruir a la Dirección General de
Atención al Usuario, que proceda a publicar y tramitar la convocatoria para
audiencia pública de la propuesta de modificación de la metodología (.) /V.
Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, para
que, en coordinación con la Fuerza de Tarea, una vez concluido el procedimiento
de audiencia pública, proceda con el análisis de las posiciones y la
elaboración de la propuesta final de la modificación de la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de
Generación o CVG)"dictada mediante resolución RE-0100-JD-2019 del 14 de
mayo de 2019". (Visible en el enlace
https://aresepmy.sharepoint.com/personal/multimedia_aresep_go_cr/_layouts/15/onedrive.aspx?id=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023%2FACTA%2062%2D2023%2Epdf&parent=%2Fpersonal%2Fmultimedia%5Faresep%5Fgo%5Fcr%2FDocuments%2FDocumentos%20Sitio%20Web%2FJunta%20Directiva%2FActas%202023&ga=1,
páginas 178 a 227)
XXXIV. Que el 7 de setiembre
de 2023, mediante el oficio OF-0706-SJD-2023, la Secretaría de Junta Directiva,
comunicó al CDR, a la DGAU y al Departamento de Gestión Documental (DGD) el
citado acuerdo 09-70-2023, a fin de que se tramitara la apertura del respectivo
expediente y la correspondiente convocatoria de una audiencia pública de la
propuesta de modificación de la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de Generación o
CVG)". (Folios 03 a 69)
XXXV.Que el 7 de setiembre
de 2023, mediante el oficio OF-0770-SJD-2023, la Secretaria de Junta Directiva
solicitó al DGD la apertura del respectivo expediente para el trámite de la
propuesta de modificación a la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de Generación o CVG)".
(Folios 1 y 2, expediente IRM-005-2023)
XXXVI. Que el 8 de setiembre
de 2023 se publicó en el Alcance N.º 173 a La Gaceta N.º 165 la convocatoria a
la respectiva audiencia pública. (Folio 156)
XXXVII. Que el 11 de setiembre
de 2023 se publicó, en los diarios de circulación nacional La Teja y Diario
Extra, la convocatoria a la respectiva audiencia pública. (Folio 156)
XXXVIII.
Que el
11 de setiembre de 2023, mediante el informe IN-0584-DGAU-2023, la DGAU remitió
al CDR el "Informe de Instrucción Audiencia Pública" relacionado
con la propuesta de modificación de la metodología tarifaria del CVG. (Folios
153 y 154)
XXXIX. Que el 4 de octubre de
2023, a partir de las 17:15 horas, se realizó la audiencia pública virtual
según consta en el acta de la audiencia pública AC-0297-DGAU-2023. (Folios163
al 176)
XL. Que el 11 de octubre de
2023, mediante el informe IN-0670-DGAU-2023, la DGAU emitió el "Informe
de Oposiciones y Coadyuvancias" presentadas durante la audiencia
pública celebrada el 4 de octubre de 2023, respecto de la propuesta de
modificación de la metodología tarifaria el CVG. (Folios 180 a 181)
XLI. Que el 25 de octubre de
2023, la fuerza de tarea, mediante el Informe IN-0066-CDR-2023, emitió el
Informe de análisis de oposiciones y coadyuvancias. (Folios 272 a 288)
XLII. Que el 25 de octubre de
2023, la fuerza de tarea, mediante el Informe IN-0067- CDR-2023, emitió el
Informe técnico final de la propuesta de modificación de la "Metodología
del costos variable de generación (CVG)". (Folios 289 a 357)
XLIII. Que el 25 de octubre de
2023, mediante el oficio OF-0352-CDR-2023, el CDR remitió al Regulador General
el informe IN-0067-CDR-2023 respecto a la propuesta de modificación a la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)". junto con sus anexos. (Folios 358 a 359)
XLIV. Que el 25 de octubre de
2023, mediante el memorando ME-0176-SJD-2023, la SJD, trasladó a la DGAJR para
su análisis y valoración el citado oficio OF-0352-CDR-2023 y sus anexos. (Folio
360)
XLV. Que el 3 de noviembre
de 2023, mediante el oficio OF-0698-DGAJR-2023, la DGAJR emitió criterio con
respecto al análisis post audiencia pública de la propuesta de la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)". (Folios 361 a 377)
XLVI. Que se han realizado
las diligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución.
CONSIDERANDO
I. Que la Ley N° 7593, en
su artículo 5 inciso a, dispone que la Aresep, es el ente competente para fijar
los precios y tarifas de los servicios públicos, de conformidad con las
metodologías que ella misma determine y debe velar por el cumplimiento de las
normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y
prestación óptima de tales servicios públicos, dentro de los cuales se
encuentra el servicio público de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización.
II. Que de lo anterior
queda claro que la Aresep puede emitir metodologías tarifarias, normas,
reglamentos técnicos, procedimientos, protocolos, entre otros, es preciso
considerar que todos ellos, forman parte de un amplio ámbito normativo que
busca establecer reglas que orienten el quehacer regulatorio con el fin de que
la Aresep ejerza las competencias y potestades dispuestas mediante la Ley N°
7593.
III. Que el Reglamento
interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en su artículo 6, incisos 14) y 16)
en complemento del artículo 53 de la Ley N° 7593, ha definido que sea la Junta
Directiva de la Aresep, la que proceda con la aprobación de las metodologías
tarifarias y los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta
aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la
ley.
IV. Que mediante el informe
IN-0067-CDR-2023, del 25 de octubre de 2023, que es el informe técnico post
audiencia pública de la propuesta de la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de Generación o
CVG)" remitido por el CDR a la Junta Directiva mediante el oficio
OF-0352-CDR-2023, del 25 de setiembre de 2023, se presentó la propuesta de
metodología post audiencia pública a ser valorada por la Junta Directiva,
incluyendo los cambios originados del análisis de las posiciones presentadas.
V. Que la propuesta de la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)", se justifica y se fundamenta en el informe IN-0067-CDR-2023,
la cual literalmente señala:
"(.)
3.
MARCO LEGAL
La
aprobación y aplicación de la metodología para reconocer el ajuste por CVG, así
como sus modificaciones, las cuales se recomiendan en este informe, se
fundamentan en el marco legal aplicable al mercado del servicio público de
energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización, tal y como lo expone la Ley N.º 7593. A continuación, se
transcriben los aspectos más relevantes de esa ley, en lo que corresponde a la
metodología de CVG:
"Artículo
3.- Definiciones
(.)
b)
Servicio al costo: Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los
precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los
costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución
competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con
lo que establece el artículo 31.
(.)"
"Artículo 5.-
Funciones
(.)
En los
servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará
precios y tarifas; además, velará por el cumplimiento de las normas de calidad,
cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, según el
artículo 25 de esta Ley. Los servicios públicos antes mencionados son:
a)
Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización.
(.)"
"Artículo
6.- Obligaciones de la Autoridad Reguladora
(.)
Corresponden
a la Autoridad Reguladora las siguientes obligaciones:
a) Regular y fiscalizar
contable, financiera y técnicamente, a los prestadores de servicios públicos,
para comprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del
servicio, ya sean las inversiones realizadas, el endeudamiento en que han
incurrido, los niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o
los ingresos percibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida.
(.)
"Artículo
30.-
(.)
De
acuerdo con las circunstancias, las fijaciones de tarifas serán de carácter
ordinario o extraordinario. (.)"
"(.)
Serán de
carácter ordinario aquellas que contemplen factores de costo e inversión, de
conformidad con lo estipulado en el artículo 3 de esta ley.
(.)
Serán
fijaciones extraordinarias aquellas que consideren variaciones importantes en
el entorno económico, por caso fortuito o fuerza mayor y cuando se cumplan las
condiciones de los modelos automáticos de ajuste. La Autoridad Reguladora
realizará, de oficio, esas fijaciones".
(.)"
"Artículo
31.-
"(.)
La
Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en
función de la modificación de variables externas a la administración de los
prestadores de servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de
interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el
Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere
pertinente".
"(.)
(.) De
igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán
contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables: /
a) Garantizar el equilibrio financiero.
(.)"
"Artículo
36.-
"(.)
La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de
conformidad con el artículo 31 de la presente ley.
(.)"
Por su
parte, el "Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados",
aprobado mediante el acuerdo 01-42-2013 de la Junta Directiva (27 de mayo del
2013), en adelante RIOF, establece en su artículo 6, inciso 16 que a la Junta
Directiva le compete.
"(.)
Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores
regulados bajo su competencia"; mientras que el artículo 9 en su inciso
11, el RIOF indica que al Regulador General le corresponde "Designar
equipos para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución de
proyectos para el diseño de metodología de fijación de tarifas y normativa de
calidad".
De
conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta Directiva
de la Autoridad Reguladora es la competente para emitir y modificar las
metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados, incluyendo el
servicio eléctrico en todas sus etapas, para lo cual deberá seguir el
procedimiento de audiencia pública. El marco legal citado provee la base que
faculta a Aresep para establecer y modificar las metodologías regulatorias
objeto de este informe.
Como
parte de sus atribuciones, la Junta Directiva ha aprobado algunas políticas que
orientan el accionar de la Aresep, entre ellas:
. La
"Política Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos" aprobada mediante la resolución RE-0206-JD-2021 del 5 de octubre
de 2021 (publicada en el Alcance N.º 209 a La Gaceta N.º 199 del 15 de octubre
de 2021).
Esta
política se basa en 6 pilares fundamentales relacionados con la regulación con
enfoque de derechos, regulación para la calidad de los servicios públicos,
regulación que promueva la que eficiencia, regulación con propósito, regulación
comprometida con el desarrollo sostenible y una regulación independiente y
coordinada con el entorno.
Por su
parte, el objetivo 3 de esta Política establece lo siguiente.
"Desarrollar
una regulación que provea las señales necesarias para llevar la prestación de
los servicios públicos hacia la senda de la eficiencia, la eficacia, tanto de
manera individual, por sector o industria, considerando el principio de
servicio al costo eficiente, la aplicación de enfoques regulatorios comparados
y ejercicio de un modelo regulatorio oportuno, apoyado en las mejores prácticas
y en la articulación de los instrumentos de política."
. Política
Institucional de Gobierno Corporativo, aprobada mediante resolución
RE-0235-JD-2021 del 20 de diciembre de 2021, contiene el "conjunto de
principios, reglas, normas y lineamientos generales que definen y sustentan el
modelo de
gobernanza
institucional.".
Esta
Política reitera la regulación enfocada al cumplimiento del valor público
regida por los pilares señalados anteriormente y que fueron incorporados en la
Política Regulatoria.
Por lo
anterior, se cuenta con sustento para elaborar y aprobar la propuesta de
modificación de la metodología tarifaria para el CVG, de acuerdo con el
principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se
obtengan tarifas técnicamente justificadas.
4.
JUSTIFICACIÓN
Las
tarifas eléctricas para los servicios de generación, distribución y alumbrado
público están conformadas por dos grandes componentes: una tarifa base que debe
cubrir todos los costos necesarios para suplir el respectivo servicio público,
excepto los costos relacionados con los combustibles destinados a la generación
térmica y las importaciones netas de energía; es decir, que cubre costos tales
como operación y mantenimiento, depreciación, salarios, materiales, etc.,
incluyendo el correspondiente rédito para el desarrollo de la actividad
(llamado tarifa base); y un segundo componente que cubre los costos
relacionadas con los combustibles e importaciones netas (llamado componente o
tarifa de CVG).
