AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

Mediante acuerdo 05-23-2019, del acta de la sesión 23-2019, celebrada el 14 de mayo de 2019, cuya acta fue ratificada el 21 de mayo del mismo año, la Junta Directiva de la Aresep resolvió dictar la "METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE EXTRAORDINARIO DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD PRODUCTO DE VARIACIONES EN EL COSTO DE LOS COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TÉRMICA PARA CONSUMO NACIONAL Y LAS IMPORTACIONES NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DICTADA POR LA JUNTA DIRECTIVA, (METODOLOGÍA COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN O CVG)", cuyo texto se copia a continuación:

RESOLUCIÓN RE-0100-JD-2019

ESCAZÚ, A LAS ONCE HORAS DEL CATORCE DE MAYO DE DOS MIL DIECINUEVE

 METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE EXTRAORDINARIO DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD PRODUCTO DE VARIACIONES EN EL COSTO DE LOS COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TÉRMICA PARA CONSUMO NACIONAL Y LAS IMPORTACIONES NETAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DICTADA POR LA JUNTA DIRECTIVA.

(METODOLOGÍA COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN O CVG)

EXPEDIENTE OT-010-2017

RESULTANDO:

I. Que el 19 de marzo del 2012, mediante la resolución RJD-017-2012, publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (en adelante Aresep) aprobó la "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo nacional" (en adelante Metodología del CVC), tramitada en el expediente OT-111-2011.

II. Que el 1 de noviembre del 2012, mediante la resolución RJD-128-2012, publicada en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta N° 235 del 05 de diciembre del 2012, se aprobó una modificación a la resolución RJD-017-2012 de la Metodología del CVC.

Esta metodología, se ha aplicado en 21 estudios tarifarios, lo cual ha permitido acumular una significativa experiencia sobre la misma.

III. Que el 6 de junio del 2015, mediante el oficio 1225-IE-2015, la Intendencia de Energía (en adelante IE) remitió a la Junta Directiva una propuesta de modificación a la citada metodología en 5 aspectos. (Folios 07 a 09¹).

¹Esta referencia y las demás mencionadas hasta el Resultando N° XII (inclusive) se refieren al expediente OT-010-2016.

IV. Que el 9 de noviembre del 2015, mediante el oficio DE-016-2015, la Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (en adelante ACOGRACE), solicitó modificar la metodología del CVC. (Folios 13 y 14).

V. Que el 17 de diciembre del 2015, mediante el oficio 1040-RG-2015, el Regulador General (en adelante RG) nombró la Comisión Ad Hoc con el objetivo de "preparar una propuesta de modificación a la metodología tarifaria de Costo Variable de Combustible (CVC)". (Folios 01 y 02).

VI. Que el 04 de enero de 2016, mediante el oficio 005-IE-2016, la IE remitió al RG una nueva propuesta de modificación de la Metodología del CVC. (Folios 132 y siguientes también del OT-10-2016).

VII. Que el 13 de enero del 2016, mediante el oficio 001-RGA-2016, la Reguladora General Adjunta procedió a cambiar la composición de la citada Comisión Ad Hoc.  (Folio 04).

VIII. Que el 22 de enero del 2016, mediante el oficio 01-CCVC-2016, la Comisión Ad Hoc informó a todas las empresas eléctricas afectadas por la metodología del CVC, sobre su designación y sus objetivos, les solicitó remitir el criterio de cada una con respecto a los cambios que se proponen en esta metodología y las invitó a participar de una reunión de coordinación sobre este tema. (Folio 16 y 17).

IX. Que el 18 de febrero de 2016, se realizó una reunión con todas las empresas distribuidoras, la IE y la Comisión Ad Hoc, para que estas empresas, expusieran sus propuestas de cambios a la citada metodología, con el fin de que fueran analizadas por la Comisión (folios 122-123 y folio 153). Algunas de estas empresas, remitieron

posteriormente sus propuestas de cambios por escrito y constan en el expediente OT- 010- 2016. (Folios 64 a 108 y 115 a 120).

X. Que el 28 de abril del 2016 y el 5 de mayo del 2016, mediante las sesiones ordinarias 25-2016 y 26-2016, la Junta Directiva de la Aresep, analizó las propuestas de cambios en la metodología tarifaria planteadas por parte de la Comisión Ad Hoc.

XI. Que el 20 de setiembre del 2016, mediante el oficio 225-CDR-2016, la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación (en adelante CDR), procedió a formalizar un nuevo Equipo Desarrollador "de la nueva propuesta de la metodología tarifaria conocida como Costo Variable de Combustible (CVC)", encomendándosele continuar con la labor realizada hasta ahora por la Comisión Ad Hoc anterior. (Folios 154 y 155).

XII. Que el 28 de octubre de 2016, mediante el oficio 270-CDR-2016/1000-DGAJR-2016, el Equipo Desarrollador remitió al Director General del CDR, el informe con la propuesta de una nueva metodología tarifaria para el "Ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los

combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (CVC)". (Folios 160 a 211).

XIII. Que el 31 de octubre del 2016, mediante el oficio 271-CDR-2016/1526-IE-2016, el CDR y la IE remitieron a la Junta Directiva el informe 270-CDR-2016/1000-DGAJR- 2016, con la propuesta para una nueva metodología tarifaria para el "Ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (CVC)". (Folios 65 a 162²).

²Todas las referencias a folios a partir de este Resultando son del expediente OT-010-2017.

XIV. Que el 12 de enero de 2017, mediante el acuerdo 09-02-2017, del acta de la sesión ordinaria 02-2017, la Junta Directiva resolvió por unanimidad y con carácter de firme:

"(.)

I. Instruir al Departamento de Gestión Documental (DEGD) la apertura del expediente para el trámite respectivo.

II. Instruir a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) que proceda a tramitar la correspondiente audiencia pública en los periódicos de circulación nacional y en el diario oficial La Gaceta.

III. Instruir a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) para que, una vez realizado el proceso de audiencia pública, proceda a analizar y dar respuesta a todas las posiciones presentadas y remitir a esta Junta Directiva la propuesta final de la metodología para su respectiva aprobación final.

(.)."

XV. Que el 16 de enero del 2017, el CDR y la IE mediante el oficio 007-CDR-2017/51- IE-2017, se remitió a la Secretaría de Junta Directiva, la propuesta de la citada metodología tarifaria con los ajustes solicitados y aprobados por los miembros de la Junta Directiva. (Folios 270 a 314).

XVI. Que el 26 y 27 de enero 2017, se publicó la convocatoria a la Audiencia Pública, en el diario Oficial La Gaceta N° 19, y en dos periódicos de circulación nacional: La Teja y La Extra, respectivamente. (Folios 45 a 47).

XVII. Que el 27 de febrero de 2017, se realizó la audiencia pública, para conocer la propuesta de nueva metodología tarifaria, de acuerdo con lo establecido en la Ley 7593, artículo 36 y en el Decreto 29732-MP, artículos 50 al 56.

XVIII. Que el 3 de marzo de 2017, mediante el oficio 0717-DGAU-2017/07072, la Dirección General de  Atención al Usuario, remitió el informe de oposiciones y coadyuvancia, que consta a folios 260 a 262, el cual indicó que se recibieron y admitieron 6 posiciones por parte de:

a. Instituto Costarricense de Electricidad

b. Defensoría de los Habitantes

c. Cámara de Empresas de Distribución de Energía y Telecomunicaciones

(CEDET).

d. Cámara de Industrias de Costa Rica

e. Compañía Nacional de Fuerza y Luz

f. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos

XIX. Que el 16 de marzo del 2017, mediante el oficio 89-CDR-2017/279-DGAJR-2017, el Equipo Desarrollador de la nueva metodología tarifaria, remitió al Director General del CDR la propuesta y análisis de posiciones, una vez realizada la respectiva audiencia pública.

