RESOLUCION RJD-140-2015
San José, a las dieciséis horas con diez minutos del veintisiete de
julio del dos mil
quince
METODOLOGÍA TARIFARIA ORDINARIA PARA EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA EN OPERADORES PÚBLICOS
EXPEDIENTE OT-089-2015
RESULTANDO:
I. Que mediante el oficio 36-CDR-2015 del 23 de marzo del 2015, la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, presenta la
propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de transmisión de energía eléctrica en operadores públicos"
(folios 02 a 54).
II. Que mediante el oficio 194-SJD-2015, la Secretaría de la Junta Directiva
de la Autoridad Reguladora, comunica el acuerdo 11-13-2015 del acta de la
sesión ordinaria celebrada el 26 de marzo del 2015, en donde dispone solicitar
a la Dirección General de Atención al Usuario que proceda a publicar la
convocatoria a audiencia pública de la propuesta "Metodología tarifaria
ordinaria para el servicio de transmisión de energía eléctrica en
operadores públicos", en períodicos de circulación nacional y el
diario oficial La Gaceta.
III. Que el 17 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en los diarios de circulación nacional (La Nación y la Extra) (Folios
59 y 60).
IV. Que el 20 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en La Gaceta No 75 (Folio 61).
V. Que el 18 de mayo del 2015, mediante el oficio 1651-DGAU-2015, la
Dirección General de Atención al Usuario de Aresep remitió a la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación el informe de oposiciones y
coadyuvancias (Folios 144 al 145).
VI. Que mediante el oficio 89-CDR-2015 del 8 de julio del 2015, la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación remitió el informe final
sobre la propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de transmisión de energía eléctrica en operadores públicos".
VII. Que el 22 de julio de 2015, mediante el oficio 101-CDR-2015 la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación rindió informe donde se dio respuesta
a las oposiciones y coadyuvancias presentadas en la audiencia pública.
VIII. Que mediante oficio 520-SJD-2015, la Secretaría de Junta Directiva
remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su
análisis la propuesta remitida en el oficio 089-CDR-2015 indicada en el
resultando anterior. (Folio 158)
IX. Que mediante oficio 700-DGAJR-2015 del 23 de julio de 2015, la Dirección
General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió el criterio sobre la
propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de transmisión de energía eléctrica en operadores públicos.
X. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado
de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, se
tiene como respuesta el oficio 101-CDR-2015, emitido por la Dirección General
del Centro de Desarrollo de la Regulación, que consta a folios 165 al 173 del
expediente administrativo.
II. Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de
acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la
"Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de transmisión de
energía eléctrica en operadores públicos". 2- Tener como respuesta a los
opositores que participaron en la audiencia pública realizada el 13 de mayo del
2015, lo señalado en el oficio 101-CDR-2015 emitido por la Dirección General
del Centro de Desarrollo de la Regulación y agradecer la valiosa participación
de todos en este proceso. 3- Instruir a la Dirección General del Centro de
Desarrollo de la Regulación, notificar el oficio 101-CDR-2015 donde constan las
respuestas a las oposiciones presentadas en la audiencia pública. 4- Instruir a
la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva
publicación deesta metodología en el Diario Oficial La Gaceta. 5- Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la notificación de la
presente resolución a las partes.
III. Que en sesión 35-2015 del 27 de julio de 2015, la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta
remitida mediante oficio 89-CDR-2015, acordó, entre otras cosas y con carácter
de firme, dictar la presente resolución.
POR TANTO:
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus
reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA
AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE
I. Aprobar la "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de transmisión de energía eléctrica en operadores públicos", conforme
al oficio al oficio 089-CDR-2015 del Centro de Desarrollo de la
Regulación y al criterio 700-DGAJR-2015 de la Dirección General de Asesoría
Jurídica y Regulatoria, tal y como se detalla a continuación:
" METODOLOGÍA TARIFARIA
ORDINARIA PARA EL SERVICIO DE TRANSMISIÓN
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN OPERADORES PÚBLICOS"
(...)
ABREVIATURAS
AFNORP Activo Fijo Neto en Operación Revaluada Promedio
Aresep Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
BCCR Banco Central de Costa Rica
CAPM Modelo de Valuación de Activos Capital
CCSS Caja Costarricense de Seguro Social
CDR Centro de Desarrollo de la Regulación
CGR Contraloría General de la República
CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz
DSE Dirección Sectorial de Energía
ESPH Empresa de Servicios Públicos de Heredia
ICE Instituto Costarricense de Electricidad
IE Intendencia de Energía
INEC Instituto Nacional de Estadística y Censos
IPC Índice de Precios al Consumidor
JASEC Junta Administradora del Servicio Eléctrico
kW Kilowatt
kWh Kilovatio hora
Mideplan Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica
MINAE Ministerio de Ambiente y Energía
Plan Nacional de Desarrollo y de
Inversión Pública (PNDIP)(*
(*)(Nota de
Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
PNE Plan Nacional de Energía
SNE Servicio Nacional de Electricidad
WACC Modelo de costo promedio ponderado del capital
I. RESUMEN
Esta metodología se aplicará para los procesos de fijación tarifaria
ordinaria correspondientes al servicio de transmisión de electricidad para
operadores públicos que brinden ese servicio y que son regulados por la Aresep.
Mediante esta metodología, se calcula la tarifa a establecer en las fijaciones
para el servicio antes mencionado que se establecerá durante el lapso de
fijación ordinaria correspondiente.
La metodología define un conjunto de fórmulas y criterios con los cuales
se va a obtener la tarifa requerida para compensar el cambio en el total de los
costos y de la expansión en infraestructura eléctrica. Lo anterior permite
considerar la demanda vegetativa y la expansión del suministro eléctrico, bajo
las condiciones de calidad establecidas, para el periodo en que estará vigente
la tarifa.
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se emplean para
las fijaciones tarifarias ordinarias correspondientes al servicio de
transmisión de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep
ante los actores involucrados en tales procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
tarifaria ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos: Estimación
del costo de capital propio (CAPM).
Unificar los periodos de tiempo empleados en el cálculo de estimaciones
para las diferentes variables que componen la estimación de los ingresos.
Adicionalmente, establecer como requerimiento un análisis de corte estructural
de las series de tiempo utilizadas.
Establecer los períodos de tiempo que se emplean para el cálculo de
promedios en donde se utilicen variables como índices de precios y tipo de
cambio.
Homologar criterios para el tratamiento de las variables que intervienen
en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del sistema de transmisión de
energía eléctrica.
Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida en
el nuevo proceso de fijación tarifaria.
El modelo general para determinar la tarifa en las fijaciones ordinarias
para el servicio de transmisión eléctrica, se basa en el enfoque regulatorio de
tasa de retorno. El enfoque establece que la tarifa a definir debe ser
suficiente para generar los ingresos que permitan al operador cubrir los costos
totales asociados al servicio que se regula, bajo condiciones de calidad
establecidas, además de garantizar un monto sobre el capital invertido
denominado rédito para el desarrollo que depende de la tasa de rédito y la base
tarifaria. La tasa de rédito se calcula mediante el modelo de costo promedio de
capital (WACC por sus siglas al inglés).
La presente propuesta metodológica define el procedimiento a seguir para
el cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos totales, b) costos
totales, c) rédito para el desarrollo, d) base tarifaria, e) periodo de
aplicación y, f) cálculo de la tarifa.
II. ANTECEDENTES
La metodología para las fijaciones ordinarias de tarifas para el
servicio de transmisión de electricidad que regula la Aresep está basada en el
enfoque de Tasa de Retorno. En su formulación básica, es la misma que utilizó
el extinto Servicio Nacional de Electricidad (SNE) para el propósito
mencionado. Esta metodología no ha sido aprobada mediante resolución del
Regulador General o de la Junta Directiva, y su legitimación se ha producido a partir
de su uso a lo largo de los años. Los documentos oficiales en los que consta la
aplicación de esta metodología son las resoluciones que establecen las
respectivas fijaciones tarifarias, y la información sobre esos procesos de
fijación tarifaria es la que se encuentra en los respectivos expedientes.
En el actual período de administración de la Aresep, se ha venido
ejecutando una estrategia orientada a sistematizar y actualizar aquellas
metodologías tarifarias que se vienen utilizando desde la época en que existió
el SNE y que no han sido aprobadas por la Junta Directiva.
Como parte de ese esfuerzo, en el año 2013 el Regulador General asignó
al Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) la tarea de sistematizar las
metodologías tarifarias ordinarias correspondientes a los servicios de
generación, transmisión y distribución de electricidad.
El CDR organizó la ejecución de la citada tarea en tres proyectos
distintos, cada uno de los cuales se enfoca en uno de los servicios
mencionados. El proyecto de desarrollo de la metodología tarifaria ordinaria
para el servicio de transmisión de electricidad se inició a principios del
segundo semestre del 2013. Su resultado es la propuesta que se presenta en este
informe.
III. JUSTIFICACIÓN
La metodología tarifaria ordinaria para el
servicio de transmisión de energía eléctrica para
operadores públicos,
se dirige al cumplimiento de los siguientes principios y valores regulatorios:
1. Bienestar de las personas: la Autoridad Reguladora orientará el
ejercicio de sus competencias hacia la promoción activa de un creciente
bienestar para la población del país, al fomentar condiciones óptimas de
cantidad, calidad, continuidad, oportunidad y confiabilidad en la provisión de
los servicios públicos.
2. Servicio al costo: Principio que determina la forma de fijar las
tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen
únicamente los costos necesarios para prestar el servicio , que permitan una
retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de
acuerdo con lo que establece el artículo 31.
3. Regulación eficiente: en el cumplimiento de los objetivos de la
regulación, se impulsará el desarrollo de los modelos y prácticas de regulación
que impongan el mínimo costo directo e indirecto a los prestadores de servicios
públicos, los usuarios de esos servicios y la sociedad en su conjunto.
4. Transparencia: Los procesos de regulación deben ser conocidos y
abiertos a la participación de los ciudadanos, y deben conducir a decisiones
bien fundamentadas, que se basen en reglas claras cuya aplicación sea
congruente. Por medio de un proceso institucional de rendición de cuentas, los
usuarios, los regulados y las instituciones de control y fiscalización deben
tener acceso a las decisiones sobre temas regulatorios y sobre el manejo de
recursos públicos que se tomen en el nivel de dirección y general en todos los
niveles de la organización.
Con esta propuesta, se busca solventar las siguientes necesidades:
1. Sistematizar y formalizar el procedimiento metodológico que se emplea
en la definición de la tarifa a aprobar en las fijaciones tarifarias ordinarias
para el servicio de transmisión de energía eléctrica. Lo anterior se realiza
considerando:
a. La definición y establecimiento de los procesos a seguir para el
cálculo de la tarifa a aplicar:
i-) cálculo de ingresos totales, ii-) cálculo de costos totales,
iii-) cálculo del rédito para el desarrollo, iv-) período de aplicación
y, v-) cálculo de la tarifa.
b. El contar con procedimientos metodológicos claros, transparentes y
replicables para el cálculo de ingresos totales, costos totales, rédito para el
desarrollo, ajuste tarifario y cálculo de la tarifa.
c. El contar con las fórmulas requeridas para el cálculo de las
variablesincorporadas en la obtención del monto total de ajuste para el
servicio detransmisión de energía eléctrica.
2. Uniformar el procedimiento metodológico que se ha establecido en las
diferentes fijaciones tarifarias para el servicio de transmisión
eléctrica. Con ese propósito,
a. Se realiza una unificación de criterios y procedimientos, para
homogenizar el procedimiento metodológico que se ha establecido en diferentes
fijaciones tarifarias, para el servicio de transmisión eléctrica.
b. Se unifican y estandarizan los criterios metodológicos, a utilizar en
la definición de la tarifa de ajuste.
3. Actualizar la forma de cálculo para la estimación del costo de
capital propio (CAPM).
Al respecto conviene considerar lo siguiente:
a. La fuente de información empleada en los últimos años para la
estimación del costo de capital propio en operadores públicos ha sido la
publicada por el profesor Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar
b. A partir del 2014, Damodaran realiza un cambio en la forma de
publicar el beta desapalancado, siendo una de las variables que se consideran
en el cálculo del CAPM. Deja de publicar los valores del beta desapalancadopara
el sector específico de energía eléctrica y ahora pública un valor para el
sector denominado "Utility General".
c. Es necesario establecer y formalizar procedimientos claros para la
obtención del CAPM mediante Damodaran.