El
primer componente (tarifa base) se calcula con base en las metodologías
ordinarias aprobadas mediante las resoluciones RJD-141-2015 (generación) y
RJD-139-2015 (distribución); mientras que el segundo componente (tarifa de CVG)
se debe calcular mediante los procedimientos que establece la presente
metodología tarifaria.
La
existencia de un modelo que actualice periódicamente las tarifas en lo que se
refiere a su componente de combustibles e importaciones netas se justifica dado
que estos componentes de costos tienen una serie de características que los
hacen impredecibles, volátiles e incontrolables por parte de las empresas
eléctricas al ser exógenos a ellas.
Por esta
razón, esta metodología pretende que la tarifa o componente del CVG se calcule
como una proporción de los costos sin combustibles e importaciones netas
(tarifa base) que se agrega a la tarifa sin CVG; de esta forma, el CVG
representa un factor de ajuste en las tarifas base. Lo anterior, según las
fórmulas de cálculo y procedimientos que se detallan en las siguientes
secciones para cada uno de los servicios regulados (generación, distribución y
alumbrado público).
Sin
embargo, la metodología tarifaria actual tiene el inconveniente de dar una
excesiva volatilidad a las tarifas.
En este
sentido, el Instituto Costarricense de Electricidad, mediante el oficio
1250-085-2023, solicita modificar la actual metodología tarifaria del CVG
argumentando que:
"(.)
el beneficio que genera su aplicación una única vez en el año, dando estabilidad
a la tarifa, para reducirle al usuario la volatilidad trimestral en su tarifa,
además que permitiría a las empresas (distribuidoras, comerciales e
industriales) una mejor planificación de sus costos, incluido su consumo
eléctrico.
Ante la
imperiosa necesidad de generar señales de precios que permitan mayor
sostenibilidad, estabilidad y seguridad para el país, surge la necesidad de
contar con una mejora regulatoria por medio del camino procedimental más
expedito que el Ente Regulador identifique (.)"
Adicionalmente,
mediante el oficio OF-0361-IE-2023, la Intendencia de Energía solicita analizar
dos propuestas adicionales de modificación en la metodología tarifaria del CVG.
En este
informe se analizan las propuestas de cambio que se han planteado y se recomienda
realizar los ajustes respectivos.
A su
vez, se analiza el comportamiento y estructura actual del mercado para
determinar si se han presentado modificaciones en el contexto en el cual se ha
aplicado la metodología.
4.1
Mercado eléctrico
Los
principales actores del sector eléctrico nacional son:
. Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE).
. Compañía
Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL).
. Junta
Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC).
. Empresa
de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH).
. Cooperativas
de electrificación rural de Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos
(COOPELESCA R.L.), COOPEGUANACASTE R.L. y COOPEALFARORUIZ.
. Empresas
privadas de generación eléctrica que operan bajo el marco del Capítulo I y
Capítulo II de la Ley de Generación Autónoma o Paralela, N.º. 7200 y sus
reformas.
4.1.1
Generación de energía
La
generación de energía eléctrica se encuentra descentralizada en el sentido que
recae sobre múltiples instituciones, empresas regionales, generadores privados,
empresas municipales, cooperativas, entre otros, que se encuentran distribuidos
a lo largo y ancho del país.
En la
actualidad, la generación eléctrica es responsabilidad de: ICE, CNFL, JASEC,
ESPH, las cooperativas de Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos
(COOPELESCA R.L.), y COOPEGUANACASTE R.L. (a su vez estas cooperativas han
creado consorcios a partir de la unión de todas o parte de las cooperativas de
electrificación rural, tales como el Consorcio Nacional de Empresas de
Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) y Consorcio Cubujuquí,
R.L. y empresas privadas de generación eléctrica (Ley N.º. 7200).
Para
efectos de la metodología tarifaria que se tramita (CVG) es importante señalar
que las empresas distribuidoras se abastecen total o parcialmente de energía
del ICE, lo que implica que los costos de generación del Instituto afectan
directamente los costos de suministro de todas las empresas distribuidoras.
Al
analizar el servicio de generación de energía eléctrica, en el año 2022, el ICE
representa el mayor generador del mercado costarricense debido que produce un
68% de la energía eléctrica, seguido de las BOT (Ley N.º 7200, capítulo II) con
un 15,05%, las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) generan un 12,05%,
las cooperativas, en conjunto, generan un 5,94%, seguido de la CNFL, ESPH y
JASEC con un 4,03%, 1,96% y 0,75% respectivamente. Esto se observa en el
siguiente gráfico.
Gráfico
1. Porcentaje de generación de energía eléctrica según empresa, 2022
En
general, en el año 2022, la generación de energía eléctrica alcanzó los 12
592,3 GWh1, lo cual constituyó un incremento del 0,42% respecto al año 2021. En
la siguiente tabla se muestra la generación por empresa y fuente de los dos
últimos años.
Tabla 1.
Volumen de generación de energía eléctrica por empresa y fuente de generación
para los años 2021 y 2022
En el
año 2022, se presentó una importante contracción en la generación de energía
eléctrica con fuentes eólicas, solares y bagazo respecto al año 2021, con una
reducción en la energía generada del 12,97%, 12,31% y 17,53% respectivamente;
esto contrarresta con el incremento del 3 121,2% en la generación mediante
fuentes térmicas, donde se pasa de 2,86 GWh en 2021 a 92,12 GWh en 2022. Sin
embargo, al analizar el comportamiento de las fuentes en la última década, la
generación con fuentes térmicas ha presentado una importante reducción pasando
de 830,28 GWh en el 2012 a 92,12 GWh en 2022; a su vez su participación
relativa en el sistema de generación nacional se ha reducido pasando de un
8,24% de la generación total en el año 2012 a un 0,73% de la generación total
en el año 2022, se destaca el mínimo presentado en el año 2021, donde la
participación relativa fue de solo un 0,02%. En la siguiente tabla se detalla
esta
información:
Tabla 2. Generación de energía
eléctrica por tipo de fuente, 2012-2022
Como se aprecia en la
información anterior y se muestra con mayor precisión en el siguiente gráfico,
la generación térmica en el último año tan solo representó un 0,73% de la
generación total.
Gráfico 2. Distribución de la
generación de energía eléctrica según tipo de fuente, 2022
Fuente: ICE, Informe
anual de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema
Eléctrico del ICE, 2022
Finalmente, como se
evidencia en la tabla 1, los intercambios netos en el MER han representado un
-8,8% y -6,1% de la demanda nacional en los dos últimos años, lo que evidencia
la importancia relativa de estas transacciones en la estructura del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN), este aspecto se profundiza en la sección de
"Importaciones y exportaciones del MER".
4.1.2 Distribución
La distribución de energía
eléctrica es realizada por dos distribuidoras de gran tamaño (ICE y CNFL); dos
empresas municipales (ESPH y JASEC) y cuatro cooperativas (Coopeguanacaste,
Coopealfaro, Coopesantos y Coopelesca).
Para diciembre del año
2022, en conjunto estas 8 empresas distribuidoras cuentan con 1,94 millones de
abonados, de los cuales un 86,29% corresponden a abonados residenciales, un
12,23% a abonados comerciales o de servicios y el 0,42% son abonados
industriales.
El ICE es la empresa
con mayor cantidad de abonados con 871 mil para un 44,99% del total de
abonados, mientras la CNFL presenta aproximadamente 604 mil abonados que
corresponde al 31,18%, las cooperativas en conjunto atienden más de 260 mil
abonados para un 13,46% y los 201 mil abonados restantes (10,37%) son cubiertos
por las empresas municipales (ESPH y JASEC). Lo anterior se evidencia en la
siguiente tabla.
Tabla 3. Total de abonados por
distribuidora según tipo de abonado, diciembre 2022
1/ Considera los
abonados de media tensión a, media tensión b, preferencial, residencial
horaria, promocional, residencial, industrial, comercios y servicios.
2/ Incluye ventas de
alumbrado público.
Fuente: Elaboración
propia con datos abiertos de la Aresep
Adicionalmente, en
cuanto a las ventas de energía del sistema de distribución a nivel nacional, se
evidencia que el ICE es el principal distribuidor con ventas de 356,74 GWh que
representan el 42,74% de las ventas totales del sistema, seguido por la CNFL
con 273,13 GWh para el 32,72%, seguidos de los distribuidores JASEC, ESPH,
COOPELESCA y COOPEGUANACASTE cuyas ventas de energía representan entre un 4,9%
y 6,7% de las ventas totales del sistema de distribución.
4.1.3
Precios finales de la energía eléctrica
La
tarifa media sin CVG de cada distribuidora varía según el tipo de abonado, para
el caso de los abonados residenciales, la tarifa oscila entre los ?75/kWh y
?92/kWh según la distribuidora; donde el ICE y Coopesantos presentan las
tarifas más elevadas con ?92,05/kWh y ?90,04/kWh respectivamente, mientras
JASEC cuenta con la tarifa más reducida con ?75,37/kWh. Por su parte, la tarifa
media para los abonados comerciales y servicios ronda entre los ?85/kWh y
?155/kWh, donde las tarifas medias de Coopesantos, CNFL, ICE y Coopealfaroruiz
superan los ?100/kWh, mientras la tarifa de la ESPH es inferior a ?90/kWh, como
se observa en el siguiente gráfico.
Gráfico
3. Precio medio sin CVG por empresa según tipo de tarifa, 2022
Fuente: Elaboración
propia con datos abiertos de la Aresep
Por su
parte, la tarifa media sin CVG de los abonados industriales ronda entre los
?77/kWh y ?166/kWh, donde las tarifas medias de ESPH y JASEC son inferiores a
los ?100/kWh, mientras la tarifa media de Coopesantos supera los ?150/kWh.
Finalmente, las tarifas medias de alumbrado público oscilan entre los ?45/kWh y
?58/kWh, siendo la tarifa de Coopealfaro la única inferior a ?50/kWh.
Las
tarifas medias anteriores deben cubrir todos los costos necesarios para suplir
el respectivo servicio público, excepto los costos relacionados con el CVG
(combustibles destinados a la generación térmica y las importaciones netas de
energía). Estos últimos elementos también afectan la tarifa final cobrada a los
abonados.
De esta
forma, durante el 2022, la tarifa media con CVG de cada distribuidora presentó
tarifas más reducidas en comparación con las tarifas sin CVG, para el caso de
los abonados residenciales, las tarifas medias oscilaron entre los ?72/kWh y
?89/kWh según la distribuidora; la tarifa media para los abonados comerciales y
servicios ronda entre los ?83/kWh y ?152/kWh, donde las tarifas medias de
Coopesantos, CNFL y ICE superan los ?100/kWh, mientras las tarifas de
Coopeguanacaste, ESPH y JASEC son inferiores a ?90/kWh, como se observa en el
siguiente gráfico.
Gráfico 4. Precio medio con
CVG por empresa según tipo de tarifa, 2022
Fuente: Elaboración
propia con datos abiertos de la Aresep
Por su parte, la tarifa
media con CVG de los abonados industriales ronda entre los ?75/kWh y ?163/kWh,
donde las tarifas medias de Coopealfaroruiz, ESPH y JASEC son inferiores a los
?100/kWh, mientras la tarifa media de Coopesantos supera los ?160/kWh.
Finalmente, las tarifas medias de alumbrado público oscilan entre los ?45/kWh y
?58/kWh, siendo la tarifa de Coopealfaroruiz la única inferior a ?50/kWh.