XX. Que el 16 de marzo del 2017, mediante el oficio 90-CDR-2017/331-IE-2017, el CDR y la IE remitieron a la Junta Directiva el informe final de la propuesta de la nueva metodología tarifaria y el respectivo análisis de posiciones.

XXI. Que el 6 de abril de 2017, mediante el oficio 360-DGAJR-2017, la Dirección General de Asesoría Jurídica Regulatoria (en adelante DGAJR), remitió a la Junta Directiva su criterio sobre la propuesta de nueva metodología tarifaria.

XXII. Que el 28 de abril de 2017, mediante la sesión 21-2017, la Junta Directiva conoció los oficios 89- DR-2017/279-DGAJR-2017, 90-CDR-2017/331-IE-2017 y 360- DGAJR-2017 y dispuso continuar en una próxima  sesión con el análisis de la propuesta.

XXIII. El 3 de mayo de 2017, mediante el lineamiento 353-RG-2017, el Regulador General emitió los criterios para el análisis de "Cambio de fondo sustancial en metodologías y reglamentos postaudiencia pública."

XXIV. Que el 5 de mayo de 2017, mediante el oficio 138-CDR-2017/549-IE-2017, el CDR y la IE remitieron una adenda al informe original, en la que se indica que "el CDR y la Intendencia de Energía comparten la recomendación de la DGAJR" (se refiere al oficio 360-DGAJR-2017).

XXV. Que el 9 de mayo del 2017, en la sesión 23-2017, la Junta Directiva tomó el acuerdo 06-23-2017, que indica:

"(.)

Continuar, en una próxima oportunidad, con el análisis de la propuesta de "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (metodología CVC)", dentro de la cual se considere los comentarios y observaciones planteadas en esta ocasión por los señores miembros de la Junta Directiva dentro del proceso de mejora continua de las metodologías."

XXVI. El 2 de marzo de 2018, mediante el oficio 101-CDR-2018/250-DGAJR-2018/187- RG-2018, el CDR, la DGAJR, en conjunto con el Despacho del Regulador General, remitieron a la Junta Directiva un complemento al informe con la propuesta de la metodología tarifaria del Costo Variable de Generación (CVG), mediante el cual se analizaron las observaciones de los miembros de la Junta Directiva en la sesión 23- 2017.

XXVII. Que el 16 de marzo de 2018, mediante el oficio 127-CDR-2018, el CDR remitió a la Junta Directiva la propuesta de nueva metodología tarifaria, elaborada por el Equipo Desarrollador nombrado con este propósito y denominada "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG)", el cual incluye además, el análisis de las respectivas posiciones presentadas durante el proceso de audiencia pública.

XXVIII. Que el 8 de junio de 2018, mediante el oficio 646-DGAJR-2018, la DGAJR remitió a la Junta Directiva criterio sobre la propuesta de "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG)", después de las observaciones realizadas por los miembros de la Junta Directiva en sesión 23-2017.

XXIX. Que el 25 de junio de 2018, en la sesión ordinaria N° 40-2018, cuya acta fue ratificada el 9 de julio del mismo año, la Junta Directiva de la Aresep conoció el criterio de la DGAR sobre la propuesta después de las observaciones realizadas por los miembros de la Junta Directiva señalado anteriormente y acordó someter al proceso de audiencia pública la propuesta de "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico

regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG)".

XXX. Que el 6 de agosto de 2018, se publicó la convocatoria a la Audiencia Pública, en el diario Oficial La Gaceta N° 141, y en dos periódicos de circulación nacional: La Teja y La Extra, respectivamente (folios 45 a 47).

XXXI. Que el 31 de agosto de 2018 se realizó la audiencia pública para conocer la propuesta de modificación de la metodología tarifaria de acuerdo con lo establecido en la Ley 7593, artículo 36 y en el Decreto 29732-MP, artículos 50 al 56. (folios 487 a 497).

XXXII. Que el 5 de setiembre de 2018, mediante el oficio IN-0024-DGAU-2018, la Dirección General de Atención al Usuario, remitió el informe de oposiciones y coadyuvancias, que consta a folios 500 a 501, el cual indicó que se recibieron y admitieron 3 posiciones por parte de:

a. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL).

b. Instituto Costarricense de Electricidad ICE).

c. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca R.L.).

XXXIII. Que el 29 de octubre de 2018, mediante el oficio OF-0511-CDR-2018, el CDR le envió una serie de consultas a la DGAJR para poder atender las posiciones presentadas en el proceso de Audiencia Pública: "Consultas sobre varios aspectos de la oposición de Coopelesca a la propuesta de metodología tarifaria del CVG.

Expediente OT-010-2017." (folios 505 y 506).

XXXIV. Que el 15 de enero de 2019, mediante el oficio OF-0056-DGAJR-2019: "Criterio jurídico sobre varios aspectos de la oposición de la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. (Coopelesca), a la propuesta de metodología tarifaria del Costo Variable de Generación (CVG)", la DGAJR atendió el oficio supra citado.

XXXV. Que los argumentos presentados en estas posiciones son analizados en un informe aparte al presente. Los argumentos que han sido aceptados o ameritan cambios en la metodología tarifaria propuesta son incorporados en la presente propuesta.

CONSIDERANDO:

I. Que en cuanto a las oposiciones y coadyuvancias presentadas en la respectiva audiencia pública, se tiene como respuesta el oficio OF-0164-CDR-2019 del 22 de abril de 2019 del Equipo Desarrollador, debidamente incorporado al expediente OT- 010-2017.

II. Que con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1. Dictar la "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de  electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del mercado eléctrico regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG)", según lo dispuesto en este informe, incluyendo los respectivos anexos. 2. Derogar la resolución RJD- 017-2012, publicada en La Gaceta N.º 74 del 17 de abril del 2012, mediante la cual la Junta Directiva de la Aresep aprobó la "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de  electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo nacional" y su reforma, la resolución RJD-128-2012, publicada en el Alcance Digital Nº 197 de La Gaceta N° 235 del 05 de diciembre del 2012. 3. Tener como respuesta a las posiciones presentadas durante el proceso de audiencia pública, lo señalado en el informe técnico OF-0164-CDR-2019 del 22 de abril de 2019 que analiza la propuesta de metodología tarifaria preparado por la respectiva Fuerza de Tarea y agradecer a los  participantes por su valiosa participación en este proceso. 4. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de esta metodología tarifaria 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  artes. 6. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la notificación a los interesados del  informe donde constan las respuestas a las posiciones presentadas durante el proceso de audiencia pública.

III. Que en la sesión ordinaria 23-2019 celebrada el 14 de mayo de 2019, cuya acta fue ratificada el 21 de mayo del mismo año; la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de los oficios OF-0164-CDR- 2019 del 22 de abril de 2019 y sus respectivos anexos, de la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación; acuerda, 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. Dictar la "Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad producto de variaciones en el costo de los combustibles utilizados en la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Regional (Metodología Costo Variable de Generación o CVG)", contenida en el informe OF-064-CDR-2019 del 22 de abril de 2019, tal y como se detalla a continuación:

METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE EXTRAORDINARIO DE LAS TARIFAS DEL

SERVICIO DE ELECTRICIDAD PRODUCTO DE VARIACIONES EN EL COSTO

DE LOS COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TÉRMICA

PARA CONSUMO NACIONAL Y LAS IMPORTACIONES NETAS DE

ENERGÍA ELÉCTRICA DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL

(METODOLOGÍA COSTO VARIABLE DE GENERACIÓN O CVG)

1. JUSTIFICACIÓN GENERAL DEL MODELO TARIFARIO

Las tarifas eléctricas para los servicios de generación, distribución y alumbrado público están conformadas por dos grandes componentes: una tarifa base que debe cubrir todos los costos necesarios para suplir el respectivo servicio público, excepto los costos relacionados con los combustibles destinados a la generación térmica y las importaciones netas de energía; es decir, que cubre costos tales como operación y mantenimiento, depreciación, salarios, materiales, etc., incluyendo el correspondiente rédito para el desarrollo de la actividad; y un segundo componente que cubre los costos relacionadas con los combustibles e importaciones netas (llamado componente o tarifa de CVG).

El primer componente (tarifa base) se calcula con base en las metodologías ordinarias aprobadas mediante las resoluciones RJD-141-2015 (generación) y RJD-139-2015 (distribución); mientras que el segundo componente (tarifa de CVG) se debe calcular mediante los procedimientos que establece la presente metodología tarifaria.

La existencia de un modelo que actualice periódicamente las tarifas en lo que se refiere a su componente de combustibles e importaciones netas se justifica dado que estos componentes de costos tienen una serie de características que los hacen impredecibles, volátiles e incontrolables por parte de las empresas eléctricas al ser exógenos a ellas. Adicionalmente, estos componentes pueden ser de una magnitud significativa dentro de la estructura de costos del servicio eléctrico, de tal forma que no ajustar las tarifas en forma oportuna ante cambios en este tipo de costos, puede conllevar a desequilibrios financieros significativos y, por lo tanto, al incumplimiento del principio de servicio al costo, al no reflejar las tarifas, los costos reales de suministro del servicio.

Por esta razón, esta metodología pretende que la tarifa o componente del CVG se calcule mediante un mecanismo ágil, como una proporción de los costos sin combustibles e importaciones netas (tarifa base) que se agrega a la tarifa sin CVG. De esta forma, el CVG se calcula como un factor de ajuste periódico en las tarifas base, que se debe calcular anualmente y revisar o ajustar trimestralmente, antes del vencimiento de cada trimestre natural, para contemplar los posibles ajustes que se dan entre las estimaciones iniciales y los costos realmente incurridos. Lo anterior, según las fórmulas de cálculo y procedimientos que se detallan en las siguientes secciones para cada uno de los servicios regulados (generación, distribución y alumbrado público).

Esta metodología tiene además la ventaja de que le proporcionan a la estructura tarifaria una estacionalidad que refleja los verdaderos costos de suministro de la electricidad en las diferentes épocas del año, reflejando que los costos del servicio eléctrico pueden variar a lo largo del año, según una serie de condiciones técnicas, tales como la hidraulicidad, el precio de los combustibles o el tipo de cambio del colón respecto al U.S. dólar.

2. OBJETIVOS

Los principales objetivos de esta metodología tarifaria son:

a. Enviar señales de precios adecuadas y oportunas, es decir, que el precio de la electricidad refleje lo más rápido posible las variaciones en el costo de generar electricidad con combustibles y el costo de las importaciones netas de energía.

b. Garantizar al ICE y a todas las empresas distribuidoras un flujo de ingresos acorde con su nivel de costos, al posibilitarles ajustar oportunamente sus tarifas por efecto del CVG.

3. ALCANCE

a. Esta metodología se utiliza exclusivamente para reconocer el componente por CVG en las tarifas de servicios de electricidad y sus respectivos ajustes trimestrales. El CVG es un componente de las tarifas de generación, distribución y alumbrado público que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), le fija al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y a todas las empresas distribuidoras, que incluye el costo asociado al consumo de combustible para la operación de las plantas de generación térmica que posee esa empresa pública y que sea destinado al abastecimiento nacional, así como las importaciones netas de energía que realice el ICE proveniente del Mercado Eléctrico Regional (MER).

b. Se aplica a los siguientes componentes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN):

i. El proceso de generación de electricidad del ICE. En este caso, el CVG tiene lugar, a partir de las compras de combustible necesario para generación térmica que efectúa el ICE a la empresa estatal Refinadora Costarricense de Petróleo S.A. (Recope) y el gasto por concepto de importaciones netas de energía del MER, siempre que estos hayan sido utilizados para el abastecimiento de la demanda eléctrica nacional.

ii. Los procesos de distribución de electricidad del Sistema Eléctrico Nacional (en adelante SEN), que incluye el proceso de distribución que realiza el mismo ICE y la operación de las demás empresas distribuidoras que operan en el SEN. En estos casos, el CVG se transfiere de la generación a la distribución debido a que las empresas distribuidoras le compran al ICE energía y potencia que ha sido generada, al menos parcialmente, mediante el uso de combustibles o proveniente de las importaciones del MER. Este consumo tiene un costo que el ICE traslada a las empresas distribuidoras, según la tarifa establecida por Aresep.

iii. El servicio de alumbrado público. Este servicio consume parcialmente energía generada por fuentes térmicas y proveniente de importaciones que le provee el Sistema de Generación del ICE. En este sentido, la tarifa del alumbrado público es similar a las tarifas del Sistema de Distribución.

c. Se aplica únicamente a los servicios de electricidad para consumo nacional.

d. Se realiza con una frecuencia trimestral.

e. Constituye un procedimiento de fijación tarifaria independiente de los que reconocen los costos  adicionales al CVG y el rédito para el desarrollo de las empresas que operan en el SEN (tarifas base). En este sentido, constituye un proceso de fijación extraordinario.

4. CRITERIO GENERAL DE LA METODOLOGÍA

La metodología de estimación y fijación del ajuste por Costo Variable por Combustibles e Importaciones Netas (CVG), está diseñada para que la tarifa refleje oportunamente los costos de los combustibles destinados a la generación térmica para consumo nacional y las importaciones netas de energía del MER. Con ese fin, se debe cumplir la siguiente relación:

Donde:

ITt = Ingreso total real o estimado recaudado por concepto de generación o distribución de energía (colones), incluyendo el alumbrado público, relacionado con el componente de CVG (combustibles para generación térmica e importaciones netas de energía), para el trimestre t.

CTt = Costo total real o estimado incurrido por concepto de generación o distribución de energía (colones), incluyendo el alumbrado público, relacionado con los componentes de costos de combustibles destinados a la generación térmica e importaciones netas de energía, para el trimestre t.

t = Índice del trimestre para el que se están realizando los cálculos (1, 2, 3 o 4).

En la fórmula anterior, ambos lados de la ecuación deben ser reales o estimados según corresponda. El componente costo total real (CT) para el caso del sistema de generación, debe entenderse como el costo de los combustibles destinados a la generación eléctrica más el costo de las importaciones netas de energía del MER; mientras que cuando se trata de empresas distribuidoras y en el caso del alumbrado público, el término costo total real (CT), debe entenderse como el costo originado por las compras de energía al sistema de generación del ICE, en lo referente a su componente por concepto de gastos en combustibles destinados a la generación térmica y las importaciones netas de energía en el MER. Es decir, la porción del gasto incurrido por el ICE, que es absorbida por cada empresa distribuidora (o suplidora del servicio de alumbrado público), de acuerdo con su estructura de compras de energía al ICE.

En las siguientes tres secciones se desarrolla el mecanismo por medio del cual se ajustarán las tarifas de cada uno de los sectores involucrados (generación, distribución y alumbrado público). Posteriormente, en las dos últimas secciones se incluyen las disposiciones que se deben de cumplir para aplicar esta metodología y la información que se requiere para su aplicación.

Toda la información requerida para la aplicación de esta metodología tarifaria se rige por lo establecido en las secciones 8 y 9.

5. INCLUSIÓN DEL CVG EN LAS TARIFAS DE GENERACIÓN DEL ICE

5.1 Criterios generales para el diseño del factor de ajuste por CVG

El diseño del mecanismo de ajuste que reconoce los costos asociados al CVG del Servicio de Generación de Electricidad, toma en cuenta los siguientes criterios generales:

a. Se fijan o actualizan tarifas trimestrales de acuerdo con la fórmula 2.

b. El monto de cada tarifa trimestral se fija en varias etapas, con la siguiente secuencia:

i. Inicialmente, se calcula un cargo por CVG para cada trimestre del año siguiente (CGt, ver fórmula 2), el cual consiste en una estimación efectuada por la Aresep entre noviembre y diciembre del año anterior.

ii. Cada trimestre se procederá a realizar una comparación entre el gasto real incurrido por CVG y el ingreso facturado por ese concepto. Dadas las fechas en que se requiere la información para realizar los estudios correspondientes (18 de febrero, 18 de mayo, 18 de agosto y 18 de noviembre) en cada trimestre se revisará la diferencia entre el ingreso facturado y el costo real por CVG correspondiente a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente. Esta diferencia es la base del ajuste que se adiciona o se rebaja a la tarifa del trimestre siguiente.

iii. Cada trimestre se procederá a revisar las estimaciones de generación térmica e importaciones netas de acuerdo con la información disponible.

c. Todas las tarifas que fije la Aresep para ajustar el CVG en los servicios de generación de  electricidad, serán tramitadas de oficio, mediante el mecanismo de ajuste extraordinario  contemplado en el artículo 30 de la Ley No. 7593.

5.2 Definición del modelo de fijación tarifaria

El modelo de ajuste que se describe en esta sección se aplica al ICE como empresa generadora de energía con fuente térmica, importadora y exportadora de energía proveniente del MER y que vende energía eléctrica en bloque (al por mayor) a todas las empresas distribuidoras. El ajuste por CVG pretende reembolsar al ICE el costo incurrido en estos rubros, sin margen de utilidad o rédito alguno, o devolverle a los usuarios eventuales excedentes cobrados en las tarifas. Así, el ICE le venderá potencia y energía a las empresas distribuidoras mediante un esquema, en el que el CVG se factura separadamente y sin margen, en tanto, estas últimas lo facturarán a sus clientes finales de la misma forma, esto es, separadamente y al costo de transferencia.

El costo del CVG en los servicios de generación de electricidad, debe adicionarse a la estructura de costos sin combustibles y sin importaciones netas (tarifas sin CVG); con ese fin, se estima un factor de ajuste que se incorporará en cada una de las tarifas sin CVG, para obtener la tarifa total, según la siguiente fórmula:

Donde:

PFGt =             Precio final del sistema de generación incluyendo el componente del CVG aprobado, para el trimestre t (unidades monetarias).

PBGt =             Precio base del sistema de generación anterior al ajuste del CVG aprobado, para el trimestre t, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e importaciones netas (unidades monetarias), y que proviene de una fijación tarifaria ordinaria, según lo establecido en la respectiva metodología tarifaria (resolución RJD-141-2015).

CGt =               Cargo o proporción del ajuste por CVG para el sistema de generación, con la actualización de costos (CCIt o CCIAt), y el ingreso estimado, sin combustibles y sin importaciones netas (IEGSt), en el trimestre t (ver fórmula 3 y fórmula 4).

t =                    Índice del trimestre para el que se están realizando los cálculos (1, 2, 3 o  4).

El cargo o proporción del ajuste por CVG para cada trimestre (CGT) correspondiente a la fijación anual que se realiza entre noviembre y diciembre de cada año, para aplicarse durante el año siguiente, se calcula de la siguiente manera:

Para el caso de las actualizaciones trimestrales que se efectuarán para los trimestres 2, 3 y 4, tómese  CGT" como:

Donde:

El monto del costo variable del combustible más las importaciones netas (CCI) se calculará de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Donde:

CCIt=               Costo estimado por concepto de combustible e importaciones netas, en colones, actualizado con los datos estimados a partir de la información real más recientes a la fecha de corte establecida, a reconocer en el trimestre t.

CCIAt=             Costo estimado por concepto de combustible e importaciones netas, en colones, actualizado con los datos estimados a partir de la información real más recientes a la fecha de corte establecida e incorporando los ajustes del trimestre anterior, a reconocer en el trimestre t.

CCt=                Costo estimado por concepto de combustible e importaciones netas, en colones, actualizado con los datos estimados a partir de la información real más reciente a la respectiva fecha de corte e incorporado los ajustes del trimestre anterior, a reconocer en el trimestre t (ver fórmula).

IEGSt=            Ingreso estimado del sistema de generación sin considerar el efecto de los combustibles e importaciones netas, en colones, para el trimestre t.

                        Este se obtiene del estudio del mercado realizado por la Aresep en aplicación de lo establecido en la metodología vigente en cuanto a la estimación de ingresos (resolución RJD-141-2015) (monto en colones).

t=                    Índice del trimestre para el que se están realizando los cálculos (1,2,3 o 4)

            El costo del combustible (CC) que se destinará a la generación térmica se calculará, de acuerdo con las mejores prácticas de estimación, según lo que dicta la ciencia y la técnica, considerando factores tales como: la evolución de la demanda por electricidad, el balance energético del Sistema Electrico Nacional (SEN), las condiciones hidrológicas, la cantidad de energía que se prevé generar por medio de las plantas térmicas, el manejo de los inventarios de combustibles, la eficiencia técnica y rendimientos de estas plantas, el costo de los combustibles y el tipo de cambio.

            El monto de la importación (M) y las exportaciones (X) de energía se estimarán de acuerdo con la información disponible para el MER, las previsiones sobre transacciones en el mercado (cantidades y precios), la evolución de la demanda eléctrica nacional y el balance energético del SEN, las restricciones técnicas en la transmisión regional y nacional, el tipo de cambio y un análisis del costo-beneficio de las transacciones y cualesquiera otras variables que se considere pertinente. Al respecto, se aplicarán los criterios de estimación definidos en las secciones 2.2 y 3.1.2 de la resolución RJD-141-2015.

5.3 Estimación inicial del CVG para cada trimestre (fijación anual)

Durante los meses de noviembre y diciembre de cada año se tramitará y aprobará el ajuste por CVG a reconocer en los trimestres 1, 2, 3 y 4 del año siguiente, según las estimaciones realizadas por la Aresep, basada en la información de mercado disponible y la información de costos del estudio tarifario ordinario que esté vigente en aplicación de la metodología tarifaria establecida en la resolución RJD-141-2015.

Esa estimación se realiza de acuerdo con las fórmulas 2, 3, 5 y 6, utilizando la información más reciente que esté disponible. Se aplica para cada precio del pliego tarifario vigente, de tal forma que se obtengan precios finales ajustados que contemplen todos los costos (PFG); procediéndose a publicar:

a) La estructura de costos sin combustibles e importaciones netas (tarifas sin CVG);

b) Los cargos por CVG de todos los trimestres del año siguiente; y

c) Los precios que estarían vigentes (estructura de costos sin combustibles e importaciones netas más el efecto del cargo por CVG) durante el primer trimestre del año siguiente.

5.4 Actualización trimestral de la estimación inicial del CVG

Trimestralmente se revisarán las estimaciones de ajuste por concepto de combustibles e importaciones netas realizadas por la Aresep a finales del año anterior. Para realizar esta actualización se procederá como sigue:

a) A más tardar el día 18 del mes intermedio de cada trimestre (febrero, mayo y agosto), inicia el proceso de revisión de la información que se ha recibido de parte del ICE y de las demás empresas eléctricas, y que se empleará para actualizar el valor de los componentes para el cálculo del CG y el pliego tarifario correspondiente, antes de que entren a regir los componentes calculados en el ajuste anual en las estructuras tarifarias sin CVG.

b) Se analiza la información correspondiente al consumo real de combustibles, gastos por importaciones e ingresos por exportaciones y los ingresos facturados por estos conceptos (CVG), correspondientes a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente.

c) Se realizan nuevas estimaciones por concepto de demanda, generación y costos de combustibles destinados a la generación térmica, importaciones de energía e ingresos por exportaciones de energía, para el siguiente trimestre (t).

d) Se calcula la diferencia entre el costo incurrido en el trimestre anterior por concepto de combustibles e importaciones netas, -incluyendo la liquidación correspondiente- y el ingreso facturado por ese concepto (determinadas ambas variables con tres meses de información real, los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente). Esa diferencia representa el monto reconocido de más o de menos, vía tarifa, por concepto de combustibles e importaciones netas.

e) La diferencia, positiva o negativa, descrita en el punto anterior, se resta o suma, al monto estimado para el siguiente trimestre por concepto de combustibles (CCt) e importaciones netas (Mt - Xt), para obtener el monto actualizado del ajuste requerido, denominado CCIAt.

f) Este monto total neto se divide entre el ingreso estimado del trimestre siguiente, excluyendo combustibles e importaciones netas, a fin de obtener un nuevo cargo de ajuste en las tarifas (CGt). Entonces, CGt representa el ajuste proporcional en la estructura sin CVG de generación del siguiente trimestre, excluyendo combustibles e importaciones netas, necesario para completar la recuperación del costo real de combustible e importaciones netas de energía incurridos en el trimestre anterior.

g) Los ingresos y precios estimados para cada trimestre se actualizan multiplicándolos por el factor definido como "1 + CGt", a fin de lograr la equiparación de ingresos y gastos por concepto de combustibles e importaciones netas; de tal forma que se obtienen los precios finales que estarían vigentes durante el siguiente trimestre, multiplicando cada uno de los precios por este factor de ajuste (1+ CGt)

El monto de CCIA t  (fórmula 6) será el que se utilice para calcular y ajustar el nuevo componente CG t para cada trimestre inmediatamente antes de que este inicie (fórmula 4).

4) A su vez, todos los precios del pliego tarifario serán ajustados según la fórmula 2, procediéndose a publicar el cargo respectivo (CGt) y el pliego tarifario resultante para el trimestre siguiente.

6. INCLUSIÓN DEL CVG EN LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

En esta sección se detalla el proceso mediante el cual las empresas distribuidoras de electricidad ajustan sus tarifas para compensar el costo por CVG que conlleva el pago del cargo CGt en la compra de energía y potencia que hacen al Sistema de Generación del ICE, es decir el componente relacionado con combustibles e importaciones netas, según se detalló en el capítulo precedente.

Dado que el reconocimiento del cargo CGt por efecto CVG afecta las tarifas de generación, ocasiona una variación en el monto que las empresas distribuidoras pagan por compra de energía y potencia al ICE, por tanto, se requiere una variación en las tarifas de las empresas distribuidoras, a fin de transmitir el efecto de la variación por CVG de las tarifas del sistema de generación al sistema de distribución.

En resumen, las compras de energía y potencia que realizan las empresas distribuidoras al sistema de generación del ICE tienen un componente de CVG (costo de combustibles e importaciones netas) que estas empresas distribuidoras deben cobrar, a su vez, a sus clientes a través de las tarifas aprobadas por la Aresep, para garantizar el equilibrio financiero de estas empresas distribuidoras y que los precios reflejen adecuada y oportunamente los costos reales de suministro.

El proceso técnico para reconocer a las empresas distribuidoras lo pagado por CVG es el siguiente:

6.1 Criterios generales para el diseño del factor de ajuste por CVG

El diseño del mecanismo de ajuste que reconoce los costos asociados al CVG del servicio de distribución de cada empresa toma en cuenta los siguientes criterios generales:

a. Se fijan o actualizan tarifas trimestrales de acuerdo con la fórmula 7.

b. El monto de cada tarifa trimestral se fija en varias etapas, con la siguiente secuencia:

i. Inicialmente entre noviembre y diciembre de cada año, se calcula un cargo por CVG para cada trimestre del año siguiente (CDt, ver formula 7), el cual consiste en una estimación efectuada por la Aresep con la información real disponible hasta el momento (ver fórmula 8).

ii. El 18 de febrero, 18 de mayo, 18 de agosto y 18 de noviembre de cada año se procederá a realizar una comparación entre el gasto real incurrido por CVG y el ingreso real facturado por ese concepto. En cada trimestre se revisará la diferencia entre el ingreso facturado y el costo real por CVG correspondiente a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente, así como el respectivo neteo de ajustes de periodos anteriores. Esta diferencia es la base del ajuste que se adiciona o se rebaja a la tarifa del trimestre siguiente (ver fórmula 9).

iii. Cada trimestre se procederá a revisar las estimaciones de compras de energía al Sistema de Generación del ICE y realizar los ajustes correspondientes.

c. Todas las tarifas que fije la Aresep para ajustar el CVG en los servicios de distribución de electricidad, serán tramitadas de oficio, mediante el mecanismo de ajuste extraordinario contemplado en el artículo 30 de la Ley No. 7593.

6.2 Definición del modelo de fijación tarifaria

El modelo de ajuste que se describe en esta sección se aplica al pago por CVG que deben hacer las empresas distribuidoras al Sistema de Generación del ICE, por la energía que este genera con fuente térmica e importaciones netas de energía proveniente del MER.

El ajuste por CVG pretende reembolsar a las empresas distribuidoras el costo incurrido en ese rubro, sin margen alguno, o devolverles a los usuarios los excedentes cobrados en las tarifas.

Las empresas distribuidoras venderán a sus clientes potencia y energía mediante un esquema en el que el CVG se factura al costo y de forma tal que permita identificar la magnitud de este componente.

El costo del CVG en los servicios de distribución de electricidad, debe adicionarse a la estructura sin combustibles y sin importaciones netas; con ese fin, se estima un factor de ajuste que se incorpora en cada una de las tarifas sin CVG para obtener la tarifa total, según la siguiente fórmula:

Donde:

PFDt = Precio final del sistema de distribución de cada empresa incluyendo el componente del CVG aprobado, para el trimestre t (unidades monetarias).

PBDt  = Precio base del sistema de distribución de cada empresa anterior al ajuste del CVG aprobado, para el trimestre t, sin considerar el factor de ajuste por combustibles e importaciones netas (unidades monetarias), y que proviene de una fijación tarifaria ordinaria o extraordinaria (Resoluciones RJD-139-2015, RRG-3237-2003 y RRG- 215-2010).

CDt = Cargo o proporción del ajuste por CVG para el sistema de distribución de cada empresa en el trimestre t, con la actualización de costos (CICt o CICAt), y el ingreso estimado, sin el componente CVC (IEDSt), en el trimestre t (ver fórmula 8 y fórmula 9).

t = Índice del trimestre para el que se están realizando los cálculos (1, 2, 3 o 4).

El factor de ajuste por CVG para cada trimestre (CD t), para el caso de la fijación anual, se calcula de la siguiente manera, para cada una de las 8 empresas distribuidoras:

Para el caso de las actualizaciones o revisiones trimestrales que se efectuarán para los trimestres 2, 3 y 4, tómese "CDt "como:

Donde:

El monto del costo incremental por concepto de compras de energía al sistema de  eneración del ICE inicial (CIC) o ajustado (CICAI) se calculará de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Donde:

6.3 Estimación inicial del CVG para cada empresa distribuidora para cada trimestre (fijación anual)

Durante los meses de noviembre y diciembre de cada año, se tramitará y aprobará el ajuste tarifario por CVG a reconocer al sistema de distribución de cada empresa, para los trimestres 1, 2, 3 y 4 del año siguiente, según las estimaciones realizadas por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, basada en la información del mercado disponible y la información de costos del estudio tarifario ordinario, que esté vigente en aplicación de la metodología tarifaria establecida en la resolución RJD-139-2015.

Esa estimación se realiza de acuerdo con las fórmulas 7, 8, 10 y 11; utilizando la información más reciente al momento del corte respectivo. Se aplica para cada precio del pliego tarifario vigente, de tal forma que se obtengan precios finales ajustados que contemplen todos los costos (PFD); procediéndose a publicar los precios que estarían vigentes durante el trimestre siguiente y los cargos de todos los trimestres del año siguiente.

6.4 Actualización trimestral de la estimación del CVG para cada empresa distribuidora

Trimestralmente se revisarán las estimaciones de los ajustes tarifarios por concepto de compras del sistema de distribución de cada empresa distribuidora al sistema de generación del ICE, por la energía que este genera con fuentes térmicas e importaciones netas-, que fueron realizadas por la Aresep a finales del año anterior.

Para realizar esta actualización, se procederá como sigue:

a) A más tardar el día 18 del mes intermedio de cada trimestre, inicia el proceso de revisión de la información que se ha recibido de parte de las empresas distribuidoras eléctricas, que se empleará para actualizar el valor de los componentes para el cálculo del CD y el pliego tarifario de cada empresa, antes de que entren a regir los componentes y tarifas que se establecieron inicialmente.

b) Se analiza la información correspondiente al costo real por concepto de compras de energía al sistema de generación del ICE en lo referente al componente relacionado con compras de combustibles para generación térmica e importaciones netas de energía del MER (efecto del CVG) y los ingresos reales facturados por estos conceptos (CVG), correspondientes a los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente, así como los respectivos ajustes de periodos anteriores.

c) Se realizan nuevas estimaciones por concepto del costo incremental de las compras de energía al sistema de generación del ICE por efecto de los costos relacionados con los combustibles destinados a la generación térmica e importaciones netas de energía, para el siguiente trimestre (t).

d) Se calcula la diferencia entre el costo incurrido en el trimestre t por concepto de compras de energía al sistema de generación del ICE, por efecto del costo de combustibles e importaciones netas y el ingreso facturado por ese concepto, así como los ajustes a reconocer de periodos anteriores (dichas variables determinadas con tres meses de información real, los dos últimos meses del trimestre anterior y el primer mes del trimestre vigente). Esa diferencia representa el monto reconocido de más o de menos, vía tarifa, por concepto de combustibles e importaciones netas.

e) La diferencia, positiva o negativa, descrita en el punto anterior, se resta o suma, al monto estimado para el siguiente trimestre por concepto del costo incremental de las compras de energía al sistema de generación del ICE, por efecto de los costos relacionados con los combustibles destinados a la generación térmica e importaciones netas de energía (CIC), para obtener el monto actualizado del ajuste requerido, denominado CICAt.

f) Este monto total neto se divide entre el ingreso estimado del trimestre siguiente, excluyendo el efecto del CVG, a fin de obtener un nuevo cargo de ajuste en las tarifas (CDt). Entonces, CDt representa el ajuste proporcional en la estructura sin CVG de distribución del siguiente trimestre, excluyendo combustibles e importaciones netas, necesario para completar la recuperación del costo real de combustible e importaciones netas de energía incurridos en el trimestre anterior.

g) Los ingresos y precios estimados para cada trimestre se actualizan multiplicándolos por el factor definido como "1 + CDt", a fin de lograr la equiparación de ingresos y gastos por concepto de combustibles e importaciones netas; de tal forma que se obtienen los precios finales que estarían vigentes durante el siguiente trimestre, multiplicando cada uno de los precios por este factor de ajuste (1+ CDt).

El monto de CICAt (fórmula 11) será el que se utilice para calcular y ajustar el nuevo componente CDt para cada trimestre inmediatamente antes de que este inicie (fórmula 9). A su vez, todos los precios del pliego tarifario serán ajustados según la fórmula 7, procediéndose a publicar el cargo respectivo (CDt) y el pliego tarifario resultante de cada empresa distribuidora para el trimestre siguiente.

7. INCLUSIÓN DEL CVG EN LAS TARIFAS DE ALUMBRADO PÚBLICO

El proceso técnico para determinar el monto a reconocer por concepto de CVG al sistema de Alumbrado Público de las empresas distribuidoras es análogo al descrito en la sección 6 anterior, para reconocer el efecto de la generación térmica e importaciones del ICE en las tarifas del Sistema de Distribución de cada empresa. En este proceso se estima el efecto del CVG que se transfiere al Sistema de Alumbrado Público de cada empresa distribuidora; de tal manera que las tarifas del alumbrado público se ajusten simultáneamente con las tarifas del Sistema de Distribución y con el mismo procedimiento.

En noviembre de cada año se iniciará el proceso para determinar el CVG para los cuatro trimestres del año siguiente en las tarifas de alumbrado público. Este proceso deberá estar concluido antes de finalizar el año, de tal forma, que el respectivo cargo empiece a regir el 1º de enero del año siguiente.

Como consecuencia de los ajustes tarifarios (CG1, CG2, CG3, CG4) que se aprueben en la tarifa de generación, las tarifas del Sistema de Alumbrado Público de cada una de las empresas eléctricas se deben ajustar de oficio por la Aresep, según los criterios definidos en la sección anterior, referida a los sistemas de distribución.

Para estos efectos, la tarifa del servicio de alumbrado público se trataría metodológicamente como si fuera una más del sistema de distribución de cada empresa; pero utilizando los valores propios del Sistema de Alumbrado Público para estimar las variables propias de este sistema (costos e ingresos), de tal forma que se obtengan los respectivos cargos de ajuste para el alumbrado público, denominados CPt, y definidos como el cargo o proporción del ajuste por CVG para el sistema de alumbrado público de cada empresa en el trimestre t.

Para efectos del cálculo del ajuste por CVG en la tarifa del alumbrado público se harán las modificaciones que se requieran en los cálculos del ajuste de las tarifas de distribución, para evitar que se dupliquen los costos considerados.

