AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

RIE-055-2016 DEL 03 DE MAYO DE 2016

APLICACIÓN ANUAL DE LA "METODOLOGÍA TARIFARIA DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN

PRIVADA HIDROELÉCTRICAS NUEVAS"

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ET-029-2016

RESULTANDO

I. Que el 10 de agosto de 2011 mediante la resolución RJD-152-2011, la Junta Directiva de la ARESEP aprobó la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante resoluciones RJD-161-2011 publicada en La Gaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta No. 74 del 17 de abril de 2012 y, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014.

II. Que el 30 de junio de 2015, mediante la resolución RIE-071-2015, el Intendente de Energía (IE) fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados con plantas hidroeléctricos nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 54 de la Gaceta No. 131 del 8 de julio del 2015.

III. Que el 8 de febrero de 2016, mediante resolución RJD-017-2016 publicada en el Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016, la Junta Directiva aprobó la "Modificación de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía eléctrica con recursos renovables".

IV. Que el 07 de marzo de 2016, mediante oficio 0313-IE-2016/118347, la IE solicitó a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), la apertura del expediente y la respectiva convocatoria a audiencia pública para la aplicación anual de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica nuevas", cuya propuesta se encuentra en el oficio 312-IE-2016/118346 (folios 2 a 21).

V. Que el 16 de marzo de 2016, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en el Alcance Digital No. 43 a la Gaceta, así como también en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 7 de abril de 2016 la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia.

VI. Que el 7 de abril de 2016 a las 17:15 horas, se llevó a cabo la respectiva audiencia pública. El 12 de abril de 2016, mediante el oficio 1326-DGAU-2016/120743, la DGAU emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias como resultado de la audiencia mencionada. Se recibió posición válida por parte de: Instituto Costarricense de Electricidad representado por el señor Guillermo Alan Alvarado en condición de apoderado Especial Administrativo cédula de identidad número 6-0162-0455.

VII. Que el 2 de mayo de 2016, mediante el oficio 0585-IE-2016, la Intendencia de Energía, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200.

CONSIDERANDO

I. Que del estudio técnico 0585-IE-2016, citado, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

II. ANÁLISIS DEL ASUNTO

1. Aplicación de la metodología

En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" según la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones aprobadas, incluyendo la más reciente aprobada mediante resolución RJD-017-2016 y la información más reciente obtenida de las fuentes establecidas en dicha metodología.

La fórmula general del modelo, se puede expresar mediante la siguiente ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:

CE + CFC = p * E

Donde:

CE = Costos de Explotación

CFC = Costo Fijo por Capital

P = Precio de la Energía (variable de interés)

E = Expectativas de ventas anuales (cantidad de energía)

Por lo tanto, despejando el precio, tenemos:

p = (CE + CFC) / E

Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.

A continuación se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.

a. Expectativas de ventas (E)

Para estimar la variable denominada expectativas de ventas, que corresponde a la cantidad de energía a vender durante el año, se considera la siguiente ecuación:

E = C * 8760 * fp

Donde:

E = Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía)

8760 = Cantidad de horas de un año (24 horas * 365 días)

fp = factor de planta aplicable según fuente

C = 1 (capacidad unitaria, simplificación del cálculo del modelo)

Según la metodología RJD-152-2011, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se obtendrá a partir de los datos de plantas hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que 20 MW, sobre las cuales la ARESEP posea dicha información. Se usarán únicamente los datos de las plantas del grupo antes mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año.

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria. También, se incluirá la información de factores de planta proveniente de los concursos realizados para adquirir energía, como un dato adicional a la información real utilizada. Con ese propósito, se utilizarán los datos del último quinquenio sobre el cual ARESEP posea información real más los datos de las convocatorias. Para los años 2011 a 2013 se utilizó la información de la resolución RIE-101-2014, mientras que para los años 2014 y 2015 la información de potencia nominal suministrada por el CENCE y de las ofertas recibidas en las convocatorias realizadas por el ICE, ver cuadros adjuntos.

De acuerdo con lo establecido, el valor del factor de planta se calcula de la siguiente manera: para cada uno de los años del quinquenio, se estima un promedio aritmético de los valores de cada planta individual; luego se obtiene el promedio aritmético de los cinco valores resultantes, determinándose de esta manera el dato de factor de planta a utilizar en la fijación tarifaria.