4.1.4 Importaciones y
exportaciones del MER
Las exportaciones de
energía durante el año 2022 alcanzaron 773,99 GWh, lo que representó un ingreso
de $56,93 millones, del total de energía exportada se colocaron 352,2 GWh en el
Mercado de Contratos Regional a los países del bloque norte (Nicaragua, El Salvador
y Guatemala), lo cual representa un 46% de las ventas totales.
Las exportaciones se
complementaron con ofertas diarias en el Mercado de Oportunidad Regional (MOR)
que representó un 54% de las ventas totales para un total de 421,7 GWh. El
costo medio por MWh es de USD$68,59 en el Mercado de Contratos Regionales y de
USD$77,72 en el MOR.
Se destaca que junio
fue el mes con mayores exportaciones con 126,2 GWh, mientras el mes de marzo
corresponde al mes de menores exportaciones con 5,0 GWh; lo anterior se
evidencia en la siguiente tabla.
Tabla 1. Exportaciones del ICE
al mercado regional, 2022
Fuente: Informe anual
de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema
Eléctrico del ICE, 2022
Por su parte, el ICE
importó 54,2 GWh lo que representó un cargo de USD $9,56 millones, monto que
incluye el costo de la energía más el costo pagado por el transporte de energía
(identificado como CMORC), concepto relacionado con las importaciones de
energía a través del mercado de contratos. Del total de importaciones, un 68%
se realizaron por medio del MOR, lo que correspondió 36,9 GWh con un costo
medio de USD $150,22/MWh.
Mientras los 17,3 GWh
restantes fueron importados mediante el Mercado de Contratos Regional del
bloque norte a un costo medio de USD $231,99/MWh, incluyendo USD $205,72/MWh
por concepto de costo de la energía y USD $26,27/MWh por concepto de
transmisión.
Se destaca que abril
fue el mes con mayores importaciones con 18,6 GWh, mientras que en los meses de
enero, mayo, junio, julio, agosto y setiembre no se realizaron importaciones;
lo anterior se evidencia en la siguiente tabla.
Tabla 2. Importaciones del ICE
al mercado regional, 2022
Fuente: Informe anual
de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema
Eléctrico del ICE, 2022
De esta forma, el ICE
obtuvo ingresos netos de USD $47,4 millones por concepto de negociaciones con
el Mercado Eléctrico Regional (MER), los mayores ingresos netos fueron
obtenidos en el mes de mayo 2022, mientras que, en los meses de marzo y abril,
el gasto en importaciones superó a los ingresos en exportaciones, como se
observa en el siguiente gráfico.
Gráfico 1. Ingresos
netos por concepto de exportaciones e importaciones por mes, 2022
Fuente:
Elaboración propia con información del Informe anual de generación y demanda de
la División Operación y Control del Sistema Eléctrico del ICE, 2022
4.2 La metodología tarifaria actual
Las actuales tarifas eléctricas para los servicios de generación y
distribución están conformadas por dos grandes componentes: (1) una tarifa que
cubre todos los costos necesarios para suplir el respectivo servicio público,
excepto los costos relacionados con los combustibles destinados a la generación
térmica y los costos asociados a las importaciones netas de energía; es decir,
que cubre costos tales como operación y mantenimiento, depreciación, salarios,
materiales, etc., incluyendo el correspondiente rédito de desarrollo de la
actividad (llamada tarifa base); y (2) un segundo componente que cubre los
costos relacionadas con los combustibles y las importaciones netas de energía
provenientes del Mercado Eléctrico Regional (MER) y que se denomina tarifa CVG.
El primer componente se calcula con base en las metodologías
ordinarias aprobadas mediante las resoluciones RJD-141-2015 (generación),
RJD-140-2015 (transmisión) y RJD-139-2015 (distribución); mientras que el
segundo componente se calcula mediante un procedimiento extraordinario que se
ajusta trimestralmente (resolución RE-0100-JD- 2019) y que es el objetivo de la
presente metodología.
Esto implica que actualmente la tarifa final está compuesta por
dos partes, una de las cuales cubre exclusivamente lo relacionado con los
costos de los combustibles y su sustituto, como lo son las importaciones de
energía. Este componente actualmente es calculado como una proporción de los
costos sin combustibles e importaciones netas, que se calcula anualmente; y se
ajusta trimestralmente, antes del vencimiento de cada trimestre natural, para
contemplar los posibles ajustes que se dan entre las estimaciones iniciales y
los costos realmente incurridos.
En su oportunidad, la actual metodología de CVG se justificó con
los argumentos de que permite reconocer de una forma ágil y relativamente
expedita, el gasto que hace el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
asociado con el consumo de combustible para la operación de las plantas de
generación eléctrica de esa empresa y las importaciones netas de energía. Esto
dado que el gasto en combustibles y las importaciones netas de energía son
componentes exógenos, significativos, imprevisibles, volátiles, e
incontrolables dentro de la estructura de costos del sector de generación del
ICE y que las empresas distribuidoras compran al ICE-Generación parte de la
energía que distribuyen a sus usuarios
La actual metodología conlleva la actualización trimestral de las
tarifas del Sistema de Generación del ICE y las tarifas del Sistema de
Distribución de todas las empresas distribuidoras de electricidad del país,
incluyendo las tarifas del Sistema de Alumbrado Público, con base en el costo
estimado y real del combustible destinado a la generación térmica.
Posteriormente, en el trimestre siguiente, se liquidan las diferencias que se
presentaron.
En resumen, los principales objetivos de la metodología vigente
son (a) garantizar a las empresas los recursos necesarios para cubrir
oportunamente dicho costo; mediante el reconocimiento oportuno del ajuste por
CVG, al permitirles a las empresas un flujo de ingresos acorde con su nivel de
gastos; lo cual a su vez contribuye a una mejor aplicación del principio de
servicio, y (b) enviar señales de precios oportunas, es decir, que el precio
refleje lo más rápido posible las variaciones en el costo de generar
electricidad con combustibles y el costo de las importaciones netas de energía.
La experiencia acumulada en la aplicación de esta metodología
desde su creación ha permitido evaluar las ventajas y desventajas de su
ejecución, así como las mejoras que es necesario introducir en su aplicación
para garantizar sus objetivos iniciales y, en general, garantizar que las
tarifas respondan de forma razonable a los objetivos que plantea la Ley N.º
7593. Especialmente, lo relacionado con los ajustes trimestrales que
contribuyen a dar señales oportunas de precio, pero introducen una alta
inestabilidad en los precios y no permiten la planificación intraanual para los
consumidores y empresas eléctricas.
4.3 Valoración de alternativas de la metodología tarifaria
Para el desarrollo de la presente propuesta de ajuste en la
metodología tarifaria del CVG se han valorado las siguientes alternativas:
a. Mantener la metodología tarifaria con fijación
anual para cada trimestre, con revisiones trimestrales, incluyendo
liquidaciones trimestrales (resolución RE-0100-JD-2019).
b. Fijación anual sin estacionalidad y solo
ajustes y liquidación anual (propuesta del ICE mediante oficio 1250-085-2023).
c. Fijación anual por periodo seco y húmedo y solo
revisión anual (propuesta de la Intendencia de Energía mediante oficio
OF-0361-IE-2023).
d. Fijación trimestral actual con bandas de mínimo
y máximo (propuesta de la Intendencia de Energía mediante oficio
OF-0361-IE-2023).
Se procedió a analizar cada una de estas alternativas desde el
punto de vista de sus ventajas y desventajas, las cuales se resumen en el
siguiente cuadro:
Metodología
tarifaria del CVG
Evaluación
de alternativas -actual y propuestas-: ventajas y desventajas
|
ALTERNATIVA ALTERNATIVA
|
VENTAJAS
|
DESVENTAJAS
|
|
1. Metodología actual con fijación anual
para cada trimestre, con revisiones trimestrales incluyendo liquidaciones (RE-0100-JD- 2019)
|
· Permite una señal de precio estacional
más oportuna (rápida).
· Alineado con prácticas internacionales.
· Garantiza equilibrio financiero de las
empresas eléctricas.
· Permite dar seguimiento al desempeño
de empresas en el corto plazo en variables incluidas en el cálculo tarifario (combustibles, exportaciones e importaciones).
?
|
· Posibilidad de alta inestabilidad de
precios y señales equivocadas de precio
si hay errores significativos en las estimaciones iniciales.
· Mayor volumen de trabajo y procesos
(uso de recursos).
· No
cumple con lo solicitado por el ICE.
|
|
2. Fijación anual sin estacionalidad y
solo ajustes y liquidación anual (Oficio ICE 1250-085- 2023).
|
· Estabilidad tarifaria: Permite a los
usuarios/abonados conocer de antemano la tarifa del año y estos dejarían de
percibir volatilidad en la tarifa trimestral.
· Posibilita
mejor planificación a usuarios (empresas).
|
· No da ninguna señal estacional de
precio estacional.
· Efecto negativo sobre el equilibrio
financiero, que puede llegar a ser significativo y afectar tanto
a prestadores como a
consumidores (rezago tarifario).
· Rezago
significativo en liquidaciones pueden ser de alto impacto.
|
|
3. Fijación anual por
periodo seco y húmedo y solo revisión anual (OF-0361-IE- 2023).
|
· Permite
señal de precios.
· Alineado
con prácticas internacionales.
· Predictibilidad
en precios que permite mejor planificación a empresas.
· Mayor
estabilidad de precios, disminuye volatilidad.
· Permite
a los usuarios/abonados conocer de antemano las tarifas del año (periodo seco
y húmedo).
|
· Podría
dar señal tarifaria distorsionado (por efecto de rezago tarifario y errores
en estimaciones iniciales)
· Posible
efecto negativo sobre equilibrio financiero de prestadores.
|
|
4. Fijación
trimestral actual con bandas de mínimo y máximo (OF-0361-IE- 2023).
|
· Permite
señal de precios (parcialmente)
· Permite
equilibrio financiero (parcialmente)
· Permite
dar seguimiento al desempeño de los prestadores.
· Introduce
algún nivel de estabilidad (movimientos entre las bandas fijadas).
|
· Da
beneficios condicionados a que se esté dentro del rango de variaciones, lo
que no es seguro.
· Volatilidad
en los precios reducida (movimientos entre las bandas fijadas)
· Discrecionalidad
de la escogencia de los límites de la banda.
· Parte
de los ajustes trimestrales se hacen efectivos en la liquidación anual
(rezago tarifario) lo que podría implicar mayores ajustes posteriores (mayor
volatilidad).
· No
cumple con lo solicitado por el ICE.
· Mayor
volumen de trabajo y procesos (uso de recursos).
|
Igualmente se
analizaron las alternativas desde el punto de vista de las características
deseables en la metodología tarifaria, las cuales se resumen en el siguiente
cuadro:
Metodología tarifaria
del CVG
Resumen de características
deseables en la metodología tarifaria
|
ALTERNATIVA
/ CARACTERÍSTICA
|
|
|
Fijación y liquidación anual
con estacionalidad
|
|
|
|
Metodología actual
|
Solo fijación anual, tarifa plana
|
Fijación trimestral con bandas
|
|
Señal de precio oportuna (estacional)
|
Sí
|
No
|
Sí
|
Parcial
|
|
Estabilidad de precios
|
No
|
Sí
|
Parcial
|
Parcial
|
|
Equilibrio financiero de corto plazo
|
Sí
|
No
|
Parcial
|
Parcial
|
|
Equilibrio financiero de mediano plazo
|
Sí
|
Sí
|
Sí
|
Sí
|
|
Permite
planificación a empresas eléctricas
|
No
|
Sí
|
Sí
|
Parcial
|
|
Permite planificación a los usuarios
|
No
|
Sí
|
Sí
|
Parcial
|
|
Información
disponible para aplicarla
|
Sí
|
Sí
|
Sí
|
Sí
|
|
Seguimiento
al desempeño de las empresas prestadoras en corto plazo
|
Sí
|
No
|
No
|
Sí
|
|
Baja discrecionalidad
|
Sí
|
Sí
|
Sí
|
No
|
Con base
en este análisis, se presenta una propuesta de modificación a la metodología
tarifaria actual, según se detalla en las secciones siguientes. Esta propuesta
prioriza los objetivos relacionados con la estabilidad de precios y la
posibilidad que le da a los usuarios y a las empresas eléctricas de realizar
una planificación a corto y mediano plazo, al disminuir la volatilidad en las
tarifas.