8. DISPOSICIONES PARA LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA

En esta sección se establecen varias disposiciones que deben ser cumplidas para aplicar la metodología establecida en este informe:

a) Todas las tarifas que fije la Aresep para reconocer el CVG en los servicios de generación, distribución de electricidad y alumbrado público serán tramitadas de oficio, mediante el mecanismo de ajuste extraordinario contemplado en el artículo 30 de la Ley No. 7593.

b) En noviembre se estima el costo por CVG para cada uno de los cuatro trimestres del año siguiente, con base en las estimaciones de consumo de combustible para generación térmica e importaciones netas calculadas por Aresep para el respectivo año. El costo por CVG estimado para el primer trimestre se empezará a cobrar a partir del 1º de enero. El del segundo trimestre el 1º de abril. El del tercer trimestre, el 1º de julio. El del cuarto trimestre, el 1º de octubre. Si por alguna razón los correspondientes ajustes tarifarios no empiezan a regir en las fechas indicadas, las diferencias que se generen deben ser consideradas como un ajuste en el trimestre siguiente.

c) En el mes intermedio de cada trimestre del año, la Aresep, analizará la información disponible sobre costos e ingresos facturados asociados con el CVG, y las actualizaciones de las estimaciones efectuadas tanto por el ICE como por sus propios estudios técnicos, de tal forma que, el ajuste que se autorice empiece a regir el primer día de cada trimestre. Además, la Aresep convocará a las respectivas consultas públicas.

d) Para calcular el ingreso total real (IT), el costo total real (CT) y los ajustes de periodos anteriores utilizados para determinar el ajuste trimestral, se deberá utilizar información real. Para poder contar con información actualizada, el ICE y las otras empresas del subsector de electricidad deberán remitir la información necesaria para el ajuste trimestral, a más tardar los días 18 de febrero, 18 de mayo, 18 de agosto y 18 de noviembre, de tal forma que la Aresep cuente con los insumos necesarios al momento de revisar y aprobar los respectivos cargos. Una vez que se cuente con la información real con respecto de las variables estimadas, la diferencia acumulada será considerada en la siguiente fijación trimestral, para poder cumplir con lo que se define en la fórmula 1 de este informe.

e) Los ajustes aprobados se aplicarán proporcionalmente sobre todos los precios de energía y potencia vigentes. Esto implica que se multiplicarán todos los precios correspondientes a los distintos componentes de la estructura tarifaria por los factores de ajuste estimados, con base en lo que se establece en esta metodología.

f) Sin embargo, la Aresep podrá establecer una distribución del CVG diferente entre las distintas tarifas y sus bloques de consumo u horarios, cuando disponga de los elementos técnicos que respalden esta decisión. Lo anterior, a fin de procurar que la estructura tarifaria emita señales adecuadas de precio y evitar en lo posible, que el CVG contribuya a mantener o aumentar distorsiones tarifarias existentes.

g) Los ajustes aprobados por la Aresep, regirán durante el trimestre para el cual hayan sido aprobados. Una vez que pase este período, el cargo dejará de aplicarse, tanto en las tarifas de generación como en las de distribución y alumbrado público, y comenzará a regir el siguiente cargo autorizado.

h) En el caso de no aplicarse, por cualquier motivo, esta metodología de ajuste extraordinario, se reversarán todas las tarifas afectadas, tanto en las etapas de generación, como en las de distribución y alumbrado público, de tal forma que su nivel no refleje los costos asociados con combustibles e importaciones netas, los que se incluirán por medio de una revisión ordinaria integral de las tarifas.

i) Para efectos de esta metodología, la recaudación real se entenderá igual a la facturación (después de eventuales ajustes formalmente comunicados y fundamentados ante la Aresep y aceptados o modificados por esta).

j) Para establecer los factores de ajuste por CVG, la Aresep empleará la mejor información disponible, incluyendo las estimaciones efectuadas tanto por el ICE y las otras empresas distribuidoras (en estudios ordinarios), como en las actualizaciones realizadas por los propios estudios técnicos de Aresep.

k) Los costos de combustibles del ICE incluyen lo que se paga a terceros por este concepto, cuando la erogación se destina a la generación térmica, de acuerdo con contratos debidamente aprobados por las autoridades respectivas, según su naturaleza, y aportados a la Aresep.

l) Los gastos por combustibles e importaciones netas de energía que la Aresep considere válidos para realizar sus estudios, estarán delimitados por el principio de eficiencia, de tal forma que sólo se considerarán bajo condiciones óptimas de operación, de acuerdo con los factores de eficiencia de cada una de las plantas térmicas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y las restricciones técnicas de operación del sistema, de conformidad con la normativa vigente, así como el aprovechamiento óptimo de los recursos existentes. Para estos efectos, se analizará la naturaleza de cada erogación de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 7593, especialmente en lo referente al cumplimiento del servicio al costo (artículo 3.b) y los costos que no se consideran para efectos tarifarios (artículo 32).

m) Las empresas del sector de electricidad ajustarán sus sistemas contables para registrar de manera fiel, diferenciada, oportuna y documentada los ingresos y gastos por concepto del CVG, dedicados exclusivamente a generación térmica e importaciones netas, de acuerdo con lo establecido en esta metodología. Esto implica que el área de generación del ICE debe llevar un registro separado de los gastos por concepto de CVG destinados a generación térmica e importaciones netas, con el detalle que indique la Aresep, y un registro de los ingresos que permita diferenciar lo facturado y recaudado por concepto del CVG. Las empresas distribuidoras deberán registrar separadamente los gastos por concepto de compra de energía y potencia al sistema de generación del ICE, de tal forma que sean claramente identificables las partidas relacionadas con el CVG. La Aresep podrá, mediante resolución, establecer los requisitos y detalles de los registros señalados en este párrafo.

n) La forma de facturación a los usuarios del sistema de generación y distribución debe permitirles identificar el rubro correspondiente a CVG y en el caso de los usuarios finales, se debe mostrar en las facturas al menos el monto correspondiente al factor de ajuste en el precio por concepto de CVG.

o) El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y las empresas distribuidoras de electricidad deben presentar la información a la Autoridad Reguladora que permita aplicar las fórmulas descritas en este informe, según los requerimientos

de información que se establecen en esta metodología y los que emita la

Intendencia de Energía.

p) Los precios resultantes de la aplicación de esta metodología deben expresarse con dos decimales cuando se trate de moneda nacional (céntimos de colón) y cuatro decimales cuando los precios estén expresados en dólares.

q) Para la conversión de colones se utilizará el tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el Sector Público no Bancario establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR), según las estimaciones realizadas por la Intendencia de Energía, debidamente justificadas, lo anterior en concordancia con las resoluciones RJD-139-2015, "Metodología tarifaria ordinaria- para el servicio de distribución de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural" y RJD-141-2015, "Metodología tarifaria ordinaria- para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural".

9. INFORMACIÓN REQUERIDA

A continuación, se detalla la información que la Aresep requerirá para poder aplicar el modelo:

a) Como parte del proceso de fijación tarifaria, para los períodos t1, t2, t3 y t4, el ICE debe remitir a la Aresep, a más tardar el 18 de noviembre de cada año, al menos, la información que se detalla, para los meses de enero a diciembre del año siguiente. Posteriormente, enviará la información trimestral del sistema de generación necesaria para la aplicación de la metodología en los períodos t2, t3 y t4.

i. Demanda mensual de energía y potencia en el período considerado, con la metodología utilizada para efectuar la proyección, incluyendo las ventas en unidades físicas y monetarias del período considerado, para cada uno de los clientes del sistema de generación.

ii. Un balance de energía por fuente, planta y empresa que muestre la metodología establecida para estimar cada uno de los aportes mensuales con el desglose solicitado y cómo se obtuvieron los requerimientos térmicos para el sistema, incluyendo un análisis y detalle de las restricciones técnicas y operativas del Sistema de Generación y Transmisión que afecten este balance.

iii. La programación del mantenimiento de las plantas.

iv. Información relacionada con Alumbrado Público.