El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica es de 58,36% (ver Anexo No. 1 y Posición del ICE abajo).

b. Costos de explotación (CE)

Entre los costos de explotación se consideran los costos de operación variables y fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.

La metodología aprobada en la RJD-152-2011 indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de una muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

Para la determinación de la muestra del presente estudio se toma un límite de plantas de hasta 50 MW, aunque la metodología no establece un límite de potencia a utilizar, dicho criterio se definió con base en los principios de la ciencia y la técnica dispuestos en los artículos del 15 al 17 de la LGAP, ya que resulta de verificar las bases de datos con que cuenta esta entidad reguladora y de determinar los proyectos con capacidades más cercanas o parecidas a los que se desea tarifar en esta ocasión, siendo los mismos los menores a 50 MW; y por otra parte es consistente con criterios utilizados por esta intendencia en fijaciones de plantas parecidas como por ejemplo las fijaciones tarifarias para generadores de plantas existentes que firman un nuevo contrato con el ICE.

En ese contexto, la muestra utilizada para el cálculo de los costos de explotación consta de 11 plantas, según se indica: los datos de las plantas Echandi, La Garita, Peñas Blancas, Sandillal, Toro I y Toro III se tomaron del Informe de Costos del Sistema de Generación del 2015 (sin Estados Financieros Auditados) del ICE; la información de las plantas Cubujuquí, El Ángel y Sigifredo Solís se toman de las fijaciones tarifarias a generadores privados que ha realizado la Autoridad Reguladora en los últimos años (datos considerados como promedio del 2011, excepto para Cubujuquí, que es un dato de enero 2013); y la información de Suerkata de 2014 y Vara Blanca de 2015 se tomó de los estados financieros auditados proporcionadas por las empresas a ARESEP.

Se incluye la planta Toro III de conformidad con el acuerdo 07-27-2015 del acta de sesión extraordinaria de la Junta Directiva celebrada el 22 de junio de 2015, en el cual la Junta Directiva de la Aresep le solicitó a la IE, "valorar la inclusión de la Planta Toro III en la determinación de dicho costo en la fijación de la tarifa para los generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta de electricidad con el ICE". Se considera pertinente la inclusión de Toro III, por tratarse de una planta nacional con una potencia menor de 50 MW.

Se excluye la planta Tres Ríos incorporada en anteriores fijaciones, de conformidad con lo comunicados por el ICE por medio del oficio 0510-1077-2015, en el cual indica que realizó el retiro efectivo de este centro de producción debido a que la planta cumplió su vida útil después de aproximadamente 60 años de operación técnica y comercial.

Los datos fueron indexados con el Índice de Precios al Productor de la Manufactura (IPP-MAN)¹ al mes de enero de 2016, y se convierten a dólares del periodo actual con el tipo de cambio de venta promedio de enero de 2016, esto debido a que la tarifa está expresada en esta moneda.

¹ A partir de enero 2015 el Banco Central de Costa Rica suspende el cálculo del índice de Precios al Productor Industrial (IPPI) y pública un índice de precios al productor con una base más reciente, el IPP-MAN; este nuevo indicador le da continuidad a la serie del IPPI.

Con estos datos, el costo de explotación se calculó de la siguiente manera:

i. Se toman los datos de costos de explotación de la muestra de plantas hidroeléctricas que operan en el país, de diferentes capacidades instaladas.

ii. Se hace un ejercicio de regresión para estimar la curva que mejor aproxima la función que relaciona capacidad instalada y costo de explotación.

iii. Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de 10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley N°7200.

iv. En cada fijación tarifaria se incorporan los nuevos datos de costo de explotación que se haya podido obtener, que correspondan a plantas hidroeléctricas que operen en el país.

El costo de explotación (CE) resultante del procedimiento descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica es de 165,96 US$ por kW (ver Anexo No. 2 y 3).

c. Costo fijo por capital (CFC)

Mediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo de la planta.

El CFC depende de las siguientes variables:

i. Apalancamiento

El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las plantas que se pretende tarifar.

Para esa muestra, se calcula el promedio ponderado por capacidad instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utiliza información de financiamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la Aresep. Así las cosas, se cuenta con información de 2 proyectos hidroeléctricos provenientes directamente de la base de datos de la ARESEP y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE.

El IPP-MAN está disponible desde enero 2012 y los niveles para los meses anteriores a esa fecha se calculan mediante un enlace con las variaciones del IPPI.

El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo No. 4).

ii. Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)

El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información indicadas en la resolución RJD-027-2014, siendo estas:

 La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los Estados Unidos, en la dirección de internet:http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

Por lo tanto, el promedio global de la tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,32% (ver Anexo No. 5).

 Prima por riesgo (PR): se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)", la cual está disponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls

Por lo tanto, el promedio simple de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,73% (ver Anexo No. 6).

 Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados "Risk Premiums for the other markets" en donde el riesgo país se denomina "Country Risk Premium". Los valores de esta variable y el beta desapalancado se obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html

Por lo tanto, el promedio simple del riesgo país de los últimos 5 años es de 3,29% (ver Anexo No. 7).

Según lo indica la RJD-027-2014, la fuente de información elegida para las variables descritas anteriormente, será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año, correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de información).

 Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el

apartado denominado apalancamiento (RJD-027-2014).

En este caso se utiliza el apalancamiento calculado en el punto i. anterior, que da como resultado 73,98%.

 Beta desapalancada: El valor de la beta desapalancada (βd) se obtiene de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, pero no es posible utilizar un promedio de los últimos 60 meses debido a que la fuente de información no tiene datos mensuales, ya que sólo calcula un beta con 5 años de datos.

Por esta razón, el beta desapalancado se obtiene como el dato publicado en la página de referencia del beta desapalancado del servicio de electricidad de la industria "Utility General" en los Estados Unidos de América disponible de la página de internet: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html

El uso de dicho indicador ya ha sido analizado en informes anteriores de esta Intendencia, considerando que es el más representativo para el sector eléctrico nacional.

Por tanto, el valor obtenido es de 0,36 (ver Anexo No. 8). Al apalancarlo resulta un valor de 1,08.

 Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la legislación vigente. La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto sobre la Renta, Ley No. 7092.

Por tanto, el nivel de rentabilidad es de 11,79% (ver Anexo No. 9).

iii. Tasa de interés

Se utiliza el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.

El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de febrero 2011 a enero 2016, la tasa de interés mencionada anteriormente obtenida es de 8,95% (ver Anexo No. 10).

iv. Vida económica del proyecto (v)

Según lo establecido en la resolución RJD-152-2011 y RJD-027-2014, para los efectos de este modelo, la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.

v. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato

Según lo establece la resolución RJD-152-2011 y la RJD-027-2014, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.

vi. Edad de la planta

Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.

vii. Monto de la inversión unitaria (M)

El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.

El cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, provenientes de cuatro fuentes de información:

a. La versión más reciente del Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa Regional (GTPIR).

b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de El Ángel (ET-169-2010) y Vara Blanca (ET-185-2010). Para estos datos se calculó los intereses durante el periodo de gracia para que sea comparables con los datos del GTPIR.

Para El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715 según consta en el folio 882 del ET-

169-2010, con una capacidad nominal de 3,85 MW. La inversión reconocida por la ARESEP a Vara Blanca fue de $7 196 016 según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW. Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de inversión calculada (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular el promedio para el año 2011 de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados).

c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley No.7200, esta información actualmente no se tiene disponible.

d. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores privados.

Exclusión de los valores extremos:

Los costos de inversión (indexados a enero 2016) presentan un promedio de 2 899,5 US$/kW. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de la serie de datos. En un rango confeccionado por dos desviaciones estándar por arriba y por debajo del promedio (1 311,4 US$/kW a 4 487,5 US$/kW), se encuentran 4 elementos fuera de estos límites (HO-TABLON con 5 841,3 US$/kW, CR-TORITO con 4 502,0 US$/kW, CRPIEDRAS NEGRAS con 5 521,3 US$/kW y CR-SARDINAL 1 con 5 230,8 US$/kW), lo que se consideran valores atípicos y se recomienda su exclusión de los análisis futuros (ver Anexo No. 11).

De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores, se realizó lo siguiente:

a. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada; esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8 MW, el de 8,1 MW a 12 MW, el de 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.

b. El costo de inversión para cada uno de los proyectos incluidos en la muestra se actualiza con el

Índice al Productor Industrial de Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie WPUIP2310001 del Bureau of Labbor Statistics. Se utiliza este índice por dos principales razones, su conveniencia al tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por consistencia con las anteriores fijaciones tarifarias.

Se obtiene el costo de inversión promedio de las plantas incluidas en cada uno de los grupos. El primer grupo tiene 17 proyectos que en promedio tiene un costo de inversión de 2 711,8 US$ por kW, el segundo grupo contiene 22 proyectos y el promedio de estos proyectos es de 2 649,7 US$ por kW, el tercer grupo tiene 14 proyectos y el promedio es de 2 877,6 US$ por kW, el cuarto grupo

contiene 4 proyectos y el promedio es de 2 627,5 US$ por kW y el quinto grupo tiene 4 proyectos con un promedio de 3 044,9 US$ por kW. Por las características de la muestra, los intereses durante el periodo de gracia se incluyen previamente a los proyectos que no los incluían.

Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria como el promedio aritmético de los valores promedio de cada uno de los grupos de plantas, el cual es 2 782,3 US$ por kW (ver Anexo No. 12).

Asimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo valor es de 0,1258 (ver Anexo no. 13).

Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) multiplicando los dos valores anteriores, el cual es de 349,95 US$ por kW.

d. Definición de la banda

Para establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:

i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado 505,6 US$ por kW.

ii. El límite superior se establece como el costo de inversión promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir, 2 782,3 US$ por kW + 505,6 US$ por kW = 3 287,9 US$ por kW.

iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, en otras palabras, 2 782,3 US$ por kW - 3* 505,6 US$ por kW = 1265,4 US$ por kW.

En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite inferior de esa banda.

e. Cálculo de la tarifa

Una vez calculadas todas las variables, se introducen a la fórmula de cálculo de tarifa de venta y el resultado es 0,1009 US$ por kW, con un máximo de 0,1134 US$ por kW y un mínimo de 0,0636 US$ por kW (ver Anexo No. 14).

f. Estructura horario-estacional:

La estructura horaria estacional que se utilizó es la aprobada por la RJD-152-2011. La estructura tarifaria de referencia para una planta de generación de electricidad hidroeléctrica según los parámetros adimensionales aprobados en la resolución RJD-163-2011, es:

Cuadro No. 1

Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas

(dólares / kWh)

Temporada Alta: Enero a mayo

Temporada Baja: Junio a Diciembre

Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.

g. Moneda en que se expresará la tarifa

Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $).

Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.

h. Ajuste de los valores de la banda tarifaria

Los valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, de conformidad con lo que establece la Ley Nº 7593.

i. Obligación de presentar información

Como se establece mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada. Lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de generación.

j. Aplicación de la metodología

El resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las ventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo 1 de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y deben ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía provenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no existe aún una metodologías específica aprobada por la Autoridad Reguladora. La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no convencionales de energía para las que no exista una metodología específica, es la banda tarifaria que se estime mediante ésta metodología, sin considerar estructura estacional.

[.]

IV. CONCLUSIONES

1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados hidroeléctricos, se obtiene que el factor de planta es de 58,36%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la rentabilidad es del 11,79 %; el costo de explotación es de 165,96 US$ por kW y el costo de inversión promedio es de 2 782,3 US$ por kW.

2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de generación privada hidráulicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,0636 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1009 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1134 US$ por kW.

3. La estructura tarifaria para la generación hidráulica es:

Estructura tarifaria para plantas hidroeléctricas nuevas

(dólares / kWh)

Temporada Alta: Enero a mayo

Temporada Baja: Junio a Diciembre

Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.

[.]

II. Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del estudio técnico 0585-IE-2016, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

1. El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), cédula jurídica número 4-000-042139 representada por el señor Guillermo Alan Alvarado en condición de apoderado Especial Administrativo según demuestra en la certificación adjunta (folios 48 a 50) mediante oficio del ICE 257-234-2016 del 7 de abril de 2016, solicita 4 petitorias:

a) El ICE solicita que se utilice la potencia máxima contratada de cada una de las plantas de la muestra anual para el cálculo del factor de planta promedio, según se indica en el punto N° 1 del documento de la posición.

b) Asimismo, solicita corregir el cuadro correspondiente al cálculo de factor de planta promedio para el año 2015 (pestaña "FP", archivo "Aplicación Tarifaria GPH Nuevas 2016 RJD-152-2011") y utilizar el promedio de 0,62 para el 2015.

c) Por otro lado, solicita revisar los datos proporcionados por las empresas Suerkata S.R.L. y Central Hidroeléctrica Vara Blanca S.A. para que respondan al principio del servicio al costo.

d) Por último, solicita realizar las modificaciones derivadas de los puntos anteriores y corregir los cálculos para determinar la banda tarifaria correspondiente.