4.4
Ajustes recomendados
Las
modificaciones que se plantean introducir en esta metodología y su debida
justificación son las siguientes:
4.4.1
Ajustar la periodicidad de los ajustes para que sean anuales
La
experiencia reciente ha indicado que el componente del CVG relacionado con el
costo de los combustibles utilizados para la generación por medio de las
plantas térmicas se ha reducido sustancialmente, dada la disponibilidad de
otras fuentes de energía, tales como la hidroeléctrica, las eólicas y las
solares; además de la posibilidad de realizar importaciones de energía
eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (MER), dada la consolidación de este
mercado.
Las
menores necesidades de generación térmica han implicado a su vez una menor
importancia relativa de los costos asociados a los combustibles necesarios para
este tipo de generación eléctrica y a una menor volatilidad en este componente,
lo que su vez repercute en la previsibilidad que se puede presentar en las
estimaciones relacionadas con este concepto.
Estos
factores implican que actualmente no es tan importante el objetivo de contar
con ajustes tarifarios tan frecuentes, pues el impacto de los cambios en este
componente no es tan significativo como en el pasado.
Lo
anterior es importante, dado que una de las desventajas que más se ha atribuido
a la presente metodología tarifaria es que propicia una alta volatilidad en las
tarifas eléctricas.
La
eliminación de los ajustes trimestrales, aunque contribuyen a dar señales
oportunas de precio, introducen una alta inestabilidad en los precios y no
permiten la planificación intraanual para los consumidores y empresas
eléctricas.
Por
estas razones, se puede privilegiar el objetivo de buscar mayor estabilidad en
las tarifas, sin demérito significativo en los objetivos de dar señales y
garantizar el equilibrio financiero de las empresas prestadoras del servicio
público eléctrico.
Dada la
modificación en la periodicidad se deben ajustar prácticamente todas las
fórmulas de la metodología tarifaria y la descripción de algunas variables, tal
y como se indica en las secciones posteriores.
4.4.2
Se establece la posibilidad de realizar ajustes tarifarios en periodicidades
distintas a los periodos anuales
Se
especifica la posibilidad de aplicar ajustes a las tarifas en periodicidades
distintas a los periodos anuales cuando por el comportamiento del mercado y sus
costos, así lo ameriten, o cuando se requieran enviar señales de precios
adecuadas y oportunas a los agentes económicos. Dada esta modificación, se
incorporan las fórmulas respectivas a la metodología tarifaria y la descripción
de las variables correspondientes.
4.4.3
Ajuste en la información del mercado
Como
parte del proceso de mejora continua se recomienda ajustar algunos de los
requerimientos de información que contienen la actual versión de la metodología
tarifaria para contemplar aspectos relacionados con la periodicidad de la
información y sus formatos de presentación.
4.4.4
Ajustes en las potestades de la Intendencia de Energía
Se
modifican y aclaran las potestades de la Intendencia de Energía en la
aplicación de la metodología tarifaria, en aspectos tales como la potestad de
solicitar información y se elimina la potestad a la Intendencia de Energía de
establecer un factor por concepto de CVG diferente entre las tarifas (lo que
conllevaría a un cambio en la estructura tarifaria).
(.)"
VI. Que la celebración de
la audiencia pública, de conformidad con el artículo 36 de la Ley 7593 y el
artículo 9 de la Constitución Política, es una forma de participación ciudadana
en ejercicio de un derecho constitucionalmente establecido, cuya finalidad es que
los administrados manifiesten sus posiciones sobre la propuesta cuando tengan
interés directo en el asunto y puedan verse afectados; audiencia que ha
señalado la Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia, que no puede
observarse como una simple formalidad que finalmente no logre su cometido de
proteger el derecho de defensa de los interesados, por lo cual Aresep debe
garantizar el ejercicio del derecho de participación ciudadana en la emisión y
modificación de metodologías.
VII. Que con fundamento en
los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es:
1. Dictar
la "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del
servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los
combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las
importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional
(Metodología de Costo Variable de Generación o CVG)", tal y como se
indicará.
2. Dar por recibido el
oficio OF-0352-CDR-2023 del 25 de octubre de 2023, en el cual se adjuntó el
informe IN-0067-CDR-2023 del 25 de octubre de 2023, que corresponde al informe
técnico final de la propuesta de la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de Generación o
CVG)". 3. Dar por recibido y acoger el informe IN-0066-CDR-2023
del 25 de octubre de 2023, correspondiente al Informe técnico de respuesta a
posiciones admitidas en la audiencia pública de la propuesta de la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto
de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación
térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica
del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de Generación o
CVG)". 4. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva notificar
a los opositores y coadyuvantes el informe de posiciones (IN-0066-CDR-2023) y
esta resolución en un solo acto, así como agradecer a los participantes de la
audiencia pública. 5. Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de
acuerdo con las funciones establecidas en el Reglamento interno de organización
y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano
desconcentrado RIOF, publicar en el diario oficial La Gaceta la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)". 6. Instruir a la Dirección General Centro
de Desarrollo de la Regulación, para que en coordinación con el Departamento de
Comunicación publiquen en el sitio web de la Aresep la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)", 7. Derogar la "Metodología para el
Ajuste Extraordinario de las Tarifas del Servicio de Electricidad Producto de
Variaciones en el Costo de los Combustibles Utilizados en la Generación Térmica
para Consumo Nacional y las Importaciones Netas de Energía Eléctrica del
Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG",
dictada mediante la resolución RE-0100-JD-2019, del 14 de mayo de 2019,
publicada en el Alcance N.º 118 a La Gaceta N.º 97 del 27 de mayo de 2019,
excepto en lo referente a la aplicación indicada en el Transitorio I de la
nueva metodología.
VIII. Que en la sesión
ordinaria 91-2023, del 7 de noviembre de 2023, cuya acta fue ratificada el 15
de noviembre de 2023; la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, sobre la
base de los informes IN-0066-CDR-2023 e IN-0067-CDR- 2023, ambos del 25 de
octubre de 2023, remitidos mediante el oficio OF-0352-CDR-2023, del 25 de
octubre de 2023 y el oficio OF-0698-DGAJR-2023 del 3 de noviembre de 2023,
acuerda, dictar la presente resolución, tal y como se dispone.
POR TANTO
Con
fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la
Ley General de la Administración Pública (LGAP) Ley 6227, en el Decreto
Ejecutivo 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley 7593, y en el Reglamento
Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA
AUTORIDAD REGULADORA DE
LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
I. Dictar la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)", cuyo texto se transcribe a continuación:
"(.)
METODOLOGÍA PARA EL
AJUSTE EXTRAORDINARIO DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD PRODUCTO DE
VARIACIONES EN EL COSTO DE LOS COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TÉRMICA
PARA
CONSUMO NACIONAL Y LAS
IMPORTACIONES NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL
(METODOLOGÍA COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN O CVG)
Contenido
4.5. OBJETIVOS....................................................................................................
32
4.6. ALCANCE.......................................................................................................
32
4.7. CRITERIO GENERAL
DE LA METODOLOGÍA............................................. 33
4.8. INCLUSIÓN DEL CVG
EN LAS TARIFAS DE GENERACIÓN DEL ICE....... 34
4.8.1. Criterios
generales para el diseño del factor de ajuste por CVG........34
4.8.2. Definición del
modelo de fijación tarifaria ............................................34
4.9. INCLUSIÓN DEL CVG
EN LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN .................... 37
4.9.1. Criterios
generales para el diseño del factor de ajuste por CVG........38
4.9.2. Definición del
modelo de fijación tarifaria ............................................38
4.10. INCLUSIÓN DEL CVG
EN LAS TARIFAS DE ALUMBRADO PÚBLICO...... 40
4.10.1. Disposiciones
para la aplicación de la metodología........................41
4.11. INFORMACIÓN
REQUERIDA ........................................................................
44
4.12. AJUSTES AL CARGO
DE CVG EN PERIODOS DISTINTOS A LA FIJACIÓN
ANUAL ......................................................................................................................
47
4.12.1. Ajuste al cargo
de CVG en las tarifas de generación del ICE..........47
4.12.2. Inclusión del
CVG en las tarifas de distribución ..............................49
4.12.3. Inclusión del
CVG en las tarifas de alumbrado público...................51
4.13. TRANSITORIO................................................................................................
51
Transitorio I............................................................................................................51
4.14. ANEXOS.........................................................................................................
52
5. DEROGATORIA .............................................................................................
58
4.5.OBJETIVOS
Los
principales objetivos de esta metodología tarifaria son:
a. Garantizar al ICE y a
todas las empresas distribuidoras un flujo de ingresos acorde con su nivel de
costos, al posibilitarles ajustar sus tarifas por efecto del CVG.
b. Brindar estabilidad en
las tarifas de generación, distribución y alumbrado público mediante la
aplicación de ajustes anuales.
c. Enviar señales de
precios adecuadas, es decir, que el precio de la electricidad refleje las
posibles variaciones en el costo de generar electricidad con combustibles y el
costo de las importaciones netas de energía (importaciones menos exportaciones
de energía del MER).
4.6.ALCANCE
a. Esta metodología se
utiliza exclusivamente para reconocer el componente por CVG en las tarifas de
servicios de electricidad. El CVG es un componente de las tarifas de
generación, distribución y alumbrado público que la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (Aresep) le fija al Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE) y a todas las empresas distribuidoras, que incluye el costo asociado al
consumo de combustible para la operación de las plantas de generación térmica
que posee esa empresa pública y que sea destinado al abastecimiento nacional,
así como las importaciones netas de energía que realice el ICE proveniente del
Mercado Eléctrico Regional (MER).
b. Se aplica a los
siguientes componentes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN):
i. El proceso de
generación de electricidad del ICE. En este caso, el CVG tiene lugar, a partir
de las compras de combustible necesario para generación térmica que efectúa el
ICE a la empresa estatal Refinadora Costarricense de Petróleo S.A. (Recope) y
el gasto por concepto de importaciones netas de energía del MER, siempre que
estos hayan sido utilizados para el abastecimiento de la demanda eléctrica
nacional.
ii. Los procesos de
distribución de electricidad del Sistema Eléctrico Nacional (en adelante SEN),
que incluye el proceso de distribución que realiza el mismo ICE y la operación
de las demás empresas distribuidoras que operan en el SEN. En estos casos, el
CVG se transfiere de la generación a la distribución debido a que las empresas
distribuidoras le compran al ICE energía y potencia que ha sido generada, al menos
parcialmente, mediante el uso de combustibles o proveniente de las
importaciones del MER. Este consumo tiene un costo que el ICE traslada a las
empresas distribuidoras, según la tarifa establecida por la Aresep.
iii.El servicio de
alumbrado público. Este servicio consume parcialmente energía generada por
fuentes térmicas y proveniente de importaciones que le suministra el Sistema de
Generación del ICE. En este sentido, la tarifa del alumbrado público es similar
a las tarifas del Sistema de Distribución.
c. Se aplica únicamente a
los servicios de electricidad para consumo nacional.
d. Se realiza con una
frecuencia anual, con posibilidad de ajustes en periodos diferentes, si se
cumplen las condiciones establecidas.
e. Constituye un
procedimiento de fijación tarifaria independiente de los que reconocen los
costos adicionales al CVG y el rédito para el desarrollo de las empresas que
operan en el SEN (tarifas base). En este sentido, constituye un proceso de
fijación extraordinario.