4. Establecer criterios homogéneos para el cálculo de proyecciones, el
uso de variables económicas, y el uso de información financiera y contable.
Ello incluye la definición de los períodos a emplear en las proyecciones y en
el cálculo de valores promedio.
5. Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales; lo anterior una vez que se requiera un nuevo
proceso o solicitud de fijación tarifario ordinario. En este sentido, el monto
resultante se liquida en el nuevo proceso de fijación tarifaria.
IV. MARCO LEGAL
1. Competencias de la Autoridad Reguladora para establecer metodologías
tarifarias
La Ley N° 7593 transformó al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en
una institución autónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos (Aresep), con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como,
autonomía técnica y administrativa, cuyo objetivo primordial es ejercer la
regulación de los servicios públicos establecidos en el artículo 5 de dicha
Ley.
Respecto a dicha función regulatoria de la Aresep, la Procuraduría
General de la República se ha pronunciado estableciendo lo siguiente:
" (.)
1.-La fijación de las tarifas y la posición de la Procuraduría
La función reguladora es una técnica de intervención de los poderes
públicos en el mercado, que entraña un control continuo sobre una actividad, a
fin de hacerprevalecer el interés público sobre el interés privado (dictamen N.
C-250-99 de 21 de diciembre de 1999).
La fijación tarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En
efecto, la regulación se traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual
se justifica por el interés público presente en los servicios públicos. La
tarifa debe cubrir los costos del servicio y permitir un normal beneficio o
utilidad para el prestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:
"Una de esas leyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse
así: las tarifas de los servicios públicos deben corresponder a los costes
reales del mismo, lo que significa que el conjunto de los ingresos procedentes
del mismo debe cubrir el conjunto de los costes razonables que sean necesarios
para producirlo. Con ello se afirma, de una parte, que los precios no deben
alejarse de los costes medios por unidad de producto, incluyendo en estos, como
es lógico, un normal beneficio para los inversores; de otra parte, se quiere
decir que los costes deben ser sufragados por los usuarios, no por los
accionistas, ni por los contribuyentes, ni por la economía en su conjunto
recurriendo a préstamos inflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se
quiere decir también que la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los
costes: es un error económico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta
en un cajón de sastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal
encubierta, una subvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier
otra finalidad ajena al servicio...Así pues, el principio esencial que debe
presidir toda política de tarifas es el principio del coste real y total del
servicio...". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid, 1993,
p.334. La cursiva es del original.
La función de regulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la
Ley N° 7593 de 9 de agosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta, entonces,
el poder de imponer a los concesionarios del servicio público las reglas que
deben seguirse para la fijación de la tarifa o del ajuste tarifario. En
concreto, las tarifas que podrán cobrar a los usuarios por la prestación del
servicio.
(.)" Dictamen C-329 del 4
de diciembre de 2002.
Asimismo, la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, que en lo que
interesa, ha manifestado:
"[.] V.-Fijaciones tarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de
concesión de servicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de
personas), de conformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la
Ley no. 7593, corresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los
usuarios por su prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio
del servicio al costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3
inciso b) de la Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos
necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y
garanticen el adecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el
ordinal 32 ibidem establece una lista enunciativa de costos que no son
considerados en la cuantificación económica. A su vez, el numeral 31 de ese mismo
cuerpo legal establece pautas que también precisan la fijación, como es el
fomento de la pequeña y mediana empresa, ponderación y favorecimiento del
usuario, criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, eficiencia
económica, entre otros. El párrafo final de esa norma expresa que no se
permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las
entidades prestatarias, postulado que cumple un doble cometido. Por un lado, se
insiste, dotar al operador de un medio de retribución por el servicio prestado
que permita la amortización de la inversión realizada para prestar el servicio
y obtener la rentabilidad que por contrato le ha sido prefijada. Por otro,
asegurar al usuario que la tarifa que paga por el transporte obtenido sea el
producto de un cálculo matemático en el cual se consideren los costos
necesarios y autorizados, de manera tal que se pague el precio justo por las
condiciones en que se brinda el servicio público. Este aspecto lleva a que el
proceso tarifario constituya una armonía entre ambas posiciones, al punto que
se satisfagan los derechos de los usuarios, pero además el derecho que se
deriva del contrato de concesión, de la recuperación del capital y una ganancia
justa. Por ende, si bien un principio que impregna la fijación tarifaria es el
de mayor beneficio al usuario, ello no constituye una regla que permita validar
la negación del aumento cuando técnicamente proceda, siendo que en esta
dinámica debe imperar un equilibrio justo de intereses, lo que logra con un
precio objetivo, razonable y debido. En su correcta dimensión implica un
servicio de calidad a un precio justo. Con todo, el incremento tarifario dista
de ser un fenómeno automático. Está sujeto a un procedimiento y su viabilidad
pende de que luego del análisis técnico, se deduzca una insuficiencia
económica. En estesentido, la ARESEP se constituye en la autoridad pública que,
mediante susactuaciones, permite la concreción de esos postulados que impregnan
la relación de transporte público. Sus potestades excluyentes y exclusivas
le permiten establecer los parámetros económicos que regularan (sic) el
contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios." (Véase sentencia No. 577 de las 10 horas
20 minutos del 10 de agosto de 2007). (Lo resaltado no es del original). Ver en igual
sentido, la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15 de abril de
2008, dictada por el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.
De esa forma, la Aresep es el ente competente para fijar las tarifas y
precios de conformidad con las metodologías que ella misma determine y velar
por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad,
continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que
enumera el artículo 5 de la Ley N° 7593.
El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública,
establecido en el artículo 36 de la Ley N° 7593, que dispone:
Artículo 36. Asuntos que se someterán a audiencia pública.
Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora
convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan
interés legítimo para manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora
ordenará publicar en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de
circulación nacional, los asuntos que se enumeran a continuación:
(.)
d) La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y
tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.
Para estos casos, todo aquel que tenga interés legítimo podrá presentar
su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma oral, el día de la
audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar exacto o el número de
fax, para efectos de notificación por parte de la ARESEP. En dicha audiencia,
el interesadodeberá exponer las razones de hecho y de derecho que considere
pertinentes.
La audiencia se convocará una vez admitida la petición y si se han
cumplido los requisitos formales que establece el ordenamiento jurídico. Para
este efecto, sepublicará un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos
periódicos de circulación nacional, con veinte (20) días naturales de
anticipación a la celebración de la audiencia.
Tratándose de una actuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se
observará el mismo procedimiento.
(...) ."
En el ejercicio de esas competencias regulatorias, se debe considerar lo
dispuesto en la Ley N° 7593 y su reglamento. De dicha Ley es preciso observar
específicamente los artículos 1, 3, 5, 24, 31 y 32, así como el artículo 16 de
la Ley General de la Administración Pública, que a continuación se transcriben:
La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
establece:
"Artículo 1. Transformación.
(.) La Autoridad
Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el
cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante,
estará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes sectoriales correspondientes y a las políticas sectoriales que
dicte el Poder Ejecutivo"
."Artículo 3. Definiciones.
Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:
a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo
sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el
fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley.
b) Servicio al costo: principio que determina la forma de fijar las
tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen
únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una
retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de
acuerdo con lo que establece el artículo 31.
(.)"
"Artículo 5. "Funciones.
En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad
Reguladora fijará precios y tarifas (.). Los
servicios públicos antes mencionados son:
a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización.
(.)"
"Artículo 24. Suministro de información.
A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas
suministrarán informes, reportes, datos, copias de archivo y cualquier otro
medio electrónico o escrito donde se almacene información financiera, contable,
económica, estadística y técnica relacionada con la prestación del servicio
público que brindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la
Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros
legales y contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los
prestadores."
"Artículo 31. Fijación de tarifas y precios.
Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la
Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para
cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las
posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las
empresas prestadoras.
(.)
Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación
de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo,
deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los
servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el
equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.
La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de
tarifas, en función de la modificación de variables externas a la
administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos
de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales
realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad
Reguladora considere pertinente.
De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se
deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten
aplicables:
a) Garantizar el equilibrio financiero.
b) El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos
mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas
especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a
esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así
como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera
otros que sean reglamentados.
c) La protección de los
recursos hídricos, costos y servicios ambientales."
"Artículo 32. Costos sin considerar.
No se aceptarán costos de las empresas reguladas:
a) Las multas que les sean impuestas por incumplimiento de las
obligaciones que establece esta ley.
b) Las erogaciones innecesarias o ajenas a la prestación del servicio
público.
c) Las contribuciones, los gastos, las inversiones y deudas incurridas
por actividades ajenas a la administración, la operación o el mantenimiento de
la actividad regulada.
d) Los gastos de operación desproporcionados en relación con los gastos
normales de actividades equivalentes.
e) Las inversiones rechazadas por la Autoridad Reguladora por
considerarlas excesivas para la prestación del servicio público.
f) El valor de las facturaciones no cobradas por las empresas reguladas,
con excepción de los
porcentajes técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora."
Ley General de la Administración Pública establece:
"Artículo 16.-
1. En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de
la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o
conveniencia.
2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas
de los elementos discrecionales
del acto, como si ejerciera contralor de legalidad."
2. Competencia de la Junta Directiva para emitir las metodologías
La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,
al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada
para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos
mercados. Dicho reglamento vigente, fue publicado en La Gaceta No. 105, del 3
de junio de 2013 y establece lo siguiente:
"Artículo 6. Junta Directiva.
Le corresponde definir la orientación estratégica y las políticas
internas que permitan a la Aresep ejercer las potestades y competencias
establecidas en el ordenamiento jurídico. Es el superior jerárquico del Consejo
de la Sutel y del Auditor Interno y Subauditor.
Cuando así lo requiera, la Junta Directiva contará con asesores
especializados y con el apoyo de las demás dependencias de la Institución, de
conformidad con las funciones que les asigna este reglamento. Tiene las
siguientes funciones:
(.)
16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los
diversos sectores regulados bajo su competencia.
(.)"
En la Ley Nº 7593:
"Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.
La Autoridad Reguladora tendrá los siguientes órganos:
a) Junta Directiva.
b) Un regulador general y un regulador general adjunto.
c) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
d) La Auditoría Interna.
La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y
los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en
forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de
desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las
políticas sectoriales correspondientes.
(.)"
De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora, es la competente para emitir las
metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados incluyendo el de
suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización; para lo cual deberá seguir el procedimiento de
audiencia pública en el garantice la participación ciudadana y para la emisión
de las mismas deberá observar el principio de servicio al costo, las reglas de
la ciencia y la técnica y las disposiciones generales emitidas en el Plan
Nacional de Desarrollo, relativas alsector eléctrico.
Una vez que se ha determinado el marco jurídico que respalda el
ejercicio de la función regulatoria por parte de la Aresep y de su facultad
para emitir metodologías que le permitan la fijación de tarifas, es preciso
observar el servicio público cuya metodología nos ocupa.
3. Regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa
Rica
Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, se observa que éste se
caracteriza por una amplia participación del Estado en los ámbitos de
políticas, planificación, regulación y operación. La definición de políticas y
planes nacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los
agentes, corresponde a la Dirección Sectorial de Energía (DSE), perteneciente
al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), que elabora el Plan Nacional de
Energía -PNE- (actualmente, rige el VI Plan Nacional de Energía 2012-2030), y
el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo y de
Inversión Pública (PNDIP)(*)
(*)(Nota de
Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
Asimismo, la labor de regulación (incluida la fijación de tarifas) del
servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), según el artículo 5
inciso a) la Ley N° 7593.
La prestación de dicho servicio público, como cualquier otro, amerita
por parte de la Aresep, la fijación de tarifas en sus diversas etapas, ello de
conformidad con la normativa aplicable y las metodologías que se establezcan al
efecto.
En cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, la Aresep debe
realizar su labor también con vista en el Reglamento Sectorial de Servicios
Eléctricos (Decreto Nº 29847 MPMINAE- MEIC del 19 de noviembre de 2001), que
dispone lo siguiente:
"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento
define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el
servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.
Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se
encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen
de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas
parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio,
suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de
la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del
servicio a terceros."
"Artículo 2º. Objeto. El presente Reglamento define y dispone las
condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio
eléctrico quebrindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas
técnicas y económicas."
El sistema de suministro eléctrico, comprende el conjunto de medios y
elementos útiles para la generación, la transmisión (transporte), la
distribución y la comercialización de la energía eléctrica.
La etapa de generación de energía eléctrica consiste en transformar
alguna clase de energía primaria (química, cinética, térmica o lumínica, entre
otras), en energía eléctrica, mediante instalaciones denominadas centrales
eléctricas.
Son diversas las fuentes que se pueden emplear para generar energía
eléctrica, entre las que encontramos:
A partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente la
combustión de combustibles fósiles, como petróleo, gas natural o carbón se
produce energía termoeléctrica.
Mediante la radiación solar, se genera energía solar fotovoltaica.
A través de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de
aire o vibraciones que el viento, se produce la energía eólica.
Mediante el aprovechamiento del calor del interior de la tierra, se
genera energía geotérmica.
Con el aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la
corriente del agua, saltos de agua o mareas, se produce energía hidroeléctrica.
A partir de energía nuclear, se produce energía eléctrica.
Por su parte, la etapa de transmisión de energía eléctrica consiste en
transportar a través de grandes distancias, mediante una red constituida por
los elementos necesarios para llevarla hasta los puntos de consumo, la energía
eléctrica generada en las centrales eléctricas. Y finalmente, la etapa de
distribución de energía eléctrica consiste en suministrar la energía eléctrica,
mediante una red o sistema de distribución, desde la subestación de
distribución hasta los usuarios finales.
Además de las anteriores etapas, también puede darse la comercialización
de energía eléctrica, que es realizada por los diversos participantes del
sector que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren
energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para
realizar operaciones de intercambio internacional.
Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro
de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes
del sector, y conforme a ello, la Aresep fijará las tarifas.
4. Participantes y sustento legal que los habilita como prestadores del
servicio
Analizando cada una de las etapas, es posible observar que son diversos
los agentes participantes en el servicio de suministro de energía eléctrica. La
participación de cada uno de ellos, en alguna de las etapas dichas (o incluso
en todas), se encuentra debidamente sustentada en una ley específica o en su
efecto la concesión que les habilita para prestar el servicio público, regulado
por la Aresep y sujeto a las tarifas establecidas por ésta.
En la etapa de transmisión, participa de manera local el ICE (de
conformidad con las Leyes N° 449 y 8660) y en el ámbito regional la
empresa propietaria de la Red (EPR).
Como puede notarse, cada uno de los participantes en el sector eléctrico
en cualquiera de las etapas del suministro del servicio en cuestión, sea éste
privado o público, cuenta con un respaldo legal que le permite tal
participación.
De acuerdo con la normativa citada, la Ley N° 7593 y su reglamento, con
el Reglamento Sectorial de Servicios, con las normas técnicas dictadas por la
Aresep, y con las metodologías que se emitan al respecto, la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos, regula la prestación del servicio de
suministro de energía eléctrica en Costa Rica, por parte de los sujetos
autorizados para ello.
V. ALCANCES Y LIMITACIONES
Esta metodología tarifaria se aplicará para las fijaciones tarifarias
ordinarias correspondientes al servicio de transmisión local de electricidad
que realiza el ICE como encargado del trasiego de energía eléctrica por redes
de transmisión instaladas dentro de los límites del territorio nacional.
Mediante esta metodología, se calcula la tarifa a reconocer en las fijaciones
para el servicio antes mencionado, que se establecerá durante el lapso de
fijación ordinaria correspondiente.
La metodología define la tarifa requerida para compensar el cambio en
los costos y en la demanda y, por tanto, en los costos totales e inversiones
para el periodo en que estará vigente la tarifa.
Se excluye de esta metodología el cálculo de las tarifas por trasiego
regional de energía, que son competencia del Ente Operador Regional y la
Comisión Regional de Interconexión Eléctrica.
VI. OBJETIVOS DE LA METODOLOGÍA
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se han empleado
hasta el presente para las fijaciones tarifarias ordinarias, correspondientes
al servicio de transmisión de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep
ante los actores involucrados en tales procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
tarifaria ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos:
Estimación del costo de capital propio (CAPM).
Unificar los periodos de tiempo empleados en el cálculo de estimaciones
para las diferentes variables que componen la estimación de los ingresos.
Adicionalmente, establecer como requerimiento un análisis de corte estructural
de las series de tiempo utilizadas.
Establecer los períodos de tiempo que se emplean para el cálculo de
promedios en donde se utilicen variables como índices de precios y tipo de
cambio.
Homologar criterios para el tratamiento de las variables que intervienen
en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del sistema de transmisión de
energía eléctrica.
Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo convalores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida en
el nuevo proceso de fijación tarifaria.
4. Obtener la tarifa requerida para compensar el cambio en los costos y
en la demanda y, por tanto, en los costos totales e inversiones para el periodo
en que estará vigente la nueva fijación tarifaria.
VII. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA
1. MODELO GENERAL
El modelo general para determinar la tarifa a reconocer en las
fijaciones ordinarias para el sistema de transmisión eléctrica requiere del
cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos totales, b) costos totales,
c) rédito para el desarrollo, d) periodo de aplicación y, e) la tarifa. El
modelo establece que la tarifa debe ser suficiente para generar los ingresos
que permitan al operador cubrir los costos totales asociados al servicio que se
regula, bajo las condiciones de calidad establecidas, además de garantizar un
monto sobre el capital invertido denominado rédito para el desarrollo que
depende de la tasa de rédito y la base tarifaria:
Donde:
IT = Ingresos totales. Se refiere a los ingresos que se generan por las
actividades ligadas a la transmisión de la energía eléctrica a
clientesconectados a alta tensión (Ver fórmula 8).
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y
administración,así como otros costos en que incurra el operador para brindar
elservicio (ver apartado 3 de la sección VII).
R = Tasa de rédito para el desarrollo (ver apartado 4 de la sección VII).
BT = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto en Operación
Revaluadopromedio (AFNORP) y el Capital de trabajo (ver apartado 5 de lasección
VII).
La aplicación del modelo establecido en la fórmula 1 requiere del
cálculo, revisión, depuración y ajuste de la información ingenieril, económica,
estadística y contable para el período base establecido en la presente
metodología, representado por la variable t. Posteriormente, esta
información se emplea como insumo para estimar y proyectar los elementos que
definen el ajuste tarifario para el período en que entra a regir dicho ajuste,
representado por t+1.
En la presente metodología se entiende por período "t",
al período base de análisis considerado en el estudio de fijación tarifaria;
permite el uso de valores reales u observados para doce meses consecutivos. El
período base provee la información insumo para las estimaciones y proyecciones
que se requieren para el período t+1.
La longitud o extensión de las series de tiempo, requeridas para las
variables del periodo base "t", se determinaran de manera
exógena, de forma tal que todas las variables empleen una extensión de tiempo
adecuada para el cálculo de promedios o proyecciones. Por tanto, para cada
variable se definirá de acuerdo con los requerimientos de información que se
definen en cada caso a lo largo de la presente metodología.
Por su parte, el periodo "t+1" es definido como el
período de tiempo durante el cual estarávigente el nuevo ajuste tarifario,
típicamente es un año. El período t+1 deberá ser definido porla
Intendencia de Energía (IE) según el artículo 16 de la Ley General de la
Administración Pública y deberá incorporar en el estudio de fijación tarifaria
los criterios empleados para sudefinición.
En el primer caso, se emplean valores reales u observados en el periodo t
para el cálculo procediendo de la siguiente manera:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
𝐼𝑇𝑡 = Ingresos totales.
Se refiere a los ingresos que se generan por las actividades ligadas a la
transmisión de la energía eléctrica a clientes conectados a alta tensión en el
período t (ver fórmula 8).
COMAt = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento,
administración y otros costos en que incurran los operadores para brindar el
servicio en el período t (ver fórmula 17).
Rot = Tasa de rédito para el desarrollo observada para
el periodo t, se obtiene como resultado de (𝑰𝑻𝒕 − 𝑪𝑶𝑴𝑨𝒕)/𝑩𝑻𝒕.
BTt = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto
en Operación Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo en el período t
(ver apartado 5 de la sección VII, fórmula 29).
Los costos y gastos de operación, mantenimiento y administrativos; la
base tarifaria y el rendimiento sobre la base tarifaria, se calculan
primeramente a partir de valores observados o reales para el periodo base t.
El cálculo se hace a partir de las series de tiempo de los valores observados
disponibles con un desfase máximo de cuatro meses anteriores a la presentación
de la solicitud tarifaria, los meses restantes para completar el periodo de
análisis considerado en la solicitud tarifaria se podrán estimar y proyectar
considerando los procedimientos establecidos en los apartados 2 y 3 de la
sección VII para efectos de estimaciones.
a) Determinación de la tarifa para el período en que entrará en vigencia
t+1:
Para la determinación del monto de ajuste requerido en el siguiente
período, t +1, el período en el que estará vigente la nueva fijación
tarifaria, primero se proyectan a 12 meses las variables IT con las
tarifas de transmisión vigentes, COMA y BT de la fórmula 1 (ver
apartados 2, 3 y 5 de la sección VII).
De la fórmula 1, se obtiene:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IT = Ingresos totales estimados para el periodo t+1 con las tarifas
vigentes. Incluye los ingresos por transmisión de energía y otros ingresos que
se generan producto del servicio (ver fórmula 8).
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento, administración y
otros costos estimados para el período t+1 (ver fórmula 17).
Rtv, t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que resulta con las tarifas vigentes
para el período t+1.
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en
Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1(ver
apartado 5 sección VII, fórmula 29).
tv = Tarifas vigentes.
Al despejar el rédito para el desarrollo de
la fórmula 3, se obtiene que:
Donde:
t+1 = Período en el que
estará vigente el ajuste tarifario.
Rtv, t+1 = Tasa de rédito
para el desarrollo que resulta con las tarifas vigentes para el período t+1.
IT = Ingresos totales
estimados para el periodo t+1 con la tarifa vigente (ver fórmula 8).
COMAt+1 = Costos y gastos
totales de operación, mantenimiento, administración y otros costos estimados para
el período t+1 (ver fórmula 17).
BTt+1 = Base tarifaria
formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio
(AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1 (ver apartado 5
sección VII).
tv = Tarifas vigentes.
La tasa de rédito para el periodo t+1 con las tarifas vigentes (𝑅𝑡𝑣,𝑡+1),
es
utilizada como indicador para determinar si se requiere ajuste tarifario o no.
Este rédito se compara con 𝑹𝒕+𝟏,,
el réditoobtenido mediante el procedimiento definido en el apartado 4 de la
sección VII, de forma que si el rédito con tarifas vigentes es mayor que el
rédito obtenido del apartado 4 de la sección VII, se requiere una disminución
en las tarifas, si es igual no se requiere ajuste y si es menor, serequiere un
aumento en las tarifas.
b) Cálculo de la tarifa
En el período t+1, una vez proyectados los costos y gastos
totales de operación, administración y mantenimiento, el rendimiento sobre la
base tarifaria y las ventas totales, se obtiene la tarifa de la siguiente
forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste
tarifario.
𝑇𝐴𝑡+1 = Tarifa estimada
para el período t+1.
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación,
mantenimiento, administración
y otros costos estimados para el período t+1 (ver fórmula 17).
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del
Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de
trabajo para el período t+1 (ver apartado 5 sección VII).
𝑅𝑡+1 = Rédito para el
desarrollo para el período t+1 estimado en el apartado 4 de la sección
VII.
𝐸𝑇𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1= Energía total
transmitida, en kWh proyectada para el período t+1. (ver fórmula 10).
kWh = Kilovatio hora.
La tarifa obtenida se multiplica por el tipo de cambio utilizando las
estimaciones de la Intendencia de Energía para obtener la tarifa por
transmisión eléctrica cobrada en dólares.
Liquidación del periodo anterior
Una vez aplicado por primera vez el modelo descrito en la presente
metodología, en las sucesivas fijaciones tarifarias ordinarias para el servicio
de transmisión de energía eléctrica, deberán revisarse y actualizarse todas las
estimaciones realizadas para el cálculo del ajuste tarifario vigente. De manera
que se identifiquen las diferencias entre los valores estimados para todas las
variables que se consideran en el cálculo del ajuste tarifario y los valores
reales identificados durante el período en que el ajuste tarifario estuvo
vigente.
De esta forma, Aresep tomará en cuenta las desviaciones que se originan
en el cálculo del ajuste tarifario vigente mediante estimaciones, respecto al
cálculo del ajuste tarifario vigente considerando los valores observados -reales-
y actualizados; la diferencia se agrega, afectando los ingresos al incluirse
como una partida denominada liquidación del periodo anterior.
Se realizarán ajustes en los ingresos y gastos asignados por tarifa y
reales, para los costos totales (COMA) y los Ingresos totales (IT).
Los gastos y costos reales que serán analizados son los coincidentes con los
que se incluyeron en las tarifas del estudio tarifario anterior. Lo anterior
con el fin de que vía tarifa se le devuelva al usuario los ingresos por encima
de los costos obtenidos por la empresa en cada periodo. De manera contraria, si
los ingresos fuesen inferiores a los gastos, la empresa transmisora podrá
solicitar un estudio ordinario con las justificaciones pertinentes.
El ajuste para gastos, contrasta los gastos estimados incluidos en el
cálculo de la tarifa vigente con los gastos reales obtenidos por la empresa, el
cual se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
z = Periodo durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐺𝑇𝐴𝑧 = Gastos totales
ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de gastos reales y gastos
estimados para el periodo z.
𝐺𝑅𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧
=
Gastos reales. Son los gastos reales por concepto operación,mantenimiento,
administración y otros costos en que incurran los operadores para brindar el
servicio en el periodo z.
𝐺𝐸𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧
= Gasto
estimado por concepto operación, mantenimiento, administración y otros costos
para el periodo z.
𝐶𝑂𝑀𝐴
=
Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,asimismo,
otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio.
El ajuste por ingresos es la diferencia en los ingresos estimados
incluidos en el cálculo de la tarifa vigente con los ingresos reales obtenidos
por la empresa, el cual se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
z = Periodo durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales
Ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de ingresos reales e ingresos
estimados para el periodo z.
𝐼𝑇𝑅𝑧 = Ingresos Totales Reales.
Incluye los ingresos por concepto de venta de energía y otros ingresos para el
periodo z.
𝐼𝑇𝐸𝑧 = Ingresos Totales
Estimados. Incluye los ingresos por concepto de ventade energía y otros
ingresos para el periodo z.
El diferencial entre los ingresos del periodo y los gastos del periodo
van a resultar en el monto que debe adicionarse a los ingresos para el periodo
siguiente.
Donde:
z = Periodo durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐿𝐼𝑧 = Liquidación del
periodo z.
𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales
Ajustados del periodo z.
𝐺𝑇𝐴𝑧 = Gastos Totales
Ajustados del periodo z.
Asimismo, para estos efectos los datos reales auditados o disponibles
presentados por el operador deben estar justificados y ser razonables. Estos
datos serán revisados, analizados y depurados por parte de la Autoridad
Reguladora con el propósito de determinar su reconocimiento, y en ningún caso
podrá considerar elementos que se limitan en esta metodología. Se deberá
cumplir con los objetivos de la Ley 7593.
2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS TOTALES.
Los ingresos totales comprenden los ingresos por concepto de transmisión
de energía eléctrica y otros ingresos asociados al segmento de transmisión.
2.1 Ingresos totales estimados con las
tarifas vigentes para el período t+1.
Los ingresos totales se generan por las actividades ligadas a la
transmisión de la energía eléctrica de clientes conectados a alta tensión. Se
calculan de la siguiente forma:
Donde:
IT = Ingresos totales.
Se refiere a los ingresos totales por el servicio de
transmisión de
energía eléctrica.
ITN = Ingresos
correspondientes al servicio de transmisión nacional
de energía eléctrica
(ver fórmula 9).
ITRE = Ingresos por
transporte regional de energía eléctrica (ver fórmula 15).
𝐼𝑜 = Otros ingresos.
Son los otros ingresos proyectados para el período t+1
y relacionados con
la actividad de transmisión eléctrica (ver apartado
2.3).
2.1.1 Ingresos por
transmisión nacional de energía eléctrica
Los ingresos por el
transporte de energía eléctrica de los clientes conectados a alta tensión, se
obtienen al
multiplicar la tarifa vigente para el sistema de transmisión por la energía
total
estimada a transmitir en el período t + 1:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
ITN = Ingresos correspondientes al servicio de transmisión nacional de
energía eléctrica.
𝑇𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡
=
Tarifa vigente por el servicio de transmisión de energía eléctrica (kWh)
en el periodo t.
𝐸𝑇𝐸𝑘𝑊ℎ,𝑡+1= Energía total
transmitida estimada. Se refiere a la energía estimada total a trasmitir,
excepto usuarios directos para el periodo t+1 (ver fórmula 11).
𝑇𝑈𝐷𝑘𝑊ℎ,𝑡
=
Tarifa vigente por el servicio de transmisión de energía eléctrica a usuarios
directos para el periodo t.
𝐸𝑈𝐷,𝑡+1
=
Energía total transmitida estimada para el periodo t+1 para usuarios
directos conectados a alta tensión (ver fórmula 14).
Tcc = Tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el Sector Público no Bancario
establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR).
Calculado como la media aritmética diaria de los 12 meses disponibles
del año anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
kWh = Kilovatio hora.
2.1.2 Energía total transmitida
La energía total transmitida se obtiene
mediante la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste
tarifario.
𝐸𝑇𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1
=
Energía total transmitida, en kWh proyectada para el período t+1.
𝐸𝑇𝐸𝑘𝑊ℎ,𝑡+1
= Energía
total transmitida estimada. Se refiere a la energía estimada total a trasmitir,
excepto usuarios directos para el periodo t+1 (ver fórmula 11).𝐸𝑈𝐷,𝑡+1
= Energía total transmitida estimada para el periodo t+1 para
usuarios directos conectados a alta tensión (ver fórmula 14) , calculada según
la sección 2.1.4. (ver fórmula 14).
2.1.3. Energía total transmitida a empresas distribuidoras
La energía estimada a transmitir con excepción de la de los usuarios
directos, se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐸𝑇𝐸𝑘𝑊ℎ,𝑡+1= Energía total
transmitida estimada. Se refiere a la energía estimada total a trasmitir,
excepto usuarios directos para el periodo t+1 (ver fórmula 11).
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ
𝑡+1,𝑖 = Energía total vendida estimada. Se refiere al total de ventas de
energía en kWh, por mes i, para el período t +1 (ver fórmula 12).
𝐺𝑁𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1= Generación
estimada que no requiere transmisión para el periodo t+1. (Obtenidas
mediante el procedimiento establecido en el apartado 2.1.5 para las plantas de
generación eléctrica que corresponda).
% Per = El porcentaje de pérdida para cada año se calcula como el cociente
entre la disponibilidad de energía (es la energía total requerida por el
sistema de distribución más las pérdidas del sistema de distribución y es igual
a la generación propia más las compras de energía) menos el total de energía
vendida real por las empresas distribuidoras y lasventas del sistema de
generación a usuarios directos de alta tensiónentre la disponibilidad. Se
utiliza como máximo la media aritméticasimple del porcentaje de pérdidas de la
industria para los últimos 2 años.
kWh = Kilovatio hora.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
a. Ventas de energía estimadas
El total de energía vendida es igual a la suma de la energía comprada y la
energía generada por el operador menos las pérdidas de energía del sistema de
distribución, sin embargo, la forma de estimación de este rubro es el producto
del número de abonados por el consumo promedio, tal como sigue:
Donde:
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1,𝑖
=
Energía total vendida estimada. Se refiere al total de ventas de energía en kWh,
por mes i, para el período t +1.
QA t+1,s,i,em = Cantidad estimada de abonados. Se refiere a
la cantidad estimada de abonados por mes i, para cada tarifa s,
para el período t +1 por empresa em.𝐶̅𝑠
,𝑖,𝑒𝑚 = Consumo promedio mensual de energía real.
Se refiere al consumo promedio mensual de energía real para cada tarifa s,
por mes i, por empresa em (ver fórmula 13).
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y
preferencial,etcétera).
m = Cantidad de tarifas existentes de acuerdo al pliego tarifario.
i = Índice de mes.
em = Empresas.
f = Cantidad de empresas.
b. Cantidad de abonados estimada
La cantidad estimada de abonados para cada tarifa se proyecta mediante
técnicas estadísticas o econométricas. Las estimaciones se basan en datos
históricos mensuales de abonados por tarifa en los últimos 10 años o la serie
histórica para la que se encuentren datos disponibles. Se proyecta un periodo
de tiempo igual al que estará vigente el ajuste tarifario.
Debe realizarse un análisis estructural de los datos para determinar el
periodo definitivo por utilizar. Para las estimaciones se utiliza el programa
estadístico Forecast Pro o cualquier otro software estadístico especializado en
el análisis y proyección de series de tiempo. Las proyecciones resultantes
deben justificarse y cumplir con los criterios estadísticos y econométricos que
se establecen con base en la ciencia, técnica y lógica; tal y como lo establece
la Ley General de la Administración Pública.
c. Consumo promedio de energía para cada tarifa
El consumo promedio de energía se obtiene del cociente entre las ventas
mensuales reales enkWh por tarifa y la cantidad mensual real de abonados
por tarifa para los últimos 12 meses disponibles al momento en que se realiza
el estudio fijación tarifaria para cada empresa.
Donde:
𝐶̅𝑠,𝑖,𝑒𝑚
=
Consumo promedio mensual real para cada tarifa s por empresa em.
𝑉𝑅𝐸𝑘𝑊ℎ,𝑠,𝑖,𝑒𝑚
=
Ventas de energía reales. Son las ventas de energía reales mensuales, por
tarifa s, en kWh, por empresa em.
QAs,i,em = Cantidad real de abonados por mes i para
cada tarifa s por empresa em.
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y
preferencial, etcétera).
i = Índice de mes.
em = Empresas.
2.1.4 Estimación de la energía total transmitida a usuarios directos
La energía total transmitida a usuarios directos conectados a alta
tensión (𝐸𝑈𝐷,𝑡+1),para el período t+1
en que estará vigente la tarifa, se proyecta para cada cliente utilizando
técnicas estadísticas o econométricas. Las estimaciones se basan en datos
históricos mensuales de los últimos 10 años o la serie histórica para la que se
encuentren datos disponibles. Se proyectaun periodo de tiempo igual al que
estará vigente el ajuste tarifario.
Debe realizarse un análisis estructural de los datos para determinar el
periodo definitivo por utilizar. Para las estimaciones se utiliza el programa
estadístico Forecast Pro o cualquier otro software estadístico especializado en
el análisis y proyección de series de tiempo. Las proyecciones resultantes
deben justificarse y cumplir con los criterios estadísticos yeconométricos que
se establecen con base en la ciencia, técnica y lógica; tal y como lo establece
la Ley General de la Administración Pública.
La energía total transmitida a usuarios directos será igual a la suma de
la cantidad de energía estimada para cada cliente. La energía estimada para
estos usuarios se define de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐸𝑈𝐷,𝑡+1
=
Energía total transmitida a clientes directos conectados a alta tensiónestimada
para el periodo t+1.
CUDkWh,t+1,i,em= Proyección del consumo en unidades físicas
(kWh) de los usuarios directos para el periodo t+1.
em = Empresas.
f = Se refiere a la cantidad de empresas.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
kWh = Kilovatio hora.
2.1.5 Generación estimada que no requiere transmisión (𝐺𝑁𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1)
La Generación estimada que no requiere transmisión (𝐺𝑁𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1). Se estima utilizando
la serie de tiempo (histórico) de la energía producida, por planta de
generación que no requiere transporte de energía por las líneas de transmisión
y mes. Esta serie histórica se proyecta mediante técnicas estadísticas o
econométricas o algún software especializado (se seleccionala que brinde mejor
bondad de ajuste). Se utiliza la serie desde enero del año 2000, siempre y
cuando no presenten un cambio estructural evidente o la serie histórica para la
que se encuentran datos disponibles. Para las plantas nuevas o con menos de 12
meses de entrada en operación se establece la proyección considerando las
estimaciones presentadas por la empresa y justificadas mediante estudio
técnico, las cuales serán valoradas por la ARESEP.
Estas estimaciones pueden ser ajustadas por factores técnicos
debidamente justificados.
2.2 Ingresos por transporte regional de
energía eléctrica.
El ingreso por trasiego regional de energía
se calcula mediante la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑇𝑅𝐸
= Ingresos por transporte regional de energía eléctrica.
𝑇𝑅,
𝑈𝑆$/𝐾𝑤ℎ = Tarifa regional por el
servicio de transmisión de energía eléctrica (US$/kWh). Se calcula como la
media aritmética simple de las tarifasreales de los últimos 12 meses
disponibles al momento en que serealiza el estudio de fijación tarifaria.
𝐸𝑇𝑅𝐶𝐸𝑀,
𝑡+1 = Estimación de la energía total transmitida
para las redescentroamericanas de energía para el periodo t+1.
Tcc = Tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el
Sector Públicono Bancario establecido por el Banco Central de Costa Rica
(BCCR).Calculado como la media aritmética diaria de los 12 meses disponiblesdel
año anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
OIMER = Otros
ingresos del Mercado Eléctrico Regional, los cuales serán determinados por los
entes regionales o por transferencias de abonos que surjan de transacciones
regionales.
Para la estimación de 𝐸𝑇𝑅𝐶𝐸𝑀, 𝑡+1 se utiliza la cantidad de unidades físicas que
Costa Rica exportará al Mercado Eléctrico Regional, en primer lugar se realiza
un análisis de los contratos elaborados para el periodo en que estará vigente
la tarifa por el ente autorizado para este fin, de tal forma que se puedan
considerar los compromisos previos adquiridos. En segundo lugar, la estimación
de unidades físicas se realiza utilizando como base la información real
disponible (mercado de contratos y mercado de oportunidad) y se ajusta
considerando el porcentaje de crecimiento esperado, siempre y cuando la
información resultante sea consistente con los contratos previamente realizados
y el balance de energía calculado por la Intendencia de Energía.
2.3 Otros ingresos
En este rubro se incluyen los ingresos de explotación por actividades
diversas asociadas al
servicio de transmisión eléctrica, que son
recurrentes y pueden considerarse como ingresos relacionados con la tarifa. Es
decir, otros ingresos de operación que por su naturaleza pueden ser
considerados en el cálculo tarifario a consideración de la Autoridad
Reguladora.
Incluye otros ingresos como la devolución por el canon de regulación que
se genera cuando la Aresep debe reintegrar por superávit que tuvo la
Institución por los cobros del canon de regulación, el mismo se devuelve a los
operadores según el porcentaje de participación en el total del canon cobrado y
algún otro rubro que la Aresep estime.
2.3.1 Proyección de otros ingresos
La proyección de otros ingresos se realiza empleando el monto calculado
por concepto de otros ingresos y dividiéndolo entre los ingresos totales por el
servicio de trasiego de energía, posteriormente se multiplica el valor obtenido
por los ingresos totales por trasiego de energía estimados según:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑜
= Otros
ingresos proyectados para el período t+1.
𝐼̅𝑜𝑡 = Otros ingresos
calculados para el periodo t.
̅𝐼̅𝑇̅̅𝑁̅t = Ingresos totales
por trasiego de energía real, obtenidos en el periodo t
𝐼𝑇𝑁
=
Ingreso por trasiego de energía proyectado para el período t+1 con las
Los otros ingresos (Io) se mantienen constantes con respecto a la
variación en las tarifas.
3. COSTOS Y GASTOS TOTALES DE OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y ADMINISTRACIÓN
(COMA)
Son los costos y gastos totales de operación, mantenimiento y
administración necesarios para prestar el servicio de transmisión de la energía
eléctrica. El cálculo incluye los siguientes rubros:
Donde:
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,
asimismo, otros gastos en que incurran los operadores para brindar el servicio.
OyM = Gastos de operación y mantenimiento. Corresponde a los gastos en que
incurre la empresa para su funcionamiento y el mantenimiento de los activos de
transmisión, de forma que permita garantizar la sostenibilidad, continuidad y
calidad del servicio regulado. Se proyecta utilizando el método de
actualización por índices, con excepción de gastos particulares que se
actualizan mediante criterios definidos en la apartado 3.1.2.
Admin = Gastos Administrativos. Representa la proporción de los gastos de
unidades o departamentos de apoyo asignados al sistema de transmisión (estos se
distribuyen a los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado
público y otros servicios no regulados). Se proyecta utilizando el método de
actualización por índices con excepción de gastos particulares que se
actualizan mediante criterios definidos en la apartado 3.1.2.
GP = Gastos por Gestión Productiva. Son los costos en que incurren las
áreas de apoyo y soporte del sistema de transmisión para el desarrollo normal
de su gestión técnica y administrativa. Estos costos no pueden ser asignados directamente
al activo productivo, motivo por el cual se presentan en el Estado de
Resultados como parte del costo del servicio, pero en una línea individual. Se
proyecta utilizando el método de actualización por índices.
EP = Gastos por Estudios Preliminares. Gastos incurridos en las fases
preliminares de los proyectos, en la cual se desconoce si estos se van a
ejecutar. Incluye las actividades relacionadas con la identificación y
prefactibilidad de los posibles proyectos u obras a construir. Se proyecta utilizando
el método de actualización por índices.
EPI = Gastos por estudios de Preinversión. Son los gastos incurridos en la
fase de preinversión de los proyectos, en la cual se desconoce si estos se van
a ejecutar. Incluye las actividades relacionadas con la factibilidad de los
posibles proyectos u obras a construir. Se proyecta utilizando el método de
actualización por índices.
COP = Gastos complementarios de operación. Son aquellos gastos en los que
incurre la empresa para garantizar la calidad en la construcción y operación de
obras propiedad de terceros, los cuales no se consideran ni estudios
preliminares ni de preinversión; asimismo, aquellas transacciones que de
acuerdo con su naturaleza no se considerancomo parte de las demás partidas de
costos y gastos de operación. Se proyecta utilizando el método de actualización
por índices.
= Canon de regulación. Monto autorizado por la
Contraloría General de la República (CGR), como pago por los servicios de
regulación. Es la suma por concepto de canon de regulación y de calidad. Para
su asignación, se considera la contribución porcentual de los ingresos de cada
sistema respecto a los ingresos totales. Cuando sea necesario se considerará su
actualización por vía extraordinaria (ver apartado 6).
D = Gasto por depreciación: monto resultante de aplicar el método de
depreciación según las tablas de depreciación establecidas por Aresep. Para cualquier
otro caso en que no se encuentre la información requerida, para aplicar el
método de depreciación, se recurrirá a revisar las tablas equivalentes del
Ministerio de Hacienda y en último caso las especificaciones técnicas de la
casa fabricante del activo en cuanto a vida útil y valor de rescate.
= Gastos por partidas amortizables. Corresponde a software y licencias
según la vida útil, tiempo en uso y monto de adquisición. En general,considera
la amortización de intangibles (ver apartado 3.1.2).
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos. En esta cuenta se registran
las pérdidas incurridas al retirar un activo productivo (ver apartado5.3.2).
SG = Gasto por seguros. En esta cuenta se registran los contratos de
seguros (apartado 3.1.2).
= Arrendamientos. Monto total de los gastos
por ese concepto, según los contratos vigentes. En lo que respecta a mecanismos
de financiamiento no tradicional de proyectos, éstos serán reconocidos según lo
establecido en el artículo 31 de la Ley 7593.
MER = Gastos administrativos del Ente Operador Regional-Comisión Regional de
Interconexión Eléctrica (EOR-CRIE). En este rubro se encuentran los cargos
complementarios y los cargos por servicios del EOR y la CRIE y otros cargos del
Mercado Regional aprobados por la CRIE. Se calcula utilizando los criterios
establecidos en la apartado 3.1.2.
OMS = Gastos del operador de mercado. Son los gastos del operador de
mercado/operador del sistema nacional, los cuales deben identificarse de forma
separada una vez que se defina su forma de financiamiento.
La forma de cálculo de estos gastos dependerá de los rubros que sean
incluidos.
La proyección de los costos indicados anteriormente se realiza mediante dos
tipos de métodos: (i) actualización de índices local o externo, según el origen
del gasto correspondiente para la mayoría de los rubros de gasto; o (ii)
utilizando criterios específicos para algunos rubros en particular, según se
detalla en los apartados subsiguientes.
La Aresep revisará y validará la justificación presentada por el
operador para cada una de las cuentas, así como, el análisis histórico de cada
uno de los rubros incluidos en éstas. Para toda la información anterior, se
utiliza el último estado financiero auditado o disponible del operador o
cualquier otro tipo de información que disponga la Intendencia de Energía
mediante un sistema de Contabilidad Regulatoria.
3.1 Metodología de proyección de costos y gastos de operación,
mantenimiento y administración.
Los costos y gastos de operación, mantenimiento y administración son
proyectados según el método de actualización por índices indicado en la
presente metodología (ver apartado 3.1.1).
Pueden proyectarse aumentos superiores al generado por la actualización
por índices, siempre y cuando se adjunte una debida justificación técnica y
financiera detallada al respecto y relacionada con el servicio público que se
está tarifando, la cual debe ser validada por Aresep.
La desagregación de las cuentas de OyM y Admin debe ser al
menos como la utilizada para carácter presupuestario, es decir, debe contener:
remuneraciones, servicios, materiales y suministros, transferencias y
contables. Estas cuentas se desagregaran en sus respectivos rubros, hasta tanto
la Aresep no defina un listado de cuentas.
La actualización por índices de precios planteada en la apartado 3.1.1
no aplica para la cuenta de remuneraciones, contratos a terceros u otros rubros
a los que pueda reconocérseles un índice específico de actualización emitido
por la entidad pública correspondiente.
3.1.1 Actualización por índices de costos y gastos de operación,
mantenimiento y administración.
Las actualizaciones se realizan utilizando el índice que mejor se
ajusten al gasto que se está analizando, lo cual deberá ser justificado y
obedecer a una variación de éstos en el tiempo.
Según la naturaleza de la cuenta, se podrá aplicar tres tipos de
actualizaciones, una totalmente local, una totalmente externa o una que sea una
combinación del componente local y externo, que dependerá de las proporciones
de cada uno de los componentes local y externo del gasto.
Índice de actualización local
Se aplica cuando los gastos se efectúan dentro del país y no son
afectados por variaciones del tipo de cambio o inflación externa. El factor de
actualización local se obtiene según la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario
t = Periodo anterior al del ajuste tarifario.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐿,𝑡+1
=
Índice de precios promedio. Es el índice de precios local, estimado promedio
del año para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝑡 = Índice de precios promedio.
Es el índice local del año anterior.
Obtenido como una media aritmética simple del índice de precios mensual
del año anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
L = Local.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico (más actualizado). Los valores reales
utilizados serán los publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos
(INEC). En otros casos se utiliza la variación
interanual del
índice al último mes disponible de información.
Índice de
actualización externo
Se aplica el factor
de actualización externo cuando los rubros de los gastos estén vinculados
con compras en el exterior
o que tengan un alto componente externo, en este caso el factor
pondera la variación
en el tipo de cambio (colones se deben convertir a dólares) y la inflación
externa. El cálculo se realiza de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Periodo anterior al del ajuste tarifario.
E = Externo
𝐹𝐴𝐸 = Factor de
actualización externo para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡+1
=
Índice de precios promedio. Es el índice de precios promedio externo estimado,
para t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡
=
Índice de precios promedio. Es el índice externo del año anterior.
Obtenido como una media aritmética simple del índice de precios mensual
del año anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado.
Estimaciones de la IE correspondiente a t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de
Venta (CRC/USD) establecido por el Banco Centralde Costa Rica (BCCR). Calculado
como la media aritmética diaria de los últimos 12 meses disponibles del periodo
t.
Para el índice de precios externo se recurrirá a los índices de precios
de los Estados Unidos de Norteamérica, los datos se toman de la página web del
Bureau of Labor Statistic (http://www.bls.gov) de los Estados Unidos de
Norteamérica. Se seleccionará el índice de precios representativo de los gastos
que se actualizan para lo cual se deberá aportar la respectiva justificación
técnica. Para la proyección se utiliza la variación interanual del índice al
último mes disponible de información.
Índice de actualización compuesto:
Los índices de actualización calculados anteriormente son ponderados de
acuerdo con la participación relativa del componente local y externo de gasto
estimado mediante la siguiente fórmula:
Donde:
𝐼𝐴𝐶
= Índice de
actualización compuesto.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local.
%𝐿𝑔
=
Participación relativa del componente local de gastos.
𝐹𝐴𝐸 = Factor de
actualización externo.
%𝐸𝑔
=
Participación relativa del componente externo de gastos.
L = Local.
E = Externo.
El operador definirá el porcentaje de participación relativa entre el
componente interno y externo, para lo cual, en cada caso, periódicamente deberá
realizar las actualizaciones correspondientes de estos componentes e indicar
los criterios empleados en la ponderación y adjuntar la respectiva
justificación técnica.
3.1.2 Criterio para la actualización de gastos particulares
Para los siguientes rubros se utiliza un método de actualización
distinto al definido en el apartado 3.1.1. Los criterios utilizados para su
cálculo son los siguientes:
OyM y Admin: Para la proyección se utiliza el índice de precios que mejor se adapte
al gasto o costo específico que se esté estimando. Todos los costos y gastos
deben ser justificados, independientemente de su comportamiento. Para los
costos o gastos quesean no recurrentes, se verifica que en realidad lo sean y
que estén justificados, si la justificación aportada por la empresa no
demuestra su relación con el servicio se excluyen. Las partidas no recurrentes
deben ser claramente identificadas en la propuesta tarifaria.
Gastos por salarios. Incluye los montos por remuneraciones salariales y
las cargas sociales asociadas. Se calcula según el decreto de salarios mínimos
o la política salarial que disponga la empresa. Esta última debe ser aportada
por la empresa y justificarse técnica, legal y financieramente. Las empresas
reguladas deben presentar el rubro de salarios (salarios base y sus
componentes, cuando corresponda), y las cargas sociales separados en el estado
de resultados tarifario. Además, deberán de presentar la conciliación de
salarios con los reportados a la CCSS. Si estos registros afectan a otros
sectores, debe aportarse información para estos.
Nuevas contrataciones. El tope máximo del crecimiento de la planilla
estará definido por el porcentaje de crecimiento de las ventas en unidades
físicas del servicio regulado, su área de cobertura y número de usuarios. El
incremento a reconocer como plazas nuevas se obtiene del producto de la
cantidad de empleados existente, multiplicada por el porcentaje de crecimiento
del servicio regulado. Para calcular el salario que se aplicará a esas plazas nuevas,
se tomara la media aritmética simple del salario correspondiente a los nuevos
puestos solicitados en el estudio tarifario. En el caso de que exista un
decrecimiento en las ventas en unidades físicas del servicio regulado, se
podrán incluir plazas nuevas en el cálculo tarifario sujeto a la presentación
de
la respectiva justificación técnica, la cual será analizada por la
Aresep.
Contratos a terceros. Se incorpora una vez que se justifique y
demuestre la razonabilidad del monto indicado en el contrato, y se valoran los
pagos establecidos con base en criterios técnicos y las fórmulas de ajuste. En
estos casos, se revisa el contrato aportado, su vigencia, la forma de las
actualizaciones y los montos. De lo contrario, se mantiene el mismo valor del
año base utilizado en la estimación tarifaria.
Gastos administrativos (Admin): La empresa debe de aportar la propuesta
debidamente justificada que contenga los diferentes conductores para la
distribución del gasto, de lo contrario Aresep definirá la forma general de
distribuir los costos para el análisis tarifario respectivo.
La empresa establecerá previamente una metodología justificada de
distribución del gasto, en la cual utilizará distintos conductores según
lanaturaleza de la partida, entre ellos:
1. Ingresos
2. Cantidad de funcionarios
3. Metros de área utilizados
4. Salario de la mano de obra
5. Demanda de servicios
6. Nivel económico de adquisición de bienes y servicios
7. Otros
Cualquier otro conductor de distribución de gasto que empleen los
operadores deberá ser justificado mediante un estudio técnico y avalado por la
Aresep.
Gasto por seguros (SG): Las empresas deben adjuntar el detalle de activos
asegurados, con las características de las pólizas. Las primas que se pagan por
los seguros se proyectan según el promedio histórico de los 2 años calendario
anterior a la presentación del estudio. Cualquier ajuste debe ser justificado
técnicamente; y las obras que se pretenden asegurar deben estar contempladas en
el Plan de Inversiones respectivo. En caso de existir obras nuevas, y
reconociendo que el valor de las primas depende de las tarifas del ente
asegurador, se proyecta mediante la razón entre el promedio de la prima
obtenida de los últimos 2 años y el promedio del valor asegurado para el
periodo de tiempo de referencia, tomando en cuenta las nuevas obras que
técnicamente se justifiquen.
Gasto por depreciación (D): Se debe utilizar el método de depreciación
lineal, ya que éste supone que el activo sufre un desgaste constante con el
paso del tiempo, para lo cual, se considera el valor del activo y su valor
residual; la base depreciable del activo se distribuye a lo largo de su vida
útil, dicha proporción corresponde al gasto de depreciación en un periodo dado.
La Aresep utiliza tablas de depreciación previamente aprobadas, las cuales
deberán estar disponibles para los entes regulados. Para los activos que no se
encuentran en las tablas de Aresep se utilizan las tablas del Ministerio de
Hacienda disponibles en el "Reglamento a la Ley de Impuesto sobre la Renta"
(Decreto N° 18455-H) y en última instancia se utilizan las indicaciones del
fabricante. De la información aportada, debe ser posible identificar la
depreciación por tipo de activo.
Gastos por partidas amortizables (Pa): La empresa deberá de
aportar la vida útil, el monto indicado y la fecha de adquisición del activo,
así como, la justificación técnica de su comportamiento y su relación con el
servicio que se está regulando. En el caso que no se adjunte dicha información,
se utilizará una vida útil de 3 años, siempre y cuando sea un tiempo razonable
para el activo que se analiza.
Gastos por pérdidas de retiros de activos (GPer). Este gasto se
obtiene de la base tarifaria y corresponde a: los retiros al costo más los retiros
revaluados, deduciendo la depreciación de los retiros al costo y la
depreciación de los retiros revaluados. Según lo indicado en el apartado 5 de
la sección VII.
Arrendamientos (AR). Se establecen según los contratos vigentes y que
entrarán en funcionamiento durante el periodo de análisis.
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
AR = Monto por concepto de arrendamientos.
CU,i = Cuota. Se refiere a la cuota de arrendamiento mensual por la línea de
transmisión.
$ = Expresa cifras indicadas en dólares.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
correspondientes al periodo t+1.
lt = Líneas de gtransmisión.
i = índice de mes.
n = Cantidad de meses.
g = Cantidad de líneas arrendadas.
Mercado Eléctrico Regional (MER). Gastos administrativos del Ente Operador
Regional (EOR) y Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). Son la
suma de los gastos por concepto de cargos por servicios del EOR y la CRIE y los
gastos complementarios:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐺𝐴𝑀𝐸𝑅𝑡+1 = Gastos
administrativos MER para el periodo t+1.
𝐸𝑂𝑅𝐶𝑅𝐼𝐸𝑡+1 = Costos EOR y CRIE
estimados para el período t+1 (ver fórmula 23).
𝐶𝐶𝑡+1 = Cargo
complementario estimados para el período t+1 (ver fórmula 25).
𝑂𝐺𝑀𝐸𝑅
= Otros
gastos del Mercado Eléctrico Regional, los cuales serán determinados por los
entes regionales.
MER = Mercado Eléctrico Regional.
Los gastos por concepto de cargos por servicios del MER se calculan
utilizando la metodología definida y aprobada por la Comisión Regional de Interconexión
Eléctrica según la resolución CRIE-01-2009 o cualquiera que la sustituya. Para
esto se utilizan las publicaciones mensuales del Documento de Transacciones
Económicas Regionales (DTER), publicadas en la página oficial del Ente Operador
Regional. De estos documentos se obtiene un cargo total pagado por mes por
Costa Rica por servicios de CRIE y EOR y la demanda mensual del país, con la
información anterior se obtiene un precio. De la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐸𝑂𝑅𝐶𝑅𝐼𝐸𝑡+1 = Gastos
administrativos EOR-CRIE. Se refiere a los costos
EOR y CRIE estimados para el período t+1.
DEMCR, kWh, t+1 = Demanda estimada de energía para Costa
Rica. Comprende las ventas totales realizadas por el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) por parte del sistema de generación (Incluye generación
propia y compras a generadores privados) para el período t+1.
P t+1 = Precio o cargo estimado por servicio del
EOR-CRIE. Se obtiene del cociente entre los costos reales en dólares por
concepto de servicios de EOR-CRIE y la demanda real del país (DEMRCR;
I)
para el período t+1 (ver fórmula 24).
CR = Costa Rica
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado.
Estimaciones
de la
IE correspondientes para el período t+1.
kWh = Kilovatio hora.
El precio estimado o cargo estimado por servicio del EOR-CRIE se obtiene
mediante la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Pt+1 = Precio o cargo estimado por servicio del EORCRIEí para el periodo t+1.
𝐶𝑇𝐸𝑂𝑅𝐶𝑅𝐼𝐸𝐶𝑅,𝑖
= Son
los costos totales reales incurridos por cargos por servicios del EOR y la CRIE
obtenidos de la información del Ente Operador Regional de los documentos DTER.
𝐷𝐸𝑀𝑅𝐶𝑅,𝑖
=
Demanda de energía real en kWh, obtenida de la información disponible por parte
del Ente Operador Regional de los documentos DTER. Comprende las ventas totales
realizadas por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) por parte
delsistema de generación (Incluye generación propia y compras a generadores
privados).
CR = Costa Rica.
i = índice de mes.
n = Cantidad de meses.
Cargos complementarios
El cargo complementario se fundamenta en la Ley N° 9004 (La Gaceta N°
224 del 22 de noviembre del 2011) de aprobación del Segundo Protocolo al Tratado
Marco del Mercado Eléctrico de América Central, según el cual la remuneración
por la disponibilidad y uso de las redes regionales será cubierta por los
agentes del Mercado de acuerdo a la metodología aprobada por la Comisión
Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), siendo el ICE el único agente por
Costa Rica autorizado. Este cargo se mantendrá hasta que se pague la línea
SIEPAC en su totalidad. Su cálculo se realiza de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐶𝐶𝑡+1 = Cargo
complementario estimado para el periodo t+1.
𝑃𝐼𝑁
=
Precio de interconectores. Los interconectores son las líneas de interconexión
entre países, éstas se encuentran definidas por la CRIE (ver fórmula 25.1).
𝐷𝐸𝑀𝑅𝐶𝑅,𝑖
=
Demanda de energía real en kWh, obtenida de la información disponible por parte
del Ente Operador Regional de los documentos DTER. Comprende las ventas totales
realizadas por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) por parte del
sistema de generación (Incluye generación propia y compras a generadores
privados).
𝑃𝑁𝐼
=
Precio de no interconectores.Uso de las líneas que no son de interconexión, es
decir, tramos internos, éstas se encuentran definidas por la CRIE. (ver fórmula
25.2).
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado.
Estimacionesde la IE correspondientes para el período t+1.
CR = Costa Rica
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
El cálculo para el precio de interconectores
se define de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝑃𝐼𝑁 = Precio de
interconectores. Los interconectores son las líneas de interconexión entre
países, éstas se encuentran definidas por la CRIE.
CCI = Cargo por uso de las líneas de interconexión entre países, es decir,
que las usan todos los países, éstas se encuentran definidas por la
CRIE. Se obtienen de información del Ente Operador Regional de los
documentos DTER
DEMPt+1 = Demanda de energía proyectada para el periodo que estará vigente la
tarifa. Se obtiene como el producto de la demanda regional real y el crecimiento
de las ventas totales del ICE esperado para el período t+1.
El precio de no interconectores se define de
la siguiente manera:
Donde:
𝑃𝑁𝐼
Precio
de no interconectores. Uso de las líneas que no son de interconexión, es decir,
tramos internos, éstas se encuentran definidas por la CRIE.
𝐶𝐶𝑁𝐼𝑖 = Cargo complementario
no interconectores (para Costa Rica) por uso de las líneas que no son de
interconexión, es decir, tramos internos, éstas se encuentran definidas por la
CRIE. Se obtienen de la información del Ente Operador Regional en los
documentos DTER.
𝐷𝐸𝑀𝑅𝐶𝑅,𝑖
=
Demanda de energía real en kWh, obtenida de la información disponible por parte
del Ente Operador Regional de los documentos DTER. Comprende las ventas totales
realizadas por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) por parte del
sistema de generación (Incluye generación propia y compras a generadores
privados).
Los otros cargos que puedan existir por concepto del Mercado Eléctrico
Regional, serán calculados de la manera que sea aprobada por los entes
reguladores regionales.
4. RÉDITO PARA EL DESARROLLO
La base tarifaria está compuesta por el activo fijo neto en operación
revaluado promedio y el capital de trabajo de la empresa. Sobre la base
tarifaria se reconoce el rédito al desarrollo, con el objetivo de incentivar la
reinversión de recursos y garantizar el suministro futuro del servicio
eléctrico en calidad y cantidad óptima mediante la inversión en el servicio
regulado.
El rédito para el desarrollo se obtiene mediante la aplicación de dos
modelos:
Costo Promedio Ponderado del Capital (Weigh Average Cost of Capital,
WACC por sus siglas en inglés)
Modelo de Valoración de Activos de Capital (Capital Asset Pricing Model,
CAPM por sus siglas en inglés)
4.1. Costo promedio del Capital
El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo mediante el método
del costo promedio ponderado del capital se realiza mediante la aplicación de
la fórmula:
Donde:
Rk = Tasa de rédito para el desarrollo.
rd = Costo del endeudamiento: valor de las
obligaciones con costo financiero. Se obtiene del promedio ponderado de la tasa
de interés delos pasivos con costo de la empresa con corte al último periodo
contable del que se disponga información con el correspondiente detalle.
𝑡𝑖
= Tasa
impositiva. Se supone igual a cero (0), según acuerdo 15-149-99de la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto
de 1999) o lo que en su momento disponga la Junta Directiva.
ke = Costo del capital
propio (ver fórmula 27).
VD = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de transmisión. Se obtiene del último estado financiero
auditado disponible.
VCP = Valor del capital propio o patrimonio. Es el valor del patrimonio del
sistema de transmisión del último estado financiero auditado.
A = Definido como la sumatoria de la deuda más
el patrimonio (VD+VCP), según el último estado financiero auditado.
4.1.1 Modelo de Valoración de Activos de Capital (modelo CAPM)
El método CAPM estima el costo del capital propio (ke) se basa en
considerar que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con
el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes componentes: el
riesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo sistémico) y el
derivado de las inversiones específicas (riesgo específico).
El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada
industria. Se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por el
Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de New York, en la dirección de
Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El CAPM se mediante el siguiente
procedimiento:
Donde:
ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital propio (Costo de capital
propio).
Kl = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de
inversión que no tiene riesgo para el inversionista.
βa = Beta apalancada de
la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidadde un activo determinado y la
rentabilidad del mercado. Se denomina"apalancada" ya que se ha
ajustado para considerar que parte de la inversión se financia con deuda. En su
cálculo se utiliza el betadesapalancado (βd).
PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de
riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.
El beta apalancado se denomina "apalancada" cuando parte de la
inversión se financia con deuda y se obtiene de la siguiente fórmula:
Donde:
βa = Beta apalancada.
βd = Beta
desapalancada.
VD/VCP = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del
apalancamiento financiero)
ti = Tasa impositiva. Es la tasa de impuesto sobre la renta.
Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad
sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por
riesgo, beta desapalancada y apalancada, relación entre deuda y capital propio,
y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de ellos es la
siguiente:
Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del
Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el
mismo período demaduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está
disponible en la páginade internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos,
en la dirección de internet:
http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.
Beta desapalancada (βd): se utilizan los valores del beta desapalancado
del sector denominado "Utility (General)". Esta variable se
empleará para el cálculo del beta apalancado de la inversión.
Prima por riesgo (PR): Se empleará la variable denominada "Implied
Premium (FCFE)".
Los valores para las variables indicadas en la fórmula 27, con excepción
de la tasa libre de riesgo se obtendrán de la información publicada por el Dr.
Aswath Damodaran, en la dirección de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.
Estas variables serán utilizadas de manera consistente, en cuanto a
extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones
(una observación por año, correspondiente al promedio anual publicado) y el
cálculo del promedio (promedio aritmético simple de las 5 observaciones
correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de
información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no
sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5
observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 años pero que
sea igual para todas las variables.
Relación entre deuda y capital propio (VD/VCP): Se estima con la
fórmula VD/VCP = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento
financiero. Para este cálculo se utilizará los datos incluidos en la
fórmula 26.
Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas
jurídicas con fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos
sobre la renta -la tasa marginal mayor- establecida y actualizada vía decreto
por el Ministerio de Hacienda.
a-) Ajuste de la tasa de rédito para el desarrollo en casos para los
cuáles la solicitud tarifaria es menor a un año
Cuando se realiza y analiza un estudio de fijación tarifaria para un
período de tiempo menor a un año, la rentabilidad se ajustará de la siguiente
manera:
En donde:
𝑅𝑘𝑟
= Tasa
de rédito al desarrollo a reconocer para el nuevo ajuste tarifario.
𝑅𝑘;𝑣
= Tasa
de rédito al desarrollo con tarifas vigentes.
𝑅𝑘;𝑒
= Tasa
de rédito al desarrollo estimada, obtenida de acuerdo a lo
establecido en fórmula 27.
nm = Número de meses en que las nuevas tarifas estarán vigentes.
5. BASE TARIFARIA
La base tarifaria se calcula como sigue:
Donde:
BT = Base tarifaria.
AFNORP = Activo fijo neto en operación revaluado promedio (ver fórmula 30).
CT = Capital de trabajo (ver fórmula 42).
5.1 Activo fijo neto en operación revaluado promedio
El activo fijo neto en operación revaluado promedio, se obtiene como una
media aritmética simple del a-) activo fijo neto en operación revaluado según
el último estado auditado o el disponible o calculado mediante este último
cuando el periodo de fijación es posterior al año en que se analiza la misma y;
b-) el activo fijo neto en operación revaluado estimado al mes de diciembre del
periodo en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia conla
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último
Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
dispongala Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORP = Activo fijo neto en operación revaluado promedio.
AFNORt = Activo fijo neto en operación revaluado al inicio del periodo t (ver
fórmula 31).
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado estimado al mes de diciembre
del periodo t+1 (ver Fórmula 32).
La empresa tiene la obligación de valuar sus activos tal como lo
establece la normativa vigente, considerando el valor razonable de estos. En
los casos que la aplicación de las fórmulas del apartado 5.1.1 y 5.1.2 del Activo
fijo neto en operación revaluado, muestre saldos que superan de forma
significativa el valor razonable del activo, se debe de revelar adecuadamente
en los estados financieros e informar a la Intendencia de Energía, así como
proceder a realizar el ajuste en libros que corresponda para corregir las
desviaciones que surjan entre el valor revaluado y el valor razonable.
Esta fórmula se utiliza para determinar la base tarifaria en las
solicitudes de ajuste tarifario que se presentan a la Intendencia de Energía,
las formas de cálculo de sus variables podrían modificarse cuando entre en
vigencia la contabilidad regulatoria.
5.1.1 Activo fijo neto en operación revaluado (AFNORt)
El activo fijo neto en operación reevaluado
se calcula de la siguiente forma:
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.AFNORt
= Activo fijo neto en operación revaluado del periodo t.
AFCt = Total de activos fijos al costo del servicio de transmisión eléctrica,
en elperiodo t.
AFRt = Total de activos fijos revaluados del servicio de transmisión
eléctrica,en el periodo t.
DCt = Depreciación del activo al costo, en el periodo t.
DRt = Depreciación acumulada de los activos revaluados, en el periodo t.
5.1.2 Activo fijo neto en operación revaluado al mes de diciembre del
periodo en el que estará vigente el ajuste tarifario 
Para el cálculo del activo fijo neto en operación revaluado al mes de
diciembre del periodo en el que estará vigente el ajuste tarifario, se procede
de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período de tiempo en el que estará vigente el ajuste tarifario y por
lo tanto del Estado Financiero o disponible para el servicio regulado (saldo
final) o lo que disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado del
periodo t+1.
AFCt+1 = Total de activos fijos al costo del servicio de transmisión, del
periodo t+1 (ver fórmula 32.1).
AFRt+1 = Total de activos fijos revaluados del servicio de transmisión,
obtenido del último (ver fórmula 32.2).
DCt+1 = Depreciación acumulada del activo al costo (ver fórmula 36).
DRt+1 = Depreciación acumulada de los activos revaluados (ver fórmula 49).
El activo fijo al costo se calcula de la
siguiente manera:
En donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación
esposterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación
tarifario.
AFCt+1 = Activo fijo al costo al mes de diciembre del periodo t+1.
AFCt = Activo fijo al costo al inicio del año según el último estado auditado
o eldisponible o calculado mediante este último cuando el periodo defijación es
posterior al año en que se analiza la misma.
AD = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de ejecución
histórico del plan de inversiones respectivo.
RActo = Retiro de activos al costo (ver apartado 5.3 referente a los criterios
parael retiro de activos).
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo.
El activo fijo revaluado se calcula de la
siguiente manera:
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
AFRt+1 = Activo fijo revaluado al mes de diciembre del periodo t+1.
AFRt = Activo fijo revaluado al inicio del año según el último estado
auditado o el disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de
fijación es posterior al año en que se analiza la misma.
RAr = Retiros de activos revaluado.
Rev = Revaluación de activos del periodo que estará vigente la tarifa
(verfórmula 32.3).
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado.
Revaluación de activos:
El procedimiento seguido para la revaluación
de activos es el siguiente:
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
Rev = Revaluación de activos del periodo que estará vigente la tarifa.
IR = Índice de revaluación. Se refiere al índice de revaluación de
activoslocal, externo o compuesto según corresponda.
AFCt = Activo fijo al costo, en el periodo t.
AFRt = Activo fijo revaluado, en el periodo t.
RActo = Retiro de activos al costo.
RAr = Retiros de activos revaluado.
TActo = Traslado de activos al costo.
TAr = Traslado de activos revaluados.
cto = Al costo.
r = Revaluado.
La revaluación de activos se calcula aplicando el índice de
revaluación a los activos fijossegún su origen nacional, extranjero o
compuesto. Para cada caso se calcula un índiceespecífico, cuyas fórmulas son
las siguientes: Índice de revaluación componente local:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período anterior en el que estará vigente el ajuste tarifario
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IPCRt = Índice de precios de Costa Rica representativo del activo al mes de
diciembre del periodo t.
IPCRt+1 = Índice de precios de Costa Rica representativo del activo al mes de
diciembre t+1.
L = Local.
= Porcentaje de
componente del gasto local.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico (más actualizado). Mientras que la
información real del índice se obtiene del Instituto Nacional de Estadística y
Censos (INEC).
Í ndice de revaluación
para activos de origen externo
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el
estudio de fijación tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
IPUSAt = Índice de precios de Estados Unidos representativo del activo al mes
de diciembre del periodo t.
IPUSAt+1 = Índice de precios de Estados Unidos representativo del activo al mes
de diciembre del periodo t+1.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
Correspondiente a diciembre del periodo t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) establecido por el Banco Central de
Costa Rica (BCCR). Calculado como la media aritmética diaria de diciembre del
periodo t.
% Ce = Porcentaje de componente del gasto externo.
E = Externo.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
de Estados Unidos o el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos se
utiliza como fuente para la información real el Bureau of Labor Statistics de
USA. Índice compuesto de revaluación para activos:
Donde:
IRcom = Índice de revaluación compuesto.
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
L = Local.
E = Externo.
com = Compuesto.
Depreciación al costo 
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
DCt+1 = Depreciación al costo, al mes de diciembre del periodo t+1.
DCt = Depreciación al costo, al mes de diciembre del periodo t.
RDcto = Retiro de activos depreciados al costo.
Dep = Depreciación (ver fórmula 37).
TDcto = Traslados depreciados al costo.
cto = Al costo.
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
Dep = Depreciación.
TDA = Tasa de depreciación del activo (ver fórmula 38).
AFCt = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de
ejecución histórico en el periodo t.
RActo = Retiro de activos al costo.
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo.
Tanto las adiciones de activos como los retiros se ponderan por 0,5 dado
que se desconoce en qué momento del año se realizarán.
La tasa de depreciación de cada activo se
calcula de la siguiente forma:
Donde:
TDA = Tasa de depreciación del activo
VAR = Valor de rescate
VU = Vida útil
Depreciación acumulada revaluada 
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación
esposterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación
tarifario.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
DRt+1 = Depreciación acumulada revaluada, al mes de diciembre del periodo t+1.
DRt = Depreciación acumulada revaluada, al mes de diciembre del periodo t.
RAdr = Retiro de activos depreciados revaluados.
Depr = Depreciación revaluada (ver fórmula 40).
Revdr = Revaluación de la depreciación revaluada.
TAdr = Traslado de activos depreciados revaluados.
r = Revaluado.
Calculo de la depreciación revaluada
Donde:
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación esposterior
al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
TDac = Tasa de depreciación.
AFRt = Activo fijo revaluado, al mes de diciembre del periodo w.
RAr = Retiros de activos revaluado.
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado.
Los retiros se ponderan por 0,5 dado que se desconoce en qué momento del
año se realizarán éstas.
Calculo de la revaluación de la depreciación
revaluada
t = Período de tiempo del último estado financiero auditado o el
disponible o calculado mediante este último cuando el periodo de fijación es
posterior al año en que se analiza y realiza el estudio de fijación tarifario.
= Revaluación de la depreciación revaluada.
IR = Índice de revaluación de activos local, externo o compuesto según
corresponda.
DCt = Depreciación al costo, al mes de diciembre del periodo t.
DRt = Depreciación revaluada, al mes de diciembre del periodo t.
RDcto = Retiro de activos depreciados al costo.
RAdr = Retiro de activos depreciados revaluados.
TDcto = Traslados depreciados al costo.
TAdr = Traslado de activos depreciados revaluados.
cto = Al costo.
Para todos los cálculos que se realizan para obtener el activo fijo neto
en operación revaluado al mes de diciembre del periodo en el que estará vigente
el ajuste tarifario . 
Se
analiza y considera:
El Plan de Inversiones vigente.
La capacidad de ejecución del Plan de Inversiones histórica de la
Institución.
El financiamiento aprobado para las inversiones y adiciones programadas en
el Plan de Inversión, así como los requisitos legales, refrendos, permisos
municipales, uso de tierra, etcétera.
Los activos deben responder a dos criterios: útiles para la
prestación del servicio y efectivamente se utilicen en la misma (utilizable).
5.2. Capital de trabajo
El capital de trabajo se estima como el período medio de cobro
multiplicado por el efectivo requerido de operación por día (gastos de
operación, mantenimiento y administración menos las depreciaciones, las
partidas amortizables y los gastos por perdidas de retiros de activos, lo
anterior dividido entre 360). De la siguiente manera:
Donde:
CT = Capital de trabajo.
CxC = Promedio de las cuentas por cobrar de los últimos 3 periodos anuales
auditados de los estados financieros.
ITN = Ingresos correspondientes al servicio de transmisión nacional de energía
eléctrica del periodo de entrada en vigencia del estudio (según el apartado 2
de la sección VII).
COMA = Costos de operación, mantenimiento y administración (según el apartado
3 de la sección VII).
D = Depreciación de activos (según el apartado 3 de la sección VII).
Pa = Gastos por partidas amortizables (según el apartado 3 de la
secciónVII).
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos (según el apartado 3 de la
sección VII).
5.3 Inversiones
El Plan de Inversiones debe ser presentado según el formato de
clasificación de activos establecido por la Intendencia de Energía y
clasificadas en micro y macro inversiones y las sub-clasificaciones
correspondientes. Adicionalmente, se debe justificar la concordancia del Plan
de Inversiones con el Plan
Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*) y el Plan Nacional
de Energía (PNE), cuando corresponda.
(*)(Nota de
Sinalevi: Así modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
Se analiza que las inversiones solicitadas tengan una justificación
técnica y financiera razonable y que éstas tengan un impacto positivo en la
calidad y continuidad del servicio.
También se analiza la razonabilidad de los precios de cada una de las
obras incluidas.
Los montos de inversión avalados por Aresep serán los montos de adición
de activos utilizados para calcular el activo fijo neto. Se podrán adicionar la
totalidad de los activos reconocidos en las inversiones en cada año, si el
promedio del porcentaje de ejecución es un 100%.
5.3.1 Determinación de las adiciones.
La cantidad de adiciones se calcula como la proporción del porcentaje de
ejecución de las inversiones reconocidas por la Aresep:
Determinación del Porcentaje de ejecución
1. En cada estudio tarifario, las empresas deben reportar la cantidad de
obras que construyó o bien la cantidad de equipos que instaló durante el año.
2. Se determina el porcentaje de ejecución anual de inversiones, como el
cociente entre las obras construidas o equipos instalados por la empresa, y la
cantidad de obras o de equipos reconocidos por la Intendencia para ese año.
3. Se calcula el porcentaje de ejecución anual para los últimos cinco
años anteriores al año en consideración en el estudio tarifario vigente y se
calcula el promedio simple de los porcentajes de ejecución de esos últimos
cinco años.
4. El porcentaje de ejecución promedio tiene un tope de un 100%.
5. El valor del porcentaje promedio de los cinco años anteriores es el
porcentaje de ejecución a utilizar. Éste se aplica a la cantidad de obras o de
equipos reconocidos, previa deducción de las cantidades por no tener una
justificación técnica razonable.
6. No se consideran obras o equipos instalados que no hayan sido
previamente reconocidos por la Intendencia, salvo justificación técnica
debidamente sustentada.
Para el análisis de adiciones Aresep deberá realizar visitas de campo a
los diferentes proyectos, con el propósito de verificar montos, ejecución y año
de aprobación.
A las adiciones reconocidas se le aplica una actualización por índices
según el procedimiento establecido en la sección 3.1.1. Esto se utiliza cuando
los precios de las unidades constructivas están referenciados a un año distinto
al que se analiza la solicitud tarifaria. Solo se capitalizará los costos que
formen parte de la adición como tal y que estén previamente justificados y
aprobados por la Intendencia de Energía.
Se deberá justificar y separar en los registros que proporción de las
adiciones corresponden a reposición de activos que se retirarán y que
proporción corresponde a expansión del servicio.
5.3.2 Determinación de los retiros
Los retiros de activos que se registren deben coincidir en monto y
justificación con los incluidos en el apartado 3 de la sección VII, fórmula 17.
Para el caso particular de retiro de activos se consideran los
siguientes criterios:
Las empresas están en la obligación de depurar la base tarifaria, para
ello deben presentar en cada estudio tarifario el detalle de activos retirados
del sistema eléctrico, clasificados por remplazo, deterioro, obsolescencia,
traslados u otros.
En el caso que exista una prevención o disposición que instruya la presentación
de los retiros de activos e información relacionada a esta y la empresa no
cumple las mismas, la IE tiene la potestad de no aceptar los saldos de los
activos, dado que el regulado omite este dato considerado relevante en el
cálculo de la base tarifaria.
Cuando no media prevención o disposición en relación al tema, existe el
criterio de aplicar un porcentaje similar a la depreciación para cada grupo de
activos, por concepto de retiro de activos, tanto en los valores al costo como
revaluado.
Se requiere información y justificación sobre la pérdida o ganancia
contable que estos retiros originan a la empresa, para ser compensados en las
tarifas en la partida de gasto por concepto de "pérdida por retiro de
activos". Este gasto debe ser congruente con los saldos que reflejan los
activos retirados del sistema eléctrico y la transacción que dio origen a su
retiro.
Los retiros se deben presentar para cada grupo de activos, en el periodo
que se retiró o se prevé retirar, indicando los valores del activo al costo,
revaluado y sus respectivas depreciaciones (al costo y revaluado), así mismo,
indicar si el retiro originó una pérdida o ganancia contable en el retiro del
mismo y su ubicación física (identificación del activo anterior al retiro y
justificaciones y comprobantes del retiro o desecho correspondiente, para dar
trazabilidad de los activos). Con la finalidad de que la Aresep pueda realizar
en cualquier momento la supervisión y control necesarios sobre esos activos y
en caso de no responder a la realidad el operador será sancionado tanto a nivel
del efecto en la base tarifaria como en la multa correspondiente por el
incumplimiento dado según lo establecido en la Ley 7593 en su artículo 38.
5.4 Criterios para la clasificación de activos del servicio de transmisión
eléctrica
Para efectos de uniformidad en el manejo ingenieril y contable, se
considerará los criterios establecidos mediante Resolución emitida por la
Aresep en relación a la clasificación, categorías y formato de presentación de
los activos.
6. ACTUALIZACIÓN DEL CANON DE REGULACIÓN POR VÍA EXTRAORDINARIA (CREG)
La variable Creg se refiere al canon de regulación y calidad vigente
para la actividad de transmisión de energía eléctrica en operadores públicos,
el cual es aprobado por la Contraloría General de la República.
El canon de regulación deberá ajustarse extraordinariamente cuando esta
variable cambie. Con ello, se busca dar cumplimiento a lo establecido por la
Contraloría General de la República mediante los oficios 1463 de fecha 12 de
febrero del año 2010 y DFOE-ED-0996 de 15 de diciembre de 2010. En este último
oficio se indica lo siguiente:
"es el criterio actual
de esta Contraloría General, que corresponde a esa Autoridad Reguladora realizar
los cálculos pertinentes para ajustar las tarifas de los servicios públicos, ajustándose a lo establecido en el
artículo 30 de la Ley Reguladora de los Servicios Públicos
N°7593, en cuanto establece que las fijaciones de tarifas de carácter ordinario, al contemplar variaciones de los
factores de costo e inversión, deben ser realizadas de oficio
por la propia Autoridad Reguladora. Para cumplir con lo antes indicado, esa Autoridad Reguladora deberá
documentar, formalizar e implementar las metodologías
necesarias, cuya aplicación será objeto de fiscalización por parte de este órgano contralor, a partir del cobro que hará la
ARESEP del canon de regulación
correspondiente al periodo 2012".
Lo anterior significa, que a partir del año indicado, una vez aprobado
el canon de regulación por parte de la Contraloría, de oficio se deben ajustar
los precios y tarifas de los servicios públicos de carácter ordinario. Por
tanto, para la presente metodología, el canon se actualizará vía extraordinaria
cada vez que la Contraloría General de la República apruebe el monto del mismo
y éste sea publicado en el diario oficial La Gaceta, de tal manera que se
incluirá en la última fijación ordinaria vigente. Este gasto es el único que se
actualiza de los estados de resultado vigentes y con ello se obtiene un nuevo
resultado.
7. OTRAS CONSIDERACIONES
Toda la información requerida para aplicar la presente metodología será
solicitada a las empresas mediante resolución motivada de la Intendencia de
Energía.
II- Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública
realizada el 13 de mayo del 2015, lo señalado en el oficio 101-CDR-2015 emitido
por la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y agradecer
la valiosa participación de todos en este proceso.
III- Instruir a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la
Regulación notificar el oficio 101-CDR-2015 donde constan las respuestas a las
oposiciones presentadas en la audiencia pública.
.
En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la
Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario
de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de
tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso
extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos
señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán
interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el diario
oficial La Gaceta.