v. Detalle de los ingresos facturados por concepto de CVG.

vi. Detalle de los gastos mensuales reales por concepto de combustibles destinados a generación, con corte al mes inmediato anterior (para cada planta, tipo de combustible y con referencia a las unidades producidas por ella).

vii. Estimación mensual del gasto por combustibles, desglosada por planta, incluyendo los criterios utilizados para estimar el precio de los combustibles, el tipo de cambio y el rendimiento de las plantas térmicas.

viii. Políticas de manejo de los inventarios de los combustibles destinados a la generación térmica.

ix. Presentar el registro del gasto por combustibles y KWh generados para exportación, por separado de los costos de CVG utilizado para consumo nacional, con el detalle que permita analizar las transacciones realizadas.

x. Detalle de las importaciones y exportaciones reales de energía desglosadas por país y proveedor, con el detalle de cantidades y precios. Esta información podrá remitirse a más tardar el día 25 de noviembre, a fin de incluir la información más actualizada posible de importaciones y exportaciones.

xi. Detalle y justificación de las proyecciones de importaciones y exportaciones de energía en el MER en cada periodo, con el detalle correspondiente.

xii. Toda la información necesaria para el cálculo de los diferentes componentes de las fórmulas de la metodología de CVG descrita en la sección 5 de este informe, especialmente los componentes mensuales de ingresos y gastos reales asociados al CVG utilizados en generación térmica, importaciones y exportaciones, con el detalle que se señala en cada caso.

xiii. Estrategia de aprovechamiento de oportunidad de importación y exportación de energía en el MER.

b) Para determinar los ajustes trimestrales se requiere la misma información detallada en el punto anterior, para el periodo de referencia. Esta debe presentarse en las siguientes fechas: la del primer trimestre debe entregarse a más tardar el 18 de noviembre, la del segundo trimestre debe remitirse a más tardar el 18 de febrero de cada año, la del tercer trimestre a más tardar el 18 de mayo y la del cuarto trimestre a más tardar el 18 de agosto. La información relacionada con las transacciones desarrolladas en el MER podrá remitirse a más tardar el día 25 de los meses antes indicados, a fin de incluir la información más actualizada posible de importaciones y exportaciones.

c) Para efectos del control de este procedimiento extraordinario, el ICE deberá suministrar en formato electrónico (hoja "Excel") a la Aresep, la siguiente información mensual real de su Sistema de Generación, a más tardar 18 días naturales después del último día del mes respectivo:

i. Ventas mensuales de energía, en unidades físicas y monetarias, a empresas distribuidoras y usuarios finales.

ii. Cantidad de KWh mensuales generados por cada planta térmica.

iii. Cantidad mensual de litros por tipo de combustible y planta, utilizados en la generación térmica destinada a consumo nacional.

iv. Costo mensual por tipo y planta, de los combustibles utilizados en la generación térmica destinada a consumo nacional.

v. eficiencia (KWh/litros) mensual de cada planta térmica.

vi. Facturas por concepto de pagos mensuales por alquiler de plantas de generación térmica.

vii. Cantidad mensual de KWh generados por cada planta térmica y que fueron destinados a exportación.

viii. Detalle mensual de la cantidad y costo de los combustibles utilizados para la generación térmica de exportación, por planta y tipo de combustible.

ix. Una base de datos con el detalle de los movimientos de los combustibles en inventarios, incluyendo unidades físicas y monetarias, por planta, tipo de combustible y tanques (entradas, existencias y salidas de combustibles).

x. Importaciones de energía desglosadas por país y proveedor, con el detalle de mercado de referencia, fecha o periodo de importación, cantidades y precios pagados (incluyendo tipo de cambio).

d) Informe sobre los porcentajes de pérdidas de energía en sus Sistemas de Generación, Transmisión y Distribución con fecha de entrega al 28 de febrero de cada año y su estimación justificada para el siguiente periodo.

e) La información y los datos aportados como base para las estimaciones deben coincidir con los informes mensuales presentados a la Aresep, según los requerimientos de información  vigentes o incluir una justificación documentada de las diferencias. Cualquier cambio en la información aportada en meses precedentes deberá ser reenviada a su versión actualizada, con la debida justificación.

f) Los registro contables de las cuentas de ingresos y gastos relacionadas con el Costo Variable por Generación (CVG) , deberán realizarse en cuentas separadas y debidamente identificadas en todos los estados financieros.

g) La información del punto anterior deberá estar conciliada en los estados financieros trimestrales y anuales (estos últimos auditados) del ICE. Los estados trimestrales se remitirán a la Aresep, en las fechas que se establezcan en los requerimientos respectivos. Los reportes deben detallar adecuadamente los rubros relacionados con el CVG e incluir las respectivas justificaciones cuando se realicen ajustes en estas cuentas.

h) En los Estados Financieros Auditados el ICE deberá presentar una sección exclusiva con el detalle de las cuentas relacionadas con esta metodología.

i) La información relacionada con ingresos y costos del CVG debe remitirse acompañada con una constancia sobre los saldos de estas cuentas, pues ya se cuenta con otros mecanismos para validar la información.

j) Toda la información aportada por las empresas eléctricas relacionada con esta metodología tarifaria debe acompañarse de una declaración jurada indicando que la información remitida es veraz, firmada por el funcionario responsable del trámite respectivo.

k) Toda la información aportada deberá ser presentada en forma digital y los cálculos asociados deberán ser remitidos en hojas electrónicas en formato "Excel", perfectamente editable y con los respectivos vínculos.

l) Si cualquiera de los días mencionados en los puntos anteriores no es hábil, se entenderá referido al día hábil inmediato anterior.

m) Como requisito para la aplicación de esta metodología, se requiere que todas las empresas distribuidoras y el sistema de generación del ICE cumplan en oportunidad y calidad con todos los requerimientos de información, incluyendo las respectivas solicitudes de modificación y revisión que la Aresep haya solicitado, en especial la solicitud de información indicada  en la RIE-089-2016.

Toda la información cuantitativa solicitada en esta sección, u otra que eventualmente se requiera, deberán ser presentadas, en forma impresa, acompañada de los archivos electrónicos completos, en formato de hoja "Excel", con sus respectivas fórmulas y sin bloqueos.

Toda la información originalmente aportada será utilizada para hacer la publicación de la consulta pública respectiva.

La ARESEP efectuará revisiones periódicas a la información que presente el ICE y las demás empresas eléctricas, según los requerimientos que se detallaron.

Asimismo efectuará directamente o contratará con terceros, procesos de revisión, que pueden incluir auditorias operativas, sobre los procesos de despacho que efectué el ICE a través del Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), para garantizar que estos procesos cumplan con el objetivo de garantizar la mayor eficiencia en el despacho nacional y el óptimo aprovechamiento de los recursos para la generación eléctrica.

10. APLICACIÓN POR PRIMERA VEZ

La primera aplicación de esta metodología tarifaria se realizará en el siguiente trimestre después de publicarse la respectiva resolución en el diario oficial La Gaceta, en el tanto no esté en proceso una fijación tarifaria con la metodología aprobada mediante la resolución RJD-017-2012; en cuyo caso, la primera aplicación se postergaría hasta el siguiente trimestre.

Para la primera aplicación de esta metodología tarifaria o simultáneamente con ella, la Autoridad Reguladora ajustará, de oficio, las tarifas base ( las no contempla los costos de combustible e importaciones netas) de todas las empresas distribuidoras, para garantizar que no se dupliquen los costos relacionados con la importación de energía eléctrica del MER; o cualquier otro rubro de costo.