4.7.CRITERIO
GENERAL DE LA METODOLOGÍA
La
metodología de estimación y fijación del ajuste por Costo Variable por
Combustibles e Importaciones Netas (CVG) está diseñada para que la tarifa
refleje los costos de los combustibles destinados a la generación térmica para
consumo nacional y las importaciones netas de energía del MER (importaciones
menos exportaciones de energía del MER). Con ese fin, se debe cumplir la
siguiente relación:
𝐼𝑇𝑡+1 = 𝐶𝑇𝑡+1
Fórmula 1
Donde,
ITt+1 = Ingreso total
real o estimado recaudado por concepto de generación o distribución de energía
(colones), incluyendo el alumbrado público, relacionado con el componente de
CVG (combustibles para generación térmica e importaciones netas de energía),
para el periodo t+1.
CTt+1 = Costo total
real o estimado incurrido por concepto de generación o distribución de energía
(colones), incluyendo el alumbrado público, relacionado con los componentes de
costos de combustibles destinados a la generación térmica e importaciones netas
de energía, para el periodo t+1.
t+1 = Índice del
periodo en el cual está vigente la tarifa establecida.
En la
fórmula anterior, ambos lados de la ecuación deben ser reales o estimados según
corresponda. El componente costo total real (CT), para el caso del sistema de
generación, debe entenderse como el costo de los combustibles destinados a la
generación eléctrica más el costo de las importaciones netas de energía del
MER; mientras que cuando se trata de empresas distribuidoras y en el caso del
alumbrado público, el término costo total real (CT) debe entenderse como el
costo originado por las compras de energía al sistema de generación del ICE, en
lo referente a su componente por concepto de gastos en combustibles destinados
a la generación térmica y las importaciones netas de energía en el MER. Es decir,
la porción del gasto incurrido por el ICE, que es absorbida por cada empresa
distribuidora (o suplidora del servicio de alumbrado público), de acuerdo con
su estructura de compras de energía al ICE.
En las
siguientes tres secciones se desarrolla el mecanismo por medio del cual se
ajustarán las tarifas de cada uno de los sectores involucrados (generación,
distribución y alumbrado público). Posteriormente, en las dos secciones
siguientes se incluyen las disposiciones que se deben de cumplir para aplicar esta
metodología y la información que se requiere para su aplicación.
Toda la
información requerida para la aplicación de esta metodología tarifaria se rige
por lo establecido en las secciones 5.7 y 5.8.
4.8.INCLUSIÓN
DEL CVG EN LAS TARIFAS DE GENERACIÓN DEL ICE
4.8.1.
Criterios generales para el diseño del factor de ajuste por CVG
El
diseño del mecanismo de ajuste que reconoce los costos asociados al CVG del
Servicio de Generación de Electricidad toma en cuenta los siguientes criterios
generales:
a. Se fijan tarifas
anualmente de acuerdo con la fórmula 2, con la posibilidad de actualizaciones
de oficio por parte de la Aresep o a solicitud de alguno de los interesados
durante el transcurso del año.
b. Todas las tarifas que
fije la Aresep para ajustar el CVG en los servicios de generación de
electricidad serán tramitadas de oficio por parte de la Aresep o a solicitud de
alguno de los interesados, mediante el mecanismo de ajuste extraordinario
contemplado en el artículo 30 de la Ley N.º 7593.
4.8.2.
Definición del modelo de fijación tarifaria
El
modelo de ajuste que se describe en esta sección se aplica al ICE como empresa
generadora de energía con fuente térmica, importadora y exportadora de energía
proveniente del MER y que vende energía eléctrica en bloque (al por mayor) a
todas las empresas distribuidoras. El ajuste por CVG pretende reembolsar al ICE
el costo incurrido en estos rubros, sin margen de utilidad o rédito alguno, o
devolverles a los usuarios eventuales excedentes cobrados en las tarifas. Así,
el ICE les venderá potencia y energía a las empresas distribuidoras mediante un
esquema, en el que el CVG se factura separadamente y sin margen, en tanto,
estas últimas lo facturarán a sus clientes finales de la misma forma, esto es,
separadamente y al costo de transferencia.
El costo
del CVG en los servicios de generación de electricidad debe adicionarse a la
estructura de costos sin combustibles y sin importaciones netas (tarifas sin
CVG); con ese fin, se estima un factor de ajuste que se incorporará en cada una
de las tarifas sin CVG, para obtener la tarifa total, según la siguiente
fórmula:
𝑃𝐹𝐺𝑡+1 = 𝑃𝐵𝐺𝑡+1 ? (1 + 𝐶𝐺𝑡+1)
Fórmula 2
Donde,
PFGt+1 = Precio final
del sistema de generación incluyendo el componente del CVG aprobado para el
periodo t+1 (unidades monetarias).
PBGt+1 = Precio base
del sistema de generación anterior al ajuste del CVG aprobado para el periodo
t+1, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e importaciones netas (unidades
monetarias), y que proviene de una fijación tarifaria ordinaria, según lo
establecido en la respectiva metodología tarifaria (resolución RJD-141-2015 o
la que la sustituya o modifique).
CGt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de generación, con la
actualización de costos (CCIAt+1) y el ingreso estimado sin combustibles ni
importaciones netas (IEGSt+1) para el periodo t+1 (ver fórmula 3).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El cargo o proporción
del ajuste por CVG se realiza entre noviembre y diciembre de cada año para
aplicarse durante el año siguiente, entrando en vigor el primero de enero, y se
estima de la siguiente manera:
𝐶𝐺𝑡+1
=𝐶𝐶𝐼𝐴𝑡+1 Fórmula 3
𝐼𝐸𝐺𝑆𝑡+1
Donde,
CGt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de generación, con la
actualización de costos (CCIAt+1) y el ingreso estimado sin combustibles ni
importaciones netas (IEGSt+1) para el periodo t+1.
CCIAt+1 = Costo
estimado por concepto de combustible e importaciones netas, en colones,
actualizado con los datos estimados a partir de la información real más
reciente a la fecha de corte establecida e incorporando los ajustes por
ingresos y costos respectivos, a reconocer en el periodo t+1 (ver fórmula 4)
IEGSt+1 = Ingreso
estimado del sistema de generación sin considerar el efecto de los combustibles
e importaciones netas, en colones, para el periodo t+1. Este se obtiene del
estudio de mercado realizado por la Aresep en aplicación de lo establecido en
la metodología vigente en cuanto a la estimación de ingresos (resolución
RJD-141-2015 o la que la sustituya o modifique) (monto en colones).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El monto del costo
estimado por concepto de combustible e importaciones netas
(CCIAt+1) se calculará
de acuerdo con la siguiente fórmula:
𝐶𝐶𝐼𝐴𝑡+1 = 𝐶𝐶𝑡+1 + (𝑀𝑡+1 ? 𝑋𝑡+1) ? (𝐼𝑅𝐺𝐶𝑡 ? 𝐶𝑅𝐺𝐶𝑡)
Fórmula 4
Donde,
CCIAt+1 = Costo estimado
por concepto de combustible e importaciones netas, en colones, actualizado con
los datos estimados a partir de la información real más reciente a la fecha de
corte establecida e incorporando los ajustes por ingresos y costos respectivos,
a reconocer en el periodo t+1.
CCt+1 = Costo estimado
por concepto de los combustibles para generación térmica destinados a
satisfacer la demanda nacional (incluyendo los fletes), en colones, para el
periodo t+1.
Mt+1 = Costo estimado
por el concepto de las importaciones de energía en el MER, en colones, para el
periodo t+1.
Xt+1 = Ingreso estimado
por el concepto de las exportaciones de energía al MER, en colones, para el
periodo t+1.
IRGCt = Ingreso real
facturado, en colones, para compensar el CVG correspondiente a los dos últimos
meses del periodo t-1 y los diez primeros meses del periodo t.
CRGCt = Costo real, en
colones, por efecto del CVG y ajustes de liquidaciones anteriores incurridos en
los dos últimos meses del periodo t-1 y los diez primeros meses del periodo t.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
t = Periodo en el cual
se están realizando los cálculos.
t-1 = Periodo anterior
al periodo en el cual se están realizando los cálculos.
El costo
del combustible (CC) que se destinará a la generación térmica se calculará, de
acuerdo con las mejores prácticas de estimación, según lo que dicta la ciencia
y la técnica, considerando factores tales como: la evolución de la demanda por
electricidad, el balance energético del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), las
condiciones hidrológicas, la cantidad de energía que se prevé generar por medio
de las plantas térmicas, el manejo de los inventarios de combustibles, la
eficiencia técnica y rendimientos de estas plantas, el costo de los
combustibles y el tipo de cambio.
El monto
de la importación (M) y las exportaciones (X) de energía se estimarán de
acuerdo con la información disponible para el MER, las previsiones sobre
transacciones en el mercado (cantidades y precios), la evolución de la demanda
eléctrica nacional y el balance energético del SEN, las restricciones técnicas
en la transmisión regional y nacional, el tipo de cambio y un análisis del
costo-beneficio de las transacciones y cualesquiera otras variables que se considere
pertinente. Al respecto, se aplicarán los criterios de estimación definidos en
las secciones referentes a ingresos por exportaciones y criterios para
actualización de gastos de la resolución RJD-141-2015 o la que la sustituya.
Los
componentes reales considerados en esta fórmula serán recuperados durante el
periodo de vigencia de la tarifa (t+1).
4.9.INCLUSIÓN
DEL CVG EN LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN
En esta
sección se detalla el proceso mediante el cual las empresas distribuidoras de
electricidad ajustan sus tarifas para compensar el costo por CVG que conlleva
el pago del cargo CGt+1 en la compra de energía y potencia que hacen al Sistema
de Generación del ICE, es decir, el componente relacionado con combustibles e
importaciones netas, según se detalló en el capítulo precedente.
Dado que
el reconocimiento del cargo CGt+1 por efecto CVG afecta las tarifas de
generación, ocasiona una variación en el monto que las empresas distribuidoras
pagan por compra de energía y potencia al ICE, por tanto, se requiere una
variación en las tarifas de las empresas distribuidoras, a fin de transmitir el
efecto de la variación por CVG de las tarifas del sistema de generación al
sistema de distribución.
En
resumen, las compras de energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras
al sistema de generación del ICE tienen un componente de CVG (costo de
combustibles e importaciones netas) que estas empresas distribuidoras deben
cobrar, a su vez, a sus clientes a través de las tarifas aprobadas por la
Aresep, para garantizar el equilibrio financiero de estas empresas
distribuidoras y que los precios reflejen adecuada y oportunamente los costos
reales de suministro.
El
proceso técnico para reconocer a las empresas distribuidoras lo pagado por CVG
es el siguiente:
4.9.1.