Las siguientes son las respuestas a sus argumentos:

a) Se le indica al opositor que, luego del análisis correspondiente de la metodología RJD-152-2011 y sus modificaciones, se recomienda no acoger la primera petitoria de utilizar las placas máximas contratadas en el cálculo del factor de planta, ya que el criterio utilizado por la Intendencia es el que mejor se ajusta a lo establecido en el marco metodológico.

La metodología referida RJD-152-2011 indica: .El factor de planta (fp) de una central eléctrica se define como el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme los valores nominales de planta identificados para los diferentes equipos. (el resaltado no es del original).

Desde el año 2015, esta Intendencia ha venido recopilando una mayor cantidad y calidad de datos acerca de la capacidad instalada de las plantas de generación privada hidroeléctricas por medio de información recibida del CENCE, de tal manera que para la presente fijación tarifaria, la información disponible permite identificar y diferenciar las placas nominales con especto a las placas (máximas) contratadas de las plantas de generación privada

hidroeléctricas de Costa Rica.

Así las cosas, de conformidad con la metodología referida RJD-152-2011 y sus modificaciones, así como también la base de datos disponibles en la ARESEP, se procede a actualizar el cálculo del factor de planta, con los valores de las placas nominales de la muestra de plantas de generación privada hidroeléctrica.

Por lo tanto, en estricto apego a la metodología, se considera que no lleva razón el opositor.

b) Se le indica al opositor que se han revisado y validado los datos de placas y cálculos de factor de planta para cada una de las plantas consideradas en el punto anterior.

c) Se le indica al opositor que en el expediente consta que se han revisado los datos de Gastos Administrativos y Gastos de Operación de los Estados Financieros Auditados para las plantas Suerkata a setiembre 2014 y de Vara Blanca a setiembre 2015, en cuanto a las cuentas que la metodología y la Ley 7593 permite reconocer como parte de los costos de explotación en la fijación tarifaria, por lo que no se recomienda acoger esta petitoria.

Es importante mencionar que, en cuanto a los costos de explotación, la metodología referida RJD-152-2011 dice: [(.) El costo de explotación incluye los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación, gastos financieros, impuestos asociados a las utilidades, o ganancias. (.)] Como se puede observar en el archivo de Excel de esta aplicación tarifaria, se han excluido como costos de explotación aquellas cuentas que no tienen relación con la generación de energía eléctrica con fuente hidráulica.

Con respecto a los montos de las cuentas incluidas, se le indica al opositor que dichos montos corresponden a los Estados Financieros Auditados de ambas empresas.

Por último, se tiene que dichos datos de costos de explotación de Suerkata y Vara Blanca forman parte de un muestreo de datos de costos de explotación de plantas similares a tarifar.

Es decir, los datos de Suerkata y Vara Blanca no están aislados, sino que participan con su peso relativo en el cálculo del costo de explotación promedio para las plantas nuevas privadas de generación hidroeléctrica.

Adicionalmente, se le indica al opositor que, esta Intendencia acaba de terminar la etapa de inducción del proyecto de Contabilidad Regulatoria para los Generadores Privados de energía eléctrica. Dicho proyecto tiene como objetivo transparentar y estandarizar la información del regulado con respecto a la actividad regulada.

d) Se le indica al opositor que se han realizado las modificaciones que se derivan de la aplicación de los puntos anteriores según lo indicado.

[.]

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200, tal y como se dispone. POR TANTO

EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:

I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley  7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por ARESEP, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora, en: una banda inferior (límite inferior) de 0,0636 US$ por kWh, una tarifa promedio en 0,1009 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,1134 US$ por kW, y con una estructura tarifaria de:

Temporada Alta: Enero a mayo

Temporada Baja: Junio a Diciembre

Fuente: Elaboración propia de la Intendencia de Energía de ARESEP.