Criterios generales para el diseño del factor de ajuste por CVG
El
diseño del mecanismo de ajuste que reconoce los costos asociados al CVG del
servicio de distribución de cada empresa toma en cuenta los siguientes
criterios generales:
a. Se fijan tarifas
anualmente de acuerdo con la fórmula 5, con la posibilidad de actualizaciones
de oficio por parte de Aresep o a solicitud de alguno de los interesados
durante el transcurso del año.
b. Todas las tarifas que
fije la Aresep para ajustar el CVG en los servicios de distribución de
electricidad serán tramitadas de oficio por parte de Aresep o a solicitud de
alguno de los interesados, mediante el mecanismo de ajuste extraordinario
contemplado en el artículo 30 de la Ley N.º 7593.
4.9.2.
Definición del modelo de fijación tarifaria
El
modelo de ajuste que se describe en esta sección se aplica al pago por CVG que
deben hacer las empresas distribuidoras al Sistema de Generación del ICE, por
la energía que este genera con fuente térmica e importaciones netas de energía
proveniente del MER.
El
ajuste por CVG pretende reembolsar a las empresas distribuidoras el costo
incurrido en ese rubro, sin margen alguno, o devolverles a los usuarios los
excedentes cobrados en las tarifas.
Las
empresas distribuidoras venderán a sus clientes potencia y energía mediante un
esquema en el que el CVG se factura al costo y de forma tal que permita
identificar la magnitud de este componente.
El costo
del CVG en los servicios de distribución de electricidad debe adicionarse a la
estructura sin combustibles y sin importaciones netas; con ese fin, se estima
un factor de ajuste que se incorpora en cada una de las tarifas sin CVG para
obtener la tarifa total, según la siguiente fórmula:
𝑃𝐹𝐷𝑡+1 = 𝑃𝐵𝐷𝑡+1 ? (1 + 𝐶𝐷𝑡+1)
Fórmula 5
Donde,
PFDt+1 = Precio final
del sistema de distribución de cada empresa incluyendo el componente del CVG
aprobado para el periodo t+1 (unidades monetarias).
PBDt+1 = Precio base
del sistema de distribución de cada empresa anterior al ajuste del CVG aprobado
para el periodo t+1, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e
importaciones netas (unidades monetarias), y que proviene de una fijación
tarifaria ordinaria o extraordinaria (Resoluciones RJD-139-2015 y
RE-0043-JD-2019 o las que las sustituyan o modifiquen).
CDt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de distribución de cada empresa
en el periodo t+1, con la actualización de costos (CICAt+1) y el ingreso
estimado, sin el
componente CVG
(IEDSt+1), para el periodo t+1 (ver fórmula 6).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El cargo o proporción
del ajuste por CVG se realiza entre noviembre y diciembre de cada año, para
aplicarse durante el año siguiente y se estima de la siguiente manera:
𝐶𝐷𝑡+1
=𝐶𝐼𝐶𝐴𝑡+1
Fórmula 6
𝐼𝐸𝐷𝑆𝑡+1
Donde,
CDt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de distribución de cada empresa
en el periodo t+1, con la actualización de costos (CICAt+1) y el ingreso
estimado, sin el componente CVG (IEDSt+1) para el periodo t+1.
CICAt+1 = Costo
incremental estimado por compras del sistema de distribución al sistema de
generación del ICE por concepto de CGt+1, en colones, actualizado con los datos
estimados a partir de la información real más reciente a la fecha de corte
establecida e incorporando los ajustes por ingresos y costos reales
respectivos, a reconocer en el periodo t+1 (ver fórmula 7).
IEDSt+1 = Ingreso
estimado, en colones, del sistema de distribución por concepto de venta de
energía y potencia, sin considerar el efecto del factor CGt+1 para el periodo
t+1. Se obtiene del estudio de mercado realizado por la Aresep según la
metodología vigente.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El monto del costo
variable del combustible más las importaciones netas (CICAt+1) se calculará de
acuerdo con la siguiente fórmula:
𝐶𝐼𝐶𝐴𝑡+1 = (𝐶𝐸𝐶𝐶𝑡+1 ? 𝐶𝐸𝑆𝐶𝑡+1) ? (𝐼𝑅𝐷𝐶𝑡 ? 𝐶𝑅𝐷𝐶𝑡)
Fórmula 7
Donde,
CICAt+1 = Costo
incremental estimado por compras del sistema de distribución al sistema de
generación del ICE por concepto de CGt+1, en colones, actualizado con los datos
estimados a partir de la información real más reciente a la fecha de corte establecida
e incorporando los ajustes por ingresos y costos reales respectivos, a
reconocer en el periodo t+1.
CECCt+1 = Costo
estimado, en colones, de las compras de energía del sistema de distribución al
sistema de generación del ICE, incluyendo el efecto del costo variables de
combustibles para generación térmica destinados a satisfacer la demanda
nacional y las importaciones netas de energía del MER, para el periodo t+1.
CESCt+1 = Costo
estimado, en colones, de las compras de energía del sistema de distribución al
sistema de generación del ICE, sin incluir el efecto del costo variable de
combustibles para generación térmica, destinados a satisfacer la demanda
nacional y las importaciones netas de energía del MER, para el periodo t+1.
IRDCt = Ingreso real facturado,
en colones, por el sistema de distribución para compensar el CVG
correspondiente a los dos últimos meses del periodo t-1 y los diez primeros
meses del periodo t.
CRDCt = Costo real, en
colones, del sistema de distribución por efecto del CVG y ajustes por
liquidaciones correspondiente a los dos últimos meses del periodo t-1 y los
diez primeros meses del periodo t.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
t = Periodo en el cual
se están realizando los cálculos.
t-1 = Periodo anterior
al periodo en el cual se están realizando los cálculos.
Los componentes reales
considerados en esta fórmula serán recuperados durante el periodo de vigencia
de la tarifa (t+1).
4.10.
INCLUSIÓN DEL CVG EN LAS TARIFAS DE ALUMBRADO PÚBLICO
El
proceso técnico para determinar el monto a reconocer por concepto de CVG al
sistema de Alumbrado Público de las empresas distribuidoras es análogo al
descrito en la sección 6, para reconocer el efecto de la generación térmica e
importaciones del ICE en las tarifas del Sistema de Distribución de cada
empresa. En este proceso se estima el efecto del CVG que se transfiere al
Sistema de Alumbrado Público de cada empresa distribuidora; de tal manera que
las tarifas del alumbrado público se ajusten simultáneamente con las tarifas
del Sistema de Distribución y con el mismo procedimiento.
En
noviembre de cada año se iniciará de oficio el proceso para determinar el CVG
para el año siguiente en las tarifas del Sistema de Alumbrado Público de cada
una de las empresas eléctricas según los criterios definidos en la sección
anterior, referida a los sistemas de distribución. Este proceso deberá estar
concluido antes de finalizar el año, de tal forma, que el respectivo cargo
empiece a regir el primero de enero del año siguiente.
Para
estos efectos, la tarifa del servicio de alumbrado público se trataría
metodológicamente como si fuera una más del sistema de distribución de cada
empresa; pero utilizando los valores propios del Sistema de Alumbrado Público
para estimar las variables propias de este sistema (costos e ingresos), de tal
forma que se obtengan los respectivos cargos de ajuste para el alumbrado
público, denominados CPt+1, y definidos como el cargo o proporción del ajuste
por CVG para el sistema de alumbrado público de cada empresa en el periodo t+1.
Para
efectos del cálculo del ajuste por CVG en la tarifa del alumbrado público se
harán las modificaciones que se requieran en los cálculos del ajuste de las
tarifas de distribución, para evitar que se dupliquen los costos considerados.
4.10.1.
Disposiciones para la aplicación de la metodología
En esta
sección se definen las disposiciones que deben ser cumplidas para aplicar la
metodología establecida en este informe:
a. Todas las tarifas que
fije la Aresep para reconocer el CVG en los servicios de generación,
distribución de electricidad y alumbrado público serán tramitadas de oficio por
parte de la Aresep o a solicitud de alguno de los interesados, mediante el
mecanismo de ajuste extraordinario contemplado en el artículo 30 de la Ley N.º
7593.
b. En noviembre del
periodo t se calcula el costo por CVG para el periodo t+1, con base en las
estimaciones de consumo de combustible para generación térmica e importaciones
netas calculadas por Aresep para el respectivo año. El costo por CVG estimado
se empezará a cobrar a partir del primero de enero del periodo t. Si por alguna
razón los correspondientes ajustes tarifarios no empiezan a regir en la fecha
indicada, las diferencias que se generen deben ser consideradas como un ajuste
en el periodo siguiente.
c. La Aresep analizará la
información disponible sobre costos e ingresos facturados asociados con el CVG
y las actualizaciones de las estimaciones efectuadas tanto por el ICE como por
sus propios estudios técnicos, de tal forma que, el ajuste que se autorice
empiece a regir el primero del año respectivo. Además, la Aresep convocará a
las respectivas consultas públicas.
d. Para calcular el
ingreso total real (IT), el costo total real (CT) y los ajustes de periodos
anteriores utilizados para determinar el ajuste anual, se deberá utilizar
información real. Para poder contar con información actualizada, el ICE y las
otras empresas del subsector de electricidad deberán remitir la información
necesaria a más tardar los días 18 de noviembre, de tal forma que la Aresep
cuente con los insumos necesarios al momento de revisar y aprobar los
respectivos cargos. Una vez que se cuente con la información real con respecto
de las variables estimadas, la diferencia acumulada será considerada en la
siguiente fijación anual, para poder cumplir con lo que se define en la fórmula
1 de este informe.
e. Los ajustes aprobados
se aplicarán proporcionalmente sobre todos los precios de energía y potencia
vigentes, establecidos según las resoluciones RJD-139-2015, RJD-141-2015 y
RE-0043-JD-2019 o las que las sustituyan o modifiquen. Esto implica que se
multiplicarán todos los precios correspondientes a los distintos componentes de
la estructura tarifaria por los factores de ajuste estimados, con base en lo
que se establece en esta metodología.
f. Los ajustes aprobados
por la Aresep regirán durante el periodo para el cual hayan sido establecidos.
Una vez que pase este período, el cargo dejará de aplicarse, tanto en las
tarifas de generación como en las de distribución y alumbrado público, y
comenzará a regir el siguiente cargo autorizado.
g. En el caso de no
aplicarse, por cualquier motivo, esta metodología de ajuste extraordinario, se
reversarán todas las tarifas afectadas, tanto en las etapas de generación, como
en las de distribución y alumbrado público, de tal forma que su nivel no
refleje los costos asociados con combustibles e importaciones netas, los que se
incluirán en la siguiente actualización de las tarifas aplicando la presente
metodología tarifaria.
h. Para efectos de esta
metodología, la recaudación real se entenderá igual a la facturación (después
de eventuales ajustes formalmente comunicados y fundamentados ante la Aresep y
aceptados o modificados por esta). i. Para establecer los factores de
ajuste por CVG, la Aresep empleará la mejor información disponible, incluyendo
las estimaciones efectuadas tanto por el ICE y las otras empresas
distribuidoras (en estudios ordinarios), como en las actualizaciones realizadas
por los propios estudios técnicos de Aresep.
j. Los costos de
combustibles del ICE incluyen lo que se paga a terceros por este concepto,
cuando la erogación se destina a la generación térmica, de acuerdo con
contratos debidamente aprobados por las autoridades respectivas, según su
naturaleza, y aportados a la Aresep.
k. Los gastos por
combustibles e importaciones netas de energía que la Aresep considere válidos
para realizar sus estudios, estarán delimitados por el principio de eficiencia,
de tal forma que sólo se considerarán bajo condiciones óptimas de
operación,
de acuerdo con los factores de eficiencia de cada una de las plantas térmicas
del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y las restricciones técnicas de operación
del sistema, de conformidad con la normativa vigente, así como el
aprovechamiento óptimo de los recursos existentes. Para estos efectos, se
analizará la naturaleza de cada erogación de acuerdo con lo dispuesto en la Ley
N.º 7593, especialmente en lo referente al cumplimiento del servicio al costo
(artículo 3.b) y los costos que no se consideran para efectos tarifarios
(artículo 32).
l. Las empresas del sector
de electricidad ajustarán sus sistemas contables para registrar de manera fiel,
diferenciada, oportuna y documentada los ingresos y gastos por concepto del
CVG, dedicados exclusivamente a generación térmica e importaciones netas, de
acuerdo con lo establecido en esta metodología. Esto implica que el área de
generación del ICE debe llevar un registro separado de los gastos por concepto
de CVG destinados a generación térmica e importaciones netas, con el detalle
que indique la Aresep, y un registro de los ingresos que permita diferenciar lo
facturado y recaudado por concepto del CVG. Las empresas distribuidoras deberán
registrar separadamente los gastos por concepto de compra de energía y potencia
al sistema de generación del ICE, de tal forma que sean claramente
identificables las partidas relacionadas con el CVG. La Aresep podrá, mediante
resolución, establecer los requisitos y detalles de los registros señalados en
este párrafo.
m.La forma de facturación
a los usuarios del sistema de generación y distribución debe permitirles
identificar el rubro correspondiente a CVG y en el caso de los usuarios
finales, se debe mostrar en las facturas al menos el monto correspondiente al
factor de ajuste en el precio por concepto de CVG.
n. El Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE) y las empresas distribuidoras de
electricidad deben presentar la información a la Autoridad Reguladora que
permita aplicar las fórmulas descritas en este informe, según los
requerimientos de información que se establecen en esta metodología y los que
emita la Intendencia de Energía.
o. Los precios resultantes
de la aplicación de esta metodología deben expresarse con dos decimales cuando
se trate de moneda nacional (céntimos de colón) y cuatro decimales cuando los
precios estén expresados en dólares.
p. Para la conversión de
colones se utilizará el tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el Sector Público
no Bancario establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), según las
estimaciones realizadas por la Intendencia de Energía, debidamente
justificadas, lo anterior en concordancia con las resoluciones RJD-139- 2015,
"Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de distribución de
energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de
electrificación rural" y RJD-141-2015, "Metodología tarifaria
ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por
operadores públicos y cooperativas de electrificación rural" o las que las
sustituyan o modifiquen.
4.11.
INFORMACIÓN REQUERIDA
A
continuación, se detalla la información que la Aresep requerirá para poder
aplicar el modelo:
a. Como parte del proceso
de fijación tarifaria, el ICE debe remitir a la Aresep, a más tardar el 18 de
noviembre de cada año, al menos, la información que se detalla, para los meses
de enero a diciembre del año siguiente.
i. Demanda mensual de
energía y potencia en el período considerado, con la metodología utilizada para
efectuar la proyección, incluyendo las ventas en unidades físicas y monetarias
del período considerado, para cada uno de los clientes del sistema de
generación.
ii. Un balance de energía
por fuente, planta y empresa que muestre la metodología establecida para
estimar cada uno de los aportes mensuales con el desglose solicitado y cómo se
obtuvieron los requerimientos térmicos para el sistema, incluyendo un análisis
y detalle de las restricciones técnicas y operativas del Sistema de Generación
y Transmisión que afecten este balance.
iii. La programación del
mantenimiento de las plantas.
iv. Información relacionada
con Alumbrado Público.
v. Detalle de los ingresos
facturados por concepto de CVG.
vi. Detalle de los gastos
mensuales reales por concepto de combustibles destinados a generación, con
corte al mes inmediato anterior (para cada planta, tipo de combustible y con
referencia a las unidades producidas por ella).
vii. Estimación mensual del
gasto por combustibles, desglosada por planta, incluyendo los criterios
utilizados para estimar el precio de los combustibles, el tipo de cambio y el
rendimiento de las plantas térmicas.
viii.
Políticas
de manejo de los inventarios de los combustibles destinados a la generación
térmica.
ix. Presentar el registro
del gasto por combustibles y KWh generados para exportación, por separado de
los costos de CVG utilizado para consumo nacional, con el detalle que permita
analizar las transacciones realizadas.
x. Detalle de las
importaciones y exportaciones reales de energía desglosadas por país y
proveedor, con el detalle de cantidades y precios. Esta información podrá
remitirse a más tardar el día 25 de noviembre, a fin de incluir la información
más actualizada posible de importaciones y exportaciones.
xi. Detalle y justificación
de las proyecciones de importaciones y exportaciones de energía en el MER en
cada periodo, con el detalle correspondiente.
xii. Toda la información
necesaria para el cálculo de los diferentes componentes de las fórmulas de la
metodología de CVG descrita en la sección 5 de este informe, especialmente los
componentes mensuales de ingresos y gastos reales asociados al CVG utilizados
en generación térmica, importaciones y exportaciones, con el detalle que se
señala en cada caso.
xiii.
Estrategia
de aprovechamiento de oportunidad de importación y exportación de energía en el
MER.
b. En el caso de
requerirse un ajuste de oficio o a solicitud de alguno de los interesados en un
momento distinto al contemplado en el inciso anterior (periodo enero a
diciembre de un año), se solicitará la misma información detallada en el punto
anterior para el periodo de referencia según los parámetros y fechas indicadas
en el apartado 5.9.
c. Para efectos del
control de este procedimiento extraordinario, el ICE deberá suministrar en
formato electrónico (hoja "Excel") a la Aresep, la siguiente
información mensual real de su Sistema de Generación, a más tardar 18 días
naturales después del último día del mes respectivo:
i. Ventas mensuales de
energía, en unidades físicas y monetarias, a empresas distribuidoras y usuarios
finales.
ii. Cantidad de KWh
mensuales generados por cada planta térmica.
iii. Cantidad mensual de
litros por tipo de combustible y planta, utilizados en la generación térmica
destinada a consumo nacional.
iv. Costo mensual por tipo
y planta, de los combustibles utilizados en la generación térmica destinada a
consumo nacional.
v. Eficiencia (KWh/litros)
mensual de cada planta térmica.
vi. Facturas por concepto
de pagos mensuales por alquiler de plantas de generación térmica.
vii. Cantidad mensual de KWh
generados por cada planta térmica y que fueron destinados a exportación.
viii.
Detalle
mensual de la cantidad y costo de los combustibles utilizados para la
generación térmica de exportación, por planta y tipo de combustible.
ix. Una base de datos con
el detalle de los movimientos de los combustibles en inventarios, incluyendo
unidades físicas y monetarias, por planta, tipo de combustible y tanques
(entradas, existencias y salidas de combustibles).
x. Importaciones de
energía desglosadas por país y proveedor, con el detalle de mercado de
referencia, fecha o periodo de importación, cantidades y precios pagados
(incluyendo tipo de cambio).
d. Informe sobre los
porcentajes de pérdidas de energía en sus Sistemas de Generación, Transmisión y
Distribución con fecha de entrega al 28 de febrero de cada año y su estimación
justificada para el siguiente periodo.
e. La información y los
datos aportados como base para las estimaciones deben coincidir con los
informes mensuales presentados a la Aresep, según los requerimientos de
información vigentes o incluir una justificación documentada de las
diferencias. Cualquier cambio en la información aportada en meses precedentes
deberá ser reenviada con su versión actualizada, con la debida justificación.
f. Los registros contables
de las cuentas de ingresos y gastos relacionadas con el Costo Variable por
Generación (CVG) deben realizarse en cuentas separadas y debidamente
identificadas en todos los estados financieros.
g. La información del
punto anterior debe estar conciliada en los estados anuales auditados del ICE.
Los reportes deben detallar adecuadamente los rubros relacionados con el CVG e
incluir las respectivas justificaciones cuando se realicen ajustes en estas
cuentas.
h. En los Estados
Financieros Auditados, el ICE debe presentar una sección exclusiva con el
detalle de las cuentas relacionadas con esta metodología.
i. La información relacionada
con ingresos y costos del CVG debe remitirse acompañada con una constancia
sobre los saldos de estas cuentas, pues ya se cuenta con otros mecanismos para
validar la información.
j. Toda la información
aportada por las empresas eléctricas relacionada con esta metodología tarifaria
debe acompañarse de una declaración jurada indicando que la información
remitida es veraz, firmada por el funcionario responsable del trámite
respectivo.
k. Toda la información
aportada debe ser presentada en forma digital y los cálculos asociados deberán
ser remitidos en hojas electrónicas en formato "Excel", perfectamente
editable y con los respectivos vínculos.
l. Si cualquiera de los
días mencionados en los puntos anteriores no es hábil, se entenderá referido al
día hábil inmediato anterior.
m.Como requisito para la
aplicación de esta metodología, se requiere que todas las empresas
distribuidoras y el sistema de generación del ICE cumplan en oportunidad y
calidad con todos los requerimientos de información, incluyendo las respectivas
solicitudes de modificación y revisión que la Aresep haya solicitado, en
especial la solicitud de información indicada en la RIE-089-2016 o la que la
sustituya o complemente.
Toda la
información cuantitativa solicitada en esta sección, u otra que eventualmente
se requiera, deberá ser presentada según los formatos que la Intendencia de
Energía indique, acompañada de los archivos electrónicos completos, en formato
de hoja "Excel", con sus respectivas fórmulas y sin bloqueos.
Toda la información
originalmente aportada será utilizada para hacer la publicación de la consulta
pública respectiva.
La
ARESEP efectuará revisiones periódicas a la información que presente el ICE y
las demás empresas eléctricas según los requerimientos que se detallaron.
Asimismo, efectuará
directamente o contratará con terceros, procesos de revisión, que pueden
incluir auditorias operativas, sobre los procesos de despacho que efectúe el
ICE a través del División de Operaciones y Control de Sistema Eléctrico
(DOCSE), para garantizar que estos procesos cumplan con el objetivo de
garantizar la mayor eficiencia en el despacho nacional y el óptimo
aprovechamiento de los recursos para la generación eléctrica.
4.12.
AJUSTES AL CARGO DE CVG EN PERIODOS DISTINTOS A LA FIJACIÓN ANUAL
La Intendencia
de Energía, de oficio o a solicitud de los interesados, podrá aplicar ajustes a
las tarifas anuales por concepto de CVG en periodicidades distintas a los
ajustes anuales contemplados en las secciones anteriores, cuando por el
comportamiento del mercado y sus costos así se ameriten o cuando se requieran
enviar señales de precios adecuadas y oportunas a los agentes económicos, entre
otros, lo cual se deberá motivar en la resolución respectiva. Para esto se
deberá aplicar los siguientes procedimientos, los cuales, en todos los casos
deben respetar los criterios detallados en la fórmula 1 (igualdad entre
ingresos y costos).
Adicionalmente,
el solicitante deberá definir los plazos de recuperación de los meses
liquidados con su respectiva justificación. El plazo de recuperación no podrá
superar el restante periodo anual, más el periodo anual siguiente; todo con el
fin de valorar la estabilidad de las tarifas y el impacto en el flujo de caja
de cada empresa. La solicitud del plazo deberá ser analizada y aprobada por la
Intendencia de Energía y ser especificada claramente en la resolución
respectiva.
Dentro
de un mismo año calendario, solo se permitirán como máximo dos fijaciones
tarifarias adicionales utilizando la metodología del CVG (aparte de la realizada
en diciembre de cada año).
4.12.1.
Ajuste al cargo de CVG en las tarifas de generación del ICE
Para la
aplicación del ajuste al cargo de CVG en las tarifas de generación del ICE se
aplicará la siguiente fórmula:
𝑃𝐹𝐺𝑡+1 = 𝑃𝐵𝐺𝑡+1 ? (1 + 𝐶𝐺𝑡+1)
Fórmula 8
Donde,
PFGt+1 = Precio final
del sistema de generación incluyendo el componente del CVG aprobado para el
periodo t+1 (unidades monetarias).
PBGt+1 = Precio base
del sistema de generación anterior al ajuste del CVG aprobado, para el periodo
t+1, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e importaciones netas
(unidades monetarias), y que proviene de una fijación tarifaria ordinaria,
según lo establecido en la respectiva metodología tarifaria (resolución RJD-
141-2015 o la que la sustituya o modifique).
CGt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de generación, con la
actualización de costos (CCIAt+1) y el ingreso estimado sin combustibles ni
importaciones netas (IEGSt+1), en el periodo t+1 (ver fórmula 9).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El cargo o proporción
del ajuste por CVG se calcula de la siguiente forma:
𝐶𝐺𝑡+1
=𝐶𝐶𝐼𝐴𝑡+1 Fórmula 9
𝐼𝐸𝐺𝑆𝑡+1
Donde,
CGt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de generación, con la
actualización de costos (CCIAt+1) y el ingreso estimado sin combustibles ni
importaciones netas (IEGSt+1), en el periodo t+1.
CCIAt+1 = Costo estimado
por concepto de combustible e importaciones netas, en colones, actualizado con
los datos estimados a partir de la información real más reciente a la fecha de
corte establecida e incorporando los ajustes por ingresos y costos respectivos,
a reconocer en el periodo t+1 (ver fórmula 10)
IEGSt+1 = Ingreso
estimado del sistema de generación sin considerar el efecto de los combustibles
e importaciones netas, en colones, para el periodo t+1. Este se obtiene del
estudio de mercado realizado por la Aresep en aplicación de lo establecido en
la metodología vigente en cuanto a la estimación de ingresos (resolución
RJD-141-2015 o la que la sustituya o modifique) (monto en colones).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El monto del costo
variable del combustible más las importaciones netas (CCIA) se calculará de
acuerdo con la siguiente fórmula:
𝐶𝐶𝐼𝐴𝑡+1 = 𝐶𝐶𝑡+1 + (𝑀𝑡+1 ? 𝑋𝑡+1) ? (𝐼𝑅𝐺𝐶𝑡 ? 𝐶𝑅𝐺𝐶𝑡)
Fórmula 10
Donde,
CCIAt+1 = Costo
estimado por concepto de combustibles e importaciones netas, en colones,
actualizado con los datos estimados a partir de la información real más
reciente a la respectiva fecha de corte e incorporando los ajustes por costos e
ingresos reales generados entre el último mes liquidado y hasta el último mes
en que se disponga de información real, a reconocer en el periodo t+1.
CCt+1 = Costo estimado
por concepto de los combustibles para generación térmica destinados a
satisfacer la demanda nacional (incluyendo los fletes), en colones, para el
periodo t+1.
IRGCt = Ingreso real
facturado, en colones, para compensar el CVG entre el último mes liquidado y
hasta el último mes en que se disponga de información real.
CRGCt = Costo real, en
colones, por efecto del CVG y ajustes de liquidaciones anteriores incurridos
entre el último mes liquidado y hasta el último mes en que se disponga de
información real.
Mt+1 = Costo estimado
por el concepto de las importaciones de energía en el MER, en colones, para el
periodo t+1.
Xt+1 = Ingreso estimado
por el concepto de las exportaciones de energía al MER, en colones, para el
periodo t+1.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
t = Periodo en el cual
se están realizando los cálculos.
4.12.2.
Inclusión del CVG en las tarifas de distribución
Para la aplicación del
ajuste al cargo de CVG en las tarifas de distribución se aplicará la siguiente
fórmula:
𝑃𝐹𝐷𝑡+1 = 𝑃𝐵𝐷𝑡+1 ? (1 + 𝐶𝐷𝑡+1)
Fórmula 11
Donde,
PFDt+1 = Precio final
del sistema de distribución de cada empresa incluyendo el componente del CVG
aprobado para el periodo t+1 (unidades monetarias).
PBDt+1 = Precio base
del sistema de distribución de cada empresa anterior al ajuste del CVG aprobado
para el periodo t+1, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e
importaciones netas (unidades monetarias), y que proviene de una fijación
tarifaria ordinaria o extraordinaria (Resoluciones RJD-139-2015 y
RE-0043-JD-2019 o las que las sustituyan o modifiquen).
CDt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de distribución de cada empresa
en el periodo t+1, con la actualización de costos (CICAt+1) y el ingreso
estimado, sin el componente CVG (IEDSt+1), para el periodo t+1 (ver fórmula 12).
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El cargo o proporción
del ajuste por CVG se estima de la siguiente manera:
𝐶𝐷𝑡+1
=𝐶𝐼𝐶𝐴𝑡+1 Fórmula 12
𝐼𝐸𝐷𝑆𝑡+1
Donde,
CDt+1 = Cargo o
proporción del ajuste por CVG para el sistema de distribución de cada empresa
en el periodo t+1, con la actualización de costos (CICAt+1) y el ingreso
estimado, sin el componente CVG (IEDSt+1) para el periodo t+1.
CICAt+1 = Costo
incremental estimado por compras del sistema de distribución al sistema de
generación del ICE por concepto de
CGt+1, en colones,
actualizado con los datos estimados a partir de la información real más
reciente a la fecha de corte establecida e incorporando los ajustes por
ingresos y costos reales respectivos, a reconocer en el periodo t+1 (ver
fórmula 13).
IEDSt+1 = Ingreso
estimado, en colones, del sistema de distribución por concepto de venta de
energía y potencia, sin considerar el efecto del factor CGt+1 para el periodo
t+1. Se obtiene del estudio de mercado realizado por la Aresep según la
metodología vigente.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
El monto del costo
variable del combustible más las importaciones netas (CICAt+1) se calculará de
acuerdo con la siguiente fórmula:
𝐶𝐼𝐶𝐴𝑡+1 = (𝐶𝐸𝐶𝐶𝑡+1 ? 𝐶𝐸𝑆𝐶𝑡+1) ? (𝐼𝑅𝐷𝐶𝑡 ? 𝐶𝑅𝐷𝐶𝑡)
Fórmula 13
Donde,
CICAt+1 = Costo
incremental estimado por compras del sistema de distribución al sistema de
generación del ICE por concepto de CGt, en colones, actualizado con los datos
estimados a partir de la información real más reciente a la fecha de corte
establecida e incorporando los ajustes por ingresos y costos reales
respectivos, a reconocer en el periodo t+1.
CECCt+1 = Costo
estimado, en colones, de las compras de energía del sistema de distribución al
sistema de generación del ICE, incluyendo el efecto del costo variable de
combustibles para generación térmica destinados a satisfacer la demanda
nacional y las importaciones netas de energía del MER, para el periodo t+1.
CESCt+1 = Costo
estimado, en colones, de las compras de energía del sistema de distribución al
sistema de generación del ICE, sin incluir el efecto del costo variable de
combustibles para generación térmica, destinados a satisfacer la demanda
nacional y las importaciones netas de energía del MER, para el periodo t+1.
IRDCt = Ingreso real
facturado, en colones, por el sistema de distribución para compensar el CVG,
incorporando los ajustes generados entre el último mes liquidado y hasta el
último mes en que se disponga de información real.
CRDCt = Costo real, en
colones, del sistema de distribución por efecto del CVG e incorporando los
ajustes generados entre el último mes liquidado y hasta el último mes en que se
disponga de información real.
t+1 = Índice del
periodo en el cual estará vigente la tarifa establecida.
t = Periodo en el cual
se están realizando los cálculos.
4.12.3.
Inclusión del CVG en las tarifas de alumbrado público
El
proceso técnico para determinar el monto a reconocer por concepto de ajustes de
CVG al sistema de Alumbrado Público de las empresas distribuidoras en periodos
distintos al definido en el apartado 5.6 es análogo al descrito en la sección
anterior, para reconocer el efecto de la generación térmica e importaciones del
ICE en las tarifas del Sistema de Distribución de cada empresa. En este proceso
se estima el efecto del CVG que se transfiere al Sistema de Alumbrado Público
de cada empresa distribuidora; de tal manera que las tarifas del alumbrado
público se ajusten simultáneamente con las tarifas del Sistema de Distribución
y con el mismo procedimiento.
Para
efectos del cálculo del ajuste por CVG en la tarifa del alumbrado público se
harán las modificaciones que se requieran en los cálculos del ajuste de las
tarifas de distribución, para evitar que se dupliquen los costos considerados.
4.13. TRANSITORIO
5.
DEROGATORIA
Dados
los cambios que se proponen en la actual metodología tarifaria del CVG, se
propone derogar la resolución RE-0100-JD-2019, del 14 de mayo de 2019,
publicada en el Alcance N.º 118 de La Gaceta N.º 97 del 27 de mayo de 2019,
mediante la cual se aprobó la actual "Metodología para el Ajuste
Extraordinario de las Tarifas del Servicio de Electricidad Producto de
Variaciones en el Costo de los Combustibles Utilizados en la Generación Térmica
para Consumo Nacional y las Importaciones Netas de Energía Eléctrica del
Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de Generación o
CVG", excepto en lo referente a la aplicación indicada en el Transitorio
I. (.)"
II. Dar por recibido el
oficio OF-0352-CDR-2023 del 25 de octubre de 2023, en el cual se adjuntó el
informe IN-0067-CDR-2023 del 25 de octubre de 2023, que corresponde al informe
técnico final de la propuesta de la "Metodología para el ajuste
extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de
variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica
para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del
mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de Generación o
CVG)".
III. Dar por recibido y
acoger el informe IN-0066-CDR-2023 del 25 de octubre de 2023, correspondiente
al Informe técnico de respuesta a posiciones admitidas en la audiencia pública
de la propuesta de la "Metodología para el ajuste extraordinario de las
tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los
combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones
netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo
Variable de Generación o CVG)".
IV. Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva notificar a los opositores y coadyuvantes el
informe de posiciones (IN-0066-CDR-2023) y esta resolución en un solo acto, así
como agradecer a los participantes de la audiencia pública.
V. Instruir a la
Secretaría de la Junta Directiva de acuerdo con las funciones establecidas en
el Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado RIOF, publicar en el diario
oficial La Gaceta la "Metodología para el ajuste extraordinario de las
tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los
combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las
importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional
(Metodología de Costo Variable de Generación o CVG)".
VI. Instruir a la Dirección
General Centro de Desarrollo de la Regulación, para que en coordinación con el
Departamento de Comunicación publiquen en el sitio web de la Aresep la "Metodología
para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad
producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la
generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía
eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología de Costo Variable de
Generación o CVG)".
VII. Derogar la "Metodología
para el Ajuste Extraordinario de las Tarifas del Servicio de Electricidad
Producto de Variaciones en el Costo de los Combustibles Utilizados en la
Generación Térmica para Consumo Nacional y las Importaciones Netas de Energía
Eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de
Generación o CVG", dictada mediante la resolución RE-0100-JD-2019, del
14 de mayo de 2019, publicada en el Alcance N.º 118 a La Gaceta N.º 97 del 27
de mayo de 2019, excepto en lo referente a la aplicación indicada en el
Transitorio I de la metodología aquí dictada.
VIII. Comunicar la presente
resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la
Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, para lo
que corresponda.
PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE