AUTORIDAD
REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESOLUCIÓN
RE-0021-JD-2022
ESCAZÚ, A LAS TRECE
HORAS DEL VEINTINUEVE DE MARZO DE DOS MIL
VEINTIDÓS
"METODOLOGÍA DE
FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES
PRIVADOS AMPARADOS AL
CAPÍTULO I DE LA LEY 7200 QUE HAYAN
RENOVADO Y QUE RENUEVEN
CONTRATO DE COMPRA-VENTA DE
ELECTRICIDAD CON EL
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
(ICE)"
EXPEDIENTE IRM-002-2019
RESULTANDO:
I. Que el 7 de mayo de
2010, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos Aresep, mediante la resolución RJD-009-2010, se aprobó la "Metodología de fijación de tarifas para generadores
privados
existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compraventa de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad",
publicada en La
Gaceta Nº 109 del 07 de junio de 2010. Modificada con las resoluciones RJD-
027-2014 del 20 de marzo de 2014, publicada en el Alcance Digital Nº 10 a La
Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014 y RJD-017-2016 del 8 de febrero de 2016,
publicada en el Alcance Digital Nº 17 a la Gaceta Nº 31 del 15 de febrero de
2016.
II. Que el 8 de octubre de
2018, el Director General del Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR),
mediante el oficio OF-0476-CDR-2018, conformó la fuerza de tarea para la
revisión de la metodología tarifaria para plantas existentes.
III. Que el 8 de julio de
2019, mediante acuerdo 05-29-2019, del acta de la sesión ordinaria 29-2019,
celebrada el 25 de junio de 2019, cuya acta fue ratificada el 02 de julio del
mismo año; la Junta Directiva resolvió:
"I.
Ordenar a la Administración, que someta al procedimiento de audiencia pública
previsto en el artículo 36 de la Ley 7593, la propuesta de modificación a la
"Metodología de Fijación de Tarifas para Generadores Privados Existentes
(Ley 7200) que Firmen un Nuevo Contrato de Compra Venta de Electricidad con el
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)". (Folios 5 a 57 y 232 a
284 IRM- 002-2019)
IV.
Que el
21 de agosto de 2019, se realizó la audiencia pública, la cual consta en el
acta AC-0316-DGAU-2019 del 30 de agosto de 2019 emitida por DGAU. (Folios 912 a
940 IRM-002-2019)
V. Que el 16 de setiembre
de 2019, mediante oficio DFOE-AE-IF-00009-2019 conocido en autos, la CGR emitió
el Informe de auditoría de carácter especial acerca del proceso instaurado por
el ICE y la Aresep para la concesión de la generación
y compra de energía eléctrica a privados. En dicho Informe se establecieron una
serie de disposiciones en materia tarifaria y metodológica para el sector de
generación privada.
VI. Que el 20 de diciembre
de 2019, mediante oficio OF-1088-RG-2019, el Regulador
General solicitó al CDR "valorar, para los efectos de las labores de la fuerza de tarea
responsable de este proceso y, si fuere necesario, redimensionar el alcance y
términos de referencia que guían el trabajo de dicho equipo, la posiciones
presentadas al proceso de audiencia, los elementos de mejora identificados por
la Intendencia de Energía en relación con las metodologías de generación
privada recogidas en el oficio OF-1450- IE-2019, aquellas identificadas en el
informe de la Contraloría General de la República (CGR) N.º DFOE-AE-IF-00009-2019 "Auditoría de Carácter Especial Acerca del Proceso Instaurado por el
ICE y la ARESEP para la Concesión de la Generación y Compra de Energía
Eléctrica a Privados", así como las que, con respecto a las disposiciones de dicho
informe, se indican en el oficio OF-0584-CDR-2019 de la Dirección General a su cargo." (Folios 187 a 188 OT-775-2019)
VII. Que el 6 de febrero de
2020, mediante oficio OF-0108-RG-2020, el Regulador
General, solicitó al CDR(.) "valorar, para los efectos de las labores de la fuerza
de tarea establecida para la revisión de la metodología tarifaria para plantas
existentes y plantas nuevas, incluyendo la generación con fuentes
hidroeléctricas, eólicas y solar; y, si fuere necesario, redimensionar el
alcance y términos de referencia que guían el trabajo de dicho equipo, la
posiciones presentadas al proceso de audiencia, los elementos de mejora
identificados por la Intendencia de Energía en relación con las metodologías de
generación privada recogidas en el oficio OF-1450- IE-2019, aquellas
identificadas en el informe de la Contraloría General de la República (CGR) N.º
DFOE-AE-IF-00009-2019, así como las que, con respecto a las disposiciones de
dicho informe, se indican en el oficio OF- 0584-CDR-2019 de la Dirección General a su cargo." y considerar (.) la conveniencia de contar
a la brevedad posible con metodologías tarifarias por fuente de generación, a
saber, una metodología para generación eólica y otra para generación hidroeléctrica. (.) (el subrayado no es del original).
Dicho
oficio es un complemento del oficio OF-1088-RG-2019 del 20 de diciembre de 2020." (Folio 1107, IRM-002-2019)
VIII. Que el 28 de febrero de
2020, mediante resolución RE-0286-RG-2020, el Regulador
General dispuso "I. Prescindir por razones de oportunidad y conveniencia, de las
etapas 7.1 Planeación, 7.2. Propuesta conceptual y 7.3. Diseño del modelo
tarifario o reglamento técnico o su modificación, del Procedimiento DR-PO-03:
Procedimiento para desarrollar y modificar modelos tarifarios y reglamentos
técnicos, en cuanto a la propuesta de modificación de metodologías tarifarias
de generadores privados con base en la disposición 4.4 del informe de la
Contraloría General de la República DFOE-AE-IF-00009 2019, para que el
respectivo trámite inicie a partir de la etapa 7.4.
Aprobación del diseño y audiencia pública.", corregida mediante resolución
RE-0287-RG-2020 con la misma fecha. (Folio 1213, IRM-002- 2019)
IX. Que el 28 de febrero de
2020, mediante oficio OF-0182-RG-2020 el Regulador
General solicitó al Centro de Desarrollo de la Regulación "(.) valorar, para los
efectos de las labores de la fuerza de tarea responsable del proceso de
revisión de las metodologías relevantes y, si fuere necesario, redimensionar el
alcance y términos de referencia, lo requerido por la CGR en estas
disposiciones y elaborar las propuestas de modificación a las metodologías para
generación privada RJD-009-2010 "Metodología de Fijación de Tarifas
para Generadores Privados Existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato
de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense
de Electricidad (ICE)", RJD-152-2011
"Metodología tarifaria de referencia para plantas de
generación privada hidroeléctricas nuevas" y "Modelo
para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" RJD-163-2011 requeridas
por la CGR en las disposiciones 4.4 y 4.5 y que, para estos efectos, presenten
las propuestas a la mayor brevedad con el fin de que sean conocidas por la
Junta Directiva en su sesión 14-2020 del día 3
de marzo del 2020." (Folio 1213, IRM-002-2019)
X. Que el 3 de marzo de
2020, mediante el acuerdo de Junta Directiva 06-14- 2020, de la sesión
ordinaria 14-2020, se acordó, entre otras cosas,
"instruir
al Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) que presente (.) tres propuestas de
resoluciones independiente, para someter a audiencia pública las siguientes
propuestas de modificación de metodologías tarifarias correspondientes a
generación privada de energía eléctrica: // a) Metodología de Fijación de
Tarifas para Generadores Privados Existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo
contrato de compra venta de electricidad con el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) RJD-009-2010 y sus reformas (RJD-027- 2014 y RJD-017-2016).
// b) Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada
hidroeléctricas nuevas. Resolución RJD-152-2011 y sus reformas (RJD-027-2014 y
RJD-017-2016). // c) Modelo para la determinación de tarifas de referencia para
plantas de generación privada eólicas nuevas. Resolución RJD-163-2011 y sus
reformas (RJD-027-2014 y RJD-017-2016). // Lo anterior, de conformidad con los
oficios OF-0063-CDR- 2020 del 26 de febrero de 2020, OF-0070-CDR-2020 y
OF-0071-CDR-2020, ambos de 29 de febrero de 2020, y en cumplimiento de las
disposiciones 4.4 y 4.5 del Informe de auditoría de la Contraloría General de
la República (CGR) N° DFOE-AE-IF-00009-2019 "Auditoría de Carácter
Especial Acerca del Proceso Instaurado por el ICE y la ARESEP para la Concesión
de la Generación y Compra de Energía Eléctrica a
Privados". Expediente OT-775- 2019." (Folio 1215 a
1216, IRM-002-2019)
XI. Que el 3 de abril de 2020,
mediante el acuerdo 03-26-2020, del acta de la sesión extraordinaria 26-2020,
ratificada el 21 de abril de 2020, la Junta Directiva resolvió por unanimidad
entre otras cosas, en cumplimiento de la disposición 4.6 del informe
DFOE-AE-IF-00009-2019 (en adelante, el informe de la CGR) (Folios 1032 a 1105):
"Someter
a audiencia pública la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas
para generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado
y que renueven contrato de compra venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)", con base en acuerdo de Junta
Directiva 03-18-2020 y las disposiciones 4.4 y 4.5 del informe de la
Contraloría General de la República DFOE-AE-IF-00009-2019.
XII. Que el 27 de agosto de
2020, mediante el acuerdo 03-74-2020, del acta de la sesión extraordinaria
74-2020, la Junta Directiva resolvió por unanimidad, entre otras cosas (Folios
1253 a 1333):
"Modificar
el Por Tanto III del acuerdo 03-26-2020 del acta de la sesión extraordinaria
26-2020, celebrada el 03 de abril de 2020 y ratificada el 21 de abril de 2020
para que se lea de la siguiente manera:
ACUERDO
03-26-2020
(.)
Someter
al procedimiento de audiencia pública previsto en el artículo 36 de la Ley 7593
y los numerales 44 al 61 del Reglamento a la Ley N° 7593, la propuesta de
"Metodología de fijación de tarifas para generadores privados amparados al
Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado y que renueven contrato de compra
venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE)" (.)"
XIII. Que el 20 de noviembre
de 2020, se realizó la audiencia pública, la cual consta en el acta
AC-0580-DGAU-2020 del 26 de noviembre de 2020 emitida por DGAU. (Folios 1619 a
1633).
XIV. Que el 12 de marzo de
2021, mediante el oficio OF-0169-RG-2021, el Regulador General incorpora a la
fuerza de tarea, a dos representantes de la Intendencia de Energía (Folio 2281).
XV. Que el 17 de agosto de
2021, el CDR, mediante el oficio OF-0209-CDR-2021, el Director General del CDR
remitió para valoración del Regulador General, el Informe de análisis de
posiciones presentadas en audiencia pública (IN- 0019-CDR-2021) y el informe técnico final de la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas
para generadores privados amparados al capítulo I de la ley 7200 que hayan
renovado y que renueven contrato de compra-venta de
electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)", post audiencia pública (IN-0021-CDR-2021)
(Folios 1846 a 1971).
XVI. Que el 18 agosto de
2021, el Regulador General, mediante el oficio OF-0543- RG-2021, trasladó a la
SJD para el trámite correspondiente el oficio OF-0209- CDR-2021 (Folio 2414).
XVII. Que el 27 de agosto de
2021, la DGAJR mediante el oficio OF-0869-DGAJR- 2021,
emitió el "Análisis de la propuesta de "Metodología de fijación de
tarifas
para generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan
renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)", concluyendo que según lo
dispuesto en el Lineamiento del Regulador General 353-RG-2017, se identificaron
9 cambios de fondo sustancial, lo cual amerita que la propuesta sea sometida
nuevamente a audiencia pública, en respeto al derecho de participación ciudadana (Folios 2394 a 2413).
XVIII. Que el 7 de setiembre
de 2021, mediante acuerdo 07-77-2021, del acta de la sesión ordinaria 77-2021 y
ratificada el 14 de setiembre del mismo año, la Junta Directiva acordó, entre
otras cosas:
"I. Ordenar a la Administración someter
nuevamente al procedimiento de audiencia pública previsto en el artículo 36 de
la Ley 7593; la propuesta de la "Metodología de fijación de tarifas para
generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado
y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)" (.)" (Folios 1770 a 1844).
XIX.
Que el
30 de setiembre de 2021, se publicó en La Gaceta y los diarios La República y
La Extra la convocatoria a audiencia pública. (Folio 2235).
XX. Que el 1 de octubre de
2021, mediante informe IN-0782-DGAU-2021, la Dirección General de Atención al
Usuario (DGAU), emitió el informe de instrucción de audiencia pública. (Folios
2240 a 2241).
XXI. Que el 6 de octubre de
2021 se realizó la presentación explicativa, la cual fue cargada a la página
web institucional al día siguiente.
XXII. Que el 26 de octubre de
2021, se realizó la audiencia pública, la cual consta en el acta
AC-0801-DGAU-2021 del 2 de noviembre de 2021 emitida por DGAU. (Folios 2364 a
2381).
XXIII. Que el 02 de noviembre
de 2021, mediante el informe IN-0857-DGAU-2021, la DGAU emitió el Informe de
Oposiciones y Coadyuvancias recibidas y admitidas en
la audiencia pública del 26 de octubre de 2021. De dicho informe se extrae que
se admitieron 15 posiciones (Folios 2386 a 2389).
XXIV. Que el 02 de diciembre
de 2021, mediante el oficio OF-0319-CDR-2021, el CDR le solicitó a la DGAJR
criterio jurídico, respecto de las posiciones de carácter jurídico presentadas
por varios actores en la audiencia pública efectuada el día 26 de octubre sobre la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas para
generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado
y que renueven contrato de compra venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)".
XXV. Que el 10 de enero de
2022, mediante el oficio OF-0018-DGAJR-2022, la DGAJR atendió las posiciones
legales presentadas en el proceso de audiencia pública (adjunto al informe
IN-0010-CDR-2022).
XXVI. Que el 10 de marzo de
2022, mediante el informe IN-0010-CDR-2022, la fuerza de tarea remitió al
Director General del CDR, el informe de análisis de posiciones presentadas en
la audiencia pública de la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas para
generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado y
que renueven contrato de compra venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)", en el cual se
recomienda acoger los argumentos identificados con los apartados 1.2, 1.3 y
1.3 (sic) del ICE, de tal forma que se aclare la propuesta en las variables:
costos de explotación unitario, costo de explotación promedio, monto de
inversión unitaria y monto de inversión promedio, además de incluir la
posibilidad de excluir valores extremos para las variables de costos e
inversión de conformidad con lo dispuesto en los incisos d) y e) del artículo
32 de la Ley 7593.
XXVII. Que el 10 de marzo de
2022, la fuerza de tarea, mediante el informe IN-0011- CDR-2022, le remitió al
Director General del CDR, el informe técnico post audiencia pública de la propuesta de "Metodología de fijación de
tarifas para
generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado
y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)", aclarando la propuesta
en las
variables: costos de explotación unitario, costo de explotación promedio, monto
de inversión unitaria y monto de inversión promedio, además de incluir la
posibilidad de excluir valores extremos para las variables de costos e
inversión de conformidad con lo dispuesto en los incisos d) y e) del artículo
32 de la Ley 7593.
XXVIII. Que el 10 de marzo de
2022, el CDR, mediante el oficio OF-0058-CDR-2022, le remitió al Regulador
General, los informes emitidos mediante los oficios IN-0010-CDR-2022 y
IN-0011-CDR-2022.
XXIX. Que el 11 de marzo de
2022, el Regulador General, mediante el oficio OF- 0158-RG-2022, le remitió a
la SJD, el oficio OF-0058-CDR-2022 y sus anexos, a fin de continuar con el
procedimiento respectivo y que la propuesta de metodología tarifaria sea
sometida al análisis de la Junta Directiva.
XXX. Que el 11 de marzo de
2022, la Secretaría de Junta Directiva (SJD), mediante el memorando
ME-0051-SJD-2022, le trasladó para su análisis a la DGAJR, la propuesta de
metodología tarifaria analizada en este caso y el informe de respuesta a
posiciones.
XXXI. Que el 18 de marzo de
2022, mediante resolución RE-0001-CDR-2022, el CDR, resolvió las gestiones de
nulidad presentadas por parte de Hidroeléctrica Río Lajas S.A., Empresa
Eléctrica Matamoros S.A. y Compañía Hidroeléctrica Doña Julia. (Folios 2708 a
2724)
XXXII. Que el 18 de marzo de
2022, la DGAJR, mediante el oficio OF-0228-DGAJR- 2022, emitió criterio con
respecto al análisis post audiencia pública de la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas para generadores privados
amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado o que renueven
contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)"recomendándole a la Junta Directiva lo
siguiente: "Someter al conocimiento y valoración de la Junta
Directiva de Aresep, la propuesta de modificación
de propuesta de "Metodología de fijación de tarifas para generadores
privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan renovado y que
renueven contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)" presentada por la Dirección General
Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el oficio OF-0058- CDR-2022,
del 10 de marzo de 2022 y sus adjuntos.
XXXIII. Que se han realizado las
diligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que la Ley 7593, en su
artículo 5 dispone que la Aresep, es el ente
competente para fijar los precios y tarifas de los servicios públicos, de
conformidad con las metodologías que ella misma determine y debe velar por el
cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima de tales servicios públicos, dentro de los
cuales se encuentra el suministro de energía eléctrica en las etapas de
generación, transmisión, distribución y comercialización.
II. Que de acuerdo con el
artículo 45 de la Ley 7593 y el artículo 6, inciso 14) del Reglamento Interno
de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), corresponde a la Junta Directiva
dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación
del marco regulatorio de los servicios públicos regulados bajo su competencia y
las modificaciones de estos; cumpliendo el procedimiento de audiencia pública
establecido en el artículo 36 de la Ley 7593.
III. Que el informe
IN-0011-CDR-2022, del 10 de marzo de 2022, que es el informe técnico post
audiencia pública de la propuesta de "Metodología de fijación de tarifas
para generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan
renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)", contiene la propuesta del
análisis técnico y legal que sirve de fundamento a la metodología, conviene
extraer lo siguiente en cuanto al marco legal y justificación de la metodología
tarifaria propuesta:
"(.)
IV.
JUSTIFICACIÓN
1.
MARCO LEGAL
El
establecimiento del cambio al modelo de fijación de tarifas propuesto en este
documento tiene sustento legal en la normativa vigente aplicable a la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), que se
citan a continuación.
1.1
Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, para
establecer metodologías tarifarias:
La Aresep es la institución autónoma con personalidad jurídica
y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los servicios públicos
establecidos en la Ley N° 7593, o bien, de aquellos servicios a los cuales el
legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de la Constitución Política,
artículo 1 de la Ley Reguladora de los Servicios Públicos N° 7593 y artículo 2
del Reglamento a la Ley N° 7593, Decreto Ejecutivo N° 29732-MP).
El
numeral 3 inciso a) de la Ley N° 7593, define el servicio público, como el que
por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea calificado como
tal por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de
esta ley. Asimismo, el inciso b) define el servicio al costo como el:
"Principio que determina la forma de fijar las tarifas y los precios de
los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos
necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y
garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de acuerdo con lo que
establece el artículo 31."
El
artículo 4 de la Ley N° 7593, establece como objetivos fundamentales de la de
la Aresep, los siguientes:
"Artículo
4.- Objetivos
Son
objetivos fundamentales de la Autoridad Reguladora:
a)
Armonizar los intereses de los consumidores, usuarios y prestadores de los
servicios públicos definidos en esta ley y los que se definan en el futuro.
b)
Procurar el equilibrio entre las necesidades de los usuarios y los
intereses de los prestadores de los
servicios públicos.
c)
Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo
establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley.
d)
Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad,
continuidad y confiabilidad necesarios para prestar en forma óptima, los
servicios públicos sujetos a su autoridad.
e)
Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del ambiente, cuando
se trate de la prestación de los servicios regulados o del otorgamiento de
concesiones.
f)
Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios
públicos definidos en ella."
En ese
sentido, la Ley N° 7593, le otorgó a la Autoridad Reguladora, facultades
suficientes para ejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan
en el país, incluidos los de suministro de energía eléctrica en las etapas de
generación, transmisión, distribución y comercialización. Dentro de los servicios
sobre los cuales la Aresep ejerce sus competencias
exclusivas y excluyentes, se encuentra el indicado en el numeral 5 inciso a) de
la Ley 7593, que dispone en lo de interés:
"Artículo
5.- Funciones
En los servicios
públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y
tarifas; además, velará por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, según el artículo
25 de esta ley. Los servicios públicos antes mencionados son:
a)
Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, trasmisión,
distribución y comercialización. (.)" El artículo 6 inciso d) de la Ley N°
7593, establece como obligación de la Autoridad Reguladora "(.) fijar las
tarifas y los precios de conformidad con los estudios técnicos", e indica
el citado numeral que "(.) Toda disposición que se emita en relación con
las materias a que se refiera este artículo, será de acatamiento obligatorio."
Norma que se encuentra relacionada con lo dispuesto en los numerales 3.b), 6.a)
y f), 20, 31 al 37 del mismo cuerpo legal, los cuales fijan los parámetros,
criterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al
principio de servicio al costo, obligación reiterada vía reglamento, en el
artículo 4, inciso a) punto 2) del Reglamento a la Ley N° 7593, Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que establece entre las funciones de la Aresep:
"2. Fijar los precios, tarifas y tasas de
los servicios públicos regulados por la
ley, con
observancia del principio de servicio al costo, según lo establecido en el
artículo 31 de la ley y con sujeción a los criterios de equidad social,
sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica,
definidos en el Plan Nacional de Desarrollo, así como en procura del equilibrio
financiero de la empresa o entidad prestataria del servicio."
Por su
parte el artículo 9 de la Ley N° 7593, dispone en lo de interés:
"Artículo
9.- Concesión o permiso
(.)
La
Autoridad Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley No. 7200 y
sus reformas, del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de
Electricidad. Ningún prestador de un servicio público de los descritos en el
artículo 5 de esta Ley, podrá prestar el servicio, si no cuenta con una tarifa
o un precio previamente fijado por la Autoridad Reguladora."
Los
artículos 14 y 24 de la Ley N° 7593, establecen la obligación de los
prestadores de servicios públicos, de suministrar a la Aresep,
de forma oportuna, la información que les solicite, relativa a la prestación
del servicio. Todo lo cual es acorde con lo dispuesto en el numeral 6 del
Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, el cual dispone, que el prestador brindará el
servicio conforme a los principios de eficiencia, continuidad e igualdad,
establecidos en la Ley General de la Administración Pública (artículo 4), los
reglamentos correspondientes y la concesión.
Conforme
con lo dispuesto en la Ley N° 7593, le corresponde a la Aresep,
velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima del servicio de los servicios públicos que
regula. Competencia respecto de la cual el artículo 5 remite al artículo 25 de
la misma Ley, el cual dispone:
"Articulo
25.- Reglamentación
La
Autoridad Reguladora emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que
especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, contabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios
públicos, conforme a los estándares específicos existentes en el país o en el
extranjero, para cada caso."
El
artículo 29 de la Ley N° 7593, dispone que: "(.) la Autoridad Reguladora
formulará y promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a las
que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos."
El
procedimiento para fijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley N°
7593, el cual cita de forma expresa:
"Artículo
30.-Solicitud de fijación o cambios de tarifas y precios
Los prestadores
de servicios públicos, las organizaciones de consumidores legalmente
constituidas y los entes y órganos públicos con atribución legal para ello,
podrán presentar solicitudes de fijación o cambios de tarifas. La Autoridad
Reguladora estará obligada a: "recibir y tramitar esas peticiones,
únicamente cuando, al presentarlas, cumplan los requisitos formales que el
Reglamento establezca. Esta Autoridad podrá modificar, aprobar o rechazar esas
peticiones. De acuerdo con las circunstancias, las fijaciones de tarifas serán
de carácter ordinario o extraordinario.
De
acuerdo con las circunstancias, las fijaciones tarifarias serán de carácter
ordinario o extraordinario. Serán de carácter ordinario aquellas que contemplen
factores de costo e inversión, de conformidad con lo estipulado en el inciso b)
del artículo 3, de esta ley. Los prestadores deberán presentar, por lo menos
una vez al año, un estudio ordinario. La Autoridad Reguladora podrá realizar de
oficio, modificaciones ordinarias y deberá otorgarles la respectiva audiencia
según lo manda la ley.
Serán
fijaciones extraordinarias aquellas que consideren variaciones importantes en
el entorno económico, por caso fortuito o fuerza mayor y cuando se cumplan las
condiciones de los modelos automáticos de ajuste. La Autoridad Reguladora
realizará, de oficio, esas fijaciones."
Así,
establece la norma citada, que el procedimiento para fijar tarifas puede ser
ordinario o extraordinario, dependiendo de las circunstancias o factores que lo
motivan.
Las
fijaciones de carácter ordinario pueden ser contempladas aquellas revisiones
que se realizan a una o varias empresas, ya sea por gestión directa, o de
oficio por el Ente Regulador. En la fijación ordinaria, se contemplan factores
de costo e inversión, de conformidad con lo dispuesto en el inciso b) del
artículo 3 de la Ley N° 7593.
Las
fijaciones de carácter extraordinario, el artículo 30 de la Ley N° 7593,
establece que serán aquellas que consideren variaciones importantes en el
entorno económico, por caso fortuito o fuerza mayor y cuando se cumplan las
condiciones de los modelos automáticos de ajuste.
A su
vez, el cardinal 31 de la Ley N° 7593, establece que para fijar tarifas se
deben tomar en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio
público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades
del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas
prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana
empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se
considerará la situación particular de cada empresa. Dicha normativa, define en
su párrafo tercero las condiciones de los modelos automáticos de ajuste, de la
siguiente manera:
"(.)
La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en
función de la modificación de las variables externas a la administración de los
prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de
interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el
Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere
pertinente (.)".
Así, en
el procedimiento tarifario, cada petición sobre tarifas y precios deberá estar
debidamente justificada, según lo dispone el artículo 33 de la Ley N° 7593 y
regirán las tarifas y precios, que fije la Aresep, a
partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o a partir
del momento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo 34 Ibidem.
Lo
anterior, también es desarrollado, en los artículos 14 al 17 del Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que disponen entre otras cosas, que para fijar las
tarifas se utilizarán los modelos, los cuales deben ser aprobados por la Aresep, de acuerdo con la ley; que las tarifas se fijaran
de manera que incorporen elementos técnicos y económicos; que se tomarán en
cuenta ingresos y costos necesarios para prestar el servicio, la obligación de
que los prestadores lleven una contabilidad separada para la actividad de
explotación del servicio público que prestan.
El
numeral 36 de la Ley N° 7593, dispone el procedimiento de audiencia pública,
que deberá seguirse en la formulación o revisión de los modelos de fijación de
precios y tarifas, en la que podrán participar las personas que tengan interés
legítimo para manifestarse. Dicho numeral, se encuentra reglamentado en los
artículos 44 al 56 del Decreto N° 29732-MP, en relación con el numeral 9 de la
Constitución Política, como manifestación del derecho constitucional de
participación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la Sala Constitucional en
la sentencia 7213-2012, al establecer la obligación de la Aresep,
de garantizar la participación ciudadana en la formulación de metodologías
tarifarias (en igual sentido ver las sentencias de la Sala Constitucional Nº
2009-016649 y Nº 2008- 17093, entre otras).
En ese
contexto normativo, se debe indicar que el Reglamento Interno de Organización y
Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano
Desconcentrado (RIOF), distribuye las competencias establecidas por la Ley N°
7593. Al respecto, establece el numeral 6 inciso 16) del RIOF, entre las
funciones de la Junta Directiva: "16. Aprobar las metodologías
regulatorias que se aplicarán en los diversos sectores regulados bajo su
competencia."
Por su
parte, el numeral 9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General,
designar equipos para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución
de proyectos para el diseño de metodología de fijación de tarifas.
El
artículo 21.3 del RIOF, establece que le compete al CDR, la "(.) revisión
de la validez y competitividad de los modelos que están siendo aplicados por Aresep para regular los servicios públicos". Dicho
numeral, establece en su inciso 9), que el CDR tiene entre sus funciones, lo
siguiente: "9. Participar, como parte de equipos designados por el
Regulador General, en la ejecución de proyectos para el diseño de metodologías
de fijación de tarifas (.)"
Entre
las competencias distribuidas en el RIOF, se encuentran las otorgadas a las
Intendencias de Regulación de Servicios Públicos, según los numerales 16 a 20
de esa reglamentación.
Para el
caso concreto, la Intendencia de Energía, tiene la competencia de fijar los
precios, tarifas y tasas de los servicios públicos bajo su competencia, entre
ellos, los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización, según lo disponen los artículos
16, 17 incisos 1), y 19 incisos 1) y 2) del RIOF.
De ese
marco normativo, se desprende que la Aresep, tiene la
potestad exclusiva y excluyente, para la fijación de las tarifas de los
servicios públicos regulados en la Ley N° 7593, potestad irrenunciable,
intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la
Ley General de la Administración Pública (LGAP).
En ese
sentido, definir y establecer las metodologías o modelos tarifarios que
determinarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación,
se encuentra comprendida dentro de la competencia tarifaria conferida a la Aresep.
La Sala
Primera de la Corte Suprema de Justicia -como intérprete supremo en materia de
legalidad-, en la sentencia 001687-F-S1-2012, ha señalado con respecto a las
potestades de la Aresep, para establecer las
metodologías tarifarias, que "(.) la Autoridad Reguladora se constituye en
la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de
esos postulados que impregnan la relación de transporte público. Sus potestades
excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que
regularan el contrato, equilibrando el interés del operador y de los
usuarios".
En ese
mismo sentido, el Tribunal Contencioso Administrativo Sección VI, en la
sentencia Nº 00081-2016 del 13 de mayo del 2016, dispuso:
"Aquí
debe recordarse que la regulación económica que ejerce la ARESEP, lo es, en
forma exclusiva y excluyente, lo que da como consecuencia que no se encuentre sujeta
a disposiciones o directrices en esta materia, que le sean vinculantes por
parte de otros órganos de la propia Administración Pública, dicho de otra
forma, no existe ninguna otra autoridad administrativa, que pueda realizar esta
función, si esto fuera así, ello implicaría una intromisión a las competencias
exclusivas otorgadas por el legislador al amparo de su Ley de creación (.)"
Asimismo,
el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Cuarta, mediante la sentencia
N° 78-2016-IV dictada a las 8:20 horas del 7 de setiembre de 2016, citó:
(.) es
la Aresep quien tiene la competente para fijar las
tarifas y precios de conformidad con las metodologías que ella misma determine
y velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que enumera el
artículo 5º de la Ley Nº 7593, incluyendo la energía eléctrica en las etapas de
generación, transmisión, distribución y comercialización, (artículo 5º inciso
a) de la Ley Nº 7593), para lo cual ostenta facultades técnicas exclusivas y
excluyentes. (.) En criterio de este Tribunal la Aresep
se encuentra facultada para elegir el método técnico para la fijación de un
precio que garantice el servicio al costo y el equilibrio financiero del
prestador del servicio público regulado. Se trata del ejercicio de una potestad
discrecional técnica, sin que implique la delegación en otra institución
pública del ejercicio de la competencia legal de fijación tarifaria, al amparo
del artículo 31 de la Ley 7593. (.)
En esta
decisión se toma en cuenta, la relación sujeción especial de los generadores
privados y el acuerdo voluntario suscrito por la parte actora para someterse a
la regulación de la Aresep (.)"
Dicha
sentencia, fue confirmada por la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia,
en la sentencia reciente N° 000600-F-S1-2020 dictado a las 10:10 horas del 27
de febrero de 2020, en el cual se dispuso en lo de interés:
"III.
(.)
Enfatizó, existió un acuerdo voluntario de la parte actora con el ICE para
sujetarse a las tarifas establecidas por la Aresep,
siendo que el Addendum suscrito con posterioridad no
deja ninguna duda acerca de la sujeción a la metodología que adopte la ARESEP y
a sus modificaciones sin requerir posteriores ajustes al contrato. La parte
actora externó libremente su voluntad de someterse a la metodología de la
ARESEP, entendida como la metodología o fórmulas técnicas para la fijación de
la tarifa del sector industrial al que pertenece la actividad que desarrolla. (.)
Subrayó en torno a la sujeción normativa y disposiciones tarifarias de la
ARESEP, es evidente la existencia de una relación de sujeción especial, en
virtud de las especiales características de servicio público que posee la
relación contractual/concesionaria que la empresa actora como generador privado
mantiene para venta de energía hidroeléctrica con el comprador único el ICE por
disposición de ley. Tal condición, estipuló, la obliga a sujetarse al ente
regulador en materia de la fijación de precios de los servicios públicos de
conformidad con los artículos 5 y 31 de la Ley 7593 e impide que se desapliquen
las normas vigentes para el caso concreto. Manifestó, en este sentido, todo
reclamo tendiente a que se mantenga la metodología aplicada inicialmente por la
ARESEP o una tarifa fijada, es abiertamente improcedente, ya que no existe un
derecho amparado en el Ordenamiento Jurídico al mantenimiento de la tarifa o
del método de cálculo por tratarse de un servicio público regulado, que impone
el pago de un precio al costo y respetando el equilibrio financiero. Así,
argumentó, el marco normativo en materia de fijación de precios del servicio
público, exige que sean revisados y ajustados a la realidad sobre
criterios fácticos, científicos o jurídicos en cumplimiento del interés público
y en aplicación de los Principios de Inderogabilidad Singular de los
Reglamentos e Igualdad, sin que la tarifa fijada y el método de
cálculos puedan mantenerse estáticos en el tiempo.
(.)
IV.
(.) Desde
esa óptica, cualquier reclamo en cuanto a la existencia de un deber de ARESEP
de conservar invariable durante el periodo de concesión, una metodología de
fijación tarifaria única basada en el método de tasa de retorno, que no pueda
ser revisada o modificada ulteriormente, resulta inadmisible, ya que no
existe en el ordenamiento jurídico el derecho a la invariabilidad
tarifaria o de su metodología de fijación, en materia de servicios públicos
regulados. Lo anterior, como lo expresa el Tribunal, obliga a que las
tarifas y sus metodologías puedan ser oportunamente revisadas o variadas, según
las condiciones del entorno económico en el cual aplican, ajustándose a la
realidad de la prestación, conforme a criterios fácticos, técnicos, científicos
o jurídicos en cumplimiento del interés público."
En esa
línea de análisis, la Procuraduría General de la República (PGR), como ente
técnico consultivo de la Administración Pública, en reiterados pronunciamientos
ha afirmado que la definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra
comprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la Aresep de fijar tarifas. Al respecto véase el dictamen
C-416-2014, que cita: "c) La definición de metodologías o modelos
tarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y
excluyente de la ARESEP de fijar tarifas, sin que se encuentre obligada a
coordinar con otras entidades u órganos.".
Esa
misma posición, ha sido reiterada por la PGR en el dictamen C-023-2017, al
establecer que la Aresep, "(.) es el ente
competente para establecer las metodologías o modelos tarifarios que
determinarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su
regulación.".
Además,
se debe indicar que el establecimiento de metodologías y criterios tarifarios
por parte de la Aresep se enmarca claramente dentro
de la discrecionalidad técnica que se le ha reconocido a este ente regulador,
siempre y cuando se respete el principio del servicio al costo. Lo anterior, es
acorde con los artículos 15, 16, 160 y 216 de la Ley General de la
Administración Pública (LGAP) y el numeral 122 inciso f) del Código Procesal
Contencioso Administrativo, Ley N° 8508. Al respecto, la Sala Primera en la
sentencia 001687-F-S1-2012, ha reconocido esa discrecionalidad de la Aresep, en el establecimiento de metodologías, al indicar:
"No
existe duda de que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de
solicitudes tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para
cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las
posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las
empresas prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para
ello la Ley no. 7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6
inciso d) y 29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo
es para elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que
serán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización
(en el procedimiento en sí)."
Así las
cosas, en aplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11
de la Constitución Política), las tarifas deben establecerse a tono con los
mecanismos debidamente establecidos para tal efecto, mediante el procedimiento
que contiene la Ley N° 7593 y su reglamento, Decreto Ejecutivo N° 29732-MP.
De
acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6
inciso d) y 31 al 36 de la Ley N° 7593, los numerales 4 inciso a) punto 2), 14,
15, 16, 17 y 41 del Reglamento a la Ley de la Aresep,
N° 29732-MP, los artículos 6.16, 16 y 17 del RIOF, le corresponde a la Aresep, fijar los precios y tarifas de dichos servicios
públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las
determinarán.
1.2 Sobre
la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica
Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de
políticas y planes nacionales referentes a este sector, que orientan las
acciones de los agentes, corresponde a la Dirección Sectorial de Energía (DSE),
perteneciente al Ministerio mde Ambiente y Energía
(MINAE), ente que elabora el Plan Nacional de Energía - PNE- (actualmente, rige
el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030), y el Ministerio de Planificación
Nacional y Política Económica, con Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión
Pública (PNDIP)(*).
(*)(Nota de Sinalevi: Así modificada
su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la
Implementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento
del Sistema Nacional de Inversión Pública,
aprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025.
Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de
Desarrollo (PND)")
La labor de regulación del servicio de suministro de energía
eléctrica en todas sus etapas está a cargo de la Aresep.
El artículo 5 inciso a) de la Ley 7593, establece como servicio público:
"a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de
generación, trasmisión, distribución y comercialización."
La prestación de este servicio público, como cualquier otro,
amerita por parte de la Aresep, la fijación de
tarifas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las metodologías que
se establezcan al efecto.
En cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, la Aresep debe realizar su competencia regulatoria, con base
en el "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC,
que dispone en lo de interés:
"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este
Reglamento define y describe las condiciones principales en que debe
suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.
Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se
encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen
de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas
parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio,
suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de
la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del
servicio a terceros."
"Artículo 2º. Objeto. El presente Reglamento
define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la
regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y
usuarios, en las áreas técnicas y económicas."
Asimismo, el "Reglamento de Concesiones para el Servicio
Público de Suministro de Energía Eléctrica" (Decreto 30065-MINAE)
establece:
"Artículo 2º- Este Reglamento tiene como objeto
establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de
prestación del servicio público de suministro
de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos
5 inciso a) y 9 de la Ley N.º 7593 (.).
"Artículo
3º- El
MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las
concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus
etapas de generación y distribución y comercialización
de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas, las cuales
serán tramitadas por la ARESEP, según lo
dispuesto en el artículo 9 de la Ley N.º 7593.
Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el
conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la
distribución y la comercialización de la energía eléctrica. Dependiendo de la
etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica,
así será la intervención de los diversos participantes del sector, y conforme a
ello, la Aresep fijará las tarifas respectivas.
Resulta importante mencionar que, la PGR, en el dictamen C-293-2006,
reiteró la competencia de la Aresep, para la fijación
de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en
todas sus etapas, cita en lo de interés:
"(.) El suministro de
energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso
a) del artículo 5 de la Ley Ni 7593 le otorga competencia a la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro
de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la
competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro
de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su
comercialización (.)".
En esa línea, se debe indicar que la generación privada, está
delimitada por lo establecido en las leyes N° 7200 "Ley que Autoriza la
Generación Eléctrica Autónoma o Paralela" y N° 7508 "Reformas a la
Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela" y el
Reglamento al Capítulo I de la Ley N° 7200 " Decreto Ejecutivo N°
37124-MINAET.
La Ley de "Generación Eléctrica Autónoma o Paralela",
Ley N° 7200, vigente desde el 18 de octubre de 1990, define en su artículo 1,
la generación autónoma o paralela como la energía producida por centrales
eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o
cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional, por su
parte, el artículo 3 de dicha Ley, declara de interés público la compra de
Electricidad por parte del ICE, a las empresas privadas.
Además, el artículo 14, establece la potestad de la Aresep para fijar las tarifas para la compra de energía eléctrica,
por parte del Instituto Costarricense de Electricidad.
Citan los artículos 3 y 14 en lo de interés:
ARTICULO 3.- Interés público.
Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte
del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo
menos el treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a
costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para
explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que
no sean convencionales.
ARTÍCULO 14.- Las tarifas para la compra de energía eléctrica, por
parte del Instituto Costarricense de Electricidad, requieren la expresa y
previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad1, el que,
antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los
concesionarios afectados."
1El numeral 1° de la ley de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), N° 7593 del 9 de agosto de 1996, se transformó el Servicio Nacional
de Electricidad en una institución autónoma, denominada Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.
Adicionalmente, en la Ley Marco de Concesión para el
Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica,
Ley N°8723, se establece:
"Artículo 17 .- La regulación en cuanto al servicio
público y las tarifas de venta de electricidad al ICE, que se aprueben para las
empresas que tengan concesiones para el aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas
para la generación hidroeléctrica al amparo de esta Ley, se establecerán de
acuerdo con los principios, los criterios y las normas de la Ley Nº 7593, en
particular los preceptos de servicio al costo y de fijación de precios y
tarifas contenidos en los artículos 3 y 31, respectivamente. El criterio de
costo evitado no podrá ser utilizado, bajo ninguna circunstancia, en la
fijación de los precios y las tarifas para la venta de energía al ICE u otros
distribuidores autorizados por ley". (Resaltado es nuestro).
En esa misma línea de análisis, el "Reglamento al Capítulo I
de la Ley N° 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o
paralela", Decreto Ejecutivo N° 37124-MINAET publicado en el Alcance N° 72
del Diario Oficial La Gaceta del 5 de junio del 2012, establece en el artículo
tercero, la participación de generadores privados:
"Artículo 3.- Participación:
Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en
participar en la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela
para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I
de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía
siguiendo los procedimientos que para tal efecto establezca el ICE de
conformidad con las disposiciones del presente reglamento. El ICE está
facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica
como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de
veinte años. (.)"
Además, el Decreto Ejecutivo N° 37124-MINAET
establece en sus artículos 20 y 21 los procesos de formalización de contratos
de compra-venta de energía en lo que se refiere a tarifas y precios de compra,
normas que señalan en lo de interés:
(.) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo
dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta
de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y sus reformas.
Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de
energía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para
considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y eficientes.
Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de fuente de
energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos
desarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos
y el desempeño de las plantas existentes. (.)
Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas
existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una
banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura
desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de
acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN.
Artículo 21.- Precio de compra de la energía: El ICE
comprará la energía al precio ofrecido por el Productor en el proceso en que
resultó seleccionado.
Dicho precio será ofrecido por el Productor respetando los rangos
establecidos en la tarifa fijada por la ARESEP y que se encuentre vigente en el
momento de presentar su propuesta.
En el contrato que suscriba el ICE con el Productor se contemplará
el precio ofrecido junto con la fórmula para su actualización durante la
vigencia del Contrato.
La fórmula de actualización del precio de la energía deberá estar
sustentada sobre la base del reconocimiento únicamente de las variaciones en
los costos de explotación y deberá estar contemplada en los términos de
referencia, de modo que forme parte integral del precio ofrecido.
El reconocimiento de cualquier ajuste resultante de la aplicación
de la fórmula señalada quedará sujeto a que el precio de compra de energía, en
todo momento, se encuentre dentro de los límites establecidos por la tarifa que
tenga vigente la ARESEP. (.)" (Resaltado es nuestro).
Dichas normas, resultan concordantes con el "Reglamento
Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que
dispone en lo de interés:
"Artículo 22.-Principios generales para las solicitudes de
reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los
gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y
una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir
la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que
garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo.
Artículo 23.-Aplicación. Las peticiones de fijación tarifaria
deben ajustarse a la Ley N° 7593, a su Reglamento y a este Reglamento. Con base
en los principios, objetivos y obligaciones establecidos en la Ley N° 7593, la
Autoridad Reguladora aprobará y controlará el nivel óptimo de los ingresos, la
estructura tarifaría y los precios y tarifas de los servicios, que permitan la
operación óptima, la eficiencia económica, el suministro del servicio a niveles
aceptables de calidad, la expansión y mejora del servicio; al menor costo y
acorde con las necesidades del mercado de los servicios de la energía
eléctrica; pudiendo utilizarse metodología de precios tope con o sin incentivo
y penalizaciones, bandas de precios, comparación con parámetros eficientes o
cualquier otra metodología que la Autoridad Reguladora considere conveniente
para cumplir con sus funciones. Las metodologías para la fijación de tarifas
necesariamente deben contemplar límites máximos, establecidos de acuerdo con el
comportamiento de las tarifas en un conjunto de países con los cuales Costa
Rica compite en el comercio internacional y en la atracción de inversiones. Ese
conjunto de países será definido por ARESEP, previa consulta con el Ministerio
de Comercio Exterior."
Artículo 26.-De las tarifas para el servicio de generación. La
tarifa de generación para venta a las empresas distribuidoras y a abonados que
estén servidos en alta tensión se definirá por los principios generales
establecidos en el artículo 22 de este Reglamento.
Los costos de generación reconocidos por la compra de electricidad
en bloque a las empresas distribuidoras se establecerán con base en las tarifas
vigentes que existen para ese mismo caso, de manera que no sobrepase otras
opciones más económicas con que puede contar la empresa distribuidora.
En caso de que la empresa distribuidora genere con una planta de
su propiedad, se le asignará a esta electricidad para efectos tarifarios, un
valor que reconozca los costos y una rentabilidad razonable, pero que en ningún
caso excederá la tarifa de compra de electricidad de menor costo existente en
el mercado.
El cálculo del costo de las compras de electricidad debe permitir
que las empresas distribuidoras tengan incentivos para contratar en forma
económica el suministro de energía en bloque y a la vez, que parte de las
ventajas en el precio de compra se apliquen en beneficio de los usuarios
finales."
Articulo 31.-Determinación de otros cargos. La Autoridad
Reguladora fijará todos los otros cobros que realicen las empresas de energía
eléctrica como parte de su servicio, tales como las cuotas de conexión o
desconexión o similares.
Artículo 32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones
de la prestación del servicio.
La Autoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes
servicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el
cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para ello empleará:
(.)
c. Las disposiciones tarifarías que se suministran en las
resoluciones emitidas por el Organismo Regulador.
(.)
Artículo 35.-Etapas en el proceso de regulación y evaluación.
Con el fin de facilitar la adecuación gradual de las empresas eléctricas
a las exigencias en cuanto a calidad del servicio indicadas en este reglamento
y en las respectivas normas técnicas sobre calidad, que emita la Autoridad
Reguladora, se establecen tres etapas consecutivas, denominadas:
"Preliminar", "Ajuste" y "Fiscalización"
y que se describen así:
- Preliminar: En la que se deben poner en marcha, por parte de las
empresas y en un plazo fijado por la Autoridad Reguladora, previa consulta a
ellas, los procedimientos, metodologías y mecanismos necesarios para el
cálculo de los indicadores evaluativos y fiscalizadores, establecidos en las
normas técnicas respectivas. (.) (Resaltado es nuestro)
Aunado a lo anterior, la Junta Directiva de la Aresep,
mediante la resolución RJD- 17-2016 del 8 de febrero de 2016 "Modificación
de las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados de energía
eléctrica con recursos renovables", dispuso en lo de interés:
"En el caso particular del servicio público de electricidad y
en particular, en el segmento de generación de este bien, la Autoridad ha
establecido un conjunto de métodos de regulación que permiten establecer
precios o tarifas de acuerdo con la fuente de generación del bien, entre otras:
las fuentes hídricas, eólicas, térmicas, biomasa, solar. En el mercado, la
oferta de generación se da por actores privados, públicos, cooperativas,
procurando que se utilicen de la mejor manera posible, distintos procesos de
producción que están relacionados con el tamaño de planta en la fuente del
recurso, la generación de economías de escala y de ámbito, el uso eficiente de
las innovaciones y mejoras tecnológicas y las mejores prácticas gerenciales.
Por estos motivos, existe una dinámica en la oferta del mercado que hace que
los costos y precios cambien intertemporalmente con
estas mejoras. Todos estos elementos, son objeto de estudio, análisis y
revisión periódica de las metodologías tarifarias que realiza la Autoridad
Reguladora."
De acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5
inciso a), 6 inciso d) y 31 al 36 de la Ley N° 7593, numerales 4 inciso a)
punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, artículo 6
inciso 16 del RIOF, artículo 14 de la Ley N° 7200, numeral 20 del Decreto
Ejecutivo N° 37124-MINAET, artículo 23 y 26 del "Reglamento Sectorial de
Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, corresponde a la Aresep, fijar los precios y tarifas de dichos servicios
públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las
determinarán.
Por lo anterior, se encuentra sustento para elaborar y aprobar la
propuesta de modificación de la RJD-009-2010 y sus reformas: "Metodología
de Fijación de Tarifas para Generadores Privados Existentes (Ley 7200) que
Firmen un Nuevo Contrato de Compra-Venta de Electricidad con el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE)".
1.3 Criterio jurídico respecto al cambio de metodología tarifaria
para generadores privados y el ICE cuyos contratos están vigentes
Ante la consulta realizada por el Director del CDR en el oficio
OF-0198-CDR-2021 de si existe alguna limitación legal para aplicarles un cambio
metodológico a los generadores y el ICE cuyos contratos se encuentran vigentes,
la DGAJR dio respuesta mediante el OF-0817-DGAJR-2021 del cual se considera
necesario extraer lo siguiente:
"4) Conclusiones:
1. Los servicios públicos adquieren dicha
condición, en atención a la satisfacción de una necesidad general, que es de
interés público y están sujetos a un régimen jurídico de sujeción especial.
2. De acuerdo con el artículo 3 inciso a) de la
Ley N° 7593 se entiende por servicio público aquel que por su importancia para
el desarrollo sostenible del país es calificado como tal por el legislador.
3. No es el interés de la Administración titular,
ni el interés particular de los usuarios, o el del prestador habilitado, el que
debe prevalecer, aspecto que debe queda claro desde las diversas perspectivas
existentes en torno a la prestación de los servicios públicos.
4. La declaración de una actividad como servicio
público (publicatio) implica que la titularidad de
éste se encuentra a cargo de la Administración Pública. De modo que, un tercero
público o privado no puede pretender explotar un servicio público, a menos que
cuente con la debida habilitación de parte de la Administración titular del servicio,
mediante la cual, le delegue su prestación. Tal delegación no implica una
pérdida de la titularidad del servicio público en cuestión.
5. Los terceros que presten un servicio público
por delegación de la Administración Pública, se encuentran sujetos al control,
supervisión y verificación de parte de ésta, que en última instancia es la que
debe velar porque el servicio se ofrezca en las condiciones necesarias para
satisfacer el interés público.
6. Existe una relación de sujeción especial entre
la Administración titular y el prestador habilitado (artículo 14 de Ley General
de la Administración Pública), la cual, si bien, tiene como base la existencia
de una relación jurídico administrativa entre ambas partes y se encuentra
regulada por principios generales del derecho administrativo, no se trata de
cualquier relación, sino que, como característica esencial implica una mayor
proximidad de parte de la Administración, que genera un vínculo de gran
intensidad con el particular habilitado, en la cual, éste goza de ciertas
ventajas o beneficios, pero al mismo tiempo, tiene obligaciones, a fin de
cumplir con el fin del servicio que presta.
7. El ordenamiento jurídico (en este caso,
relativo a los servicios públicos), implica que existe normativa a partir de
las diversas fuentes establecidas legalmente (artículo 6 de la Ley General de
la Administración Pública), a través de la cual, la Administración en el
ejercicio de sus competencias, define las condiciones específicas en las cuales
se debe desarrollar la relación de sujeción especial que sostiene con los
particulares habilitados para prestar un servicio público.
8. El particular habilitado, se encuentra sometido
a lo que disponga el ordenamiento jurídico referente a su actividad, a los
controles administrativos que se dispongan, a las consecuencias del ejercicio
de las diversas potestades atinentes, y a las diversas órdenes, directrices y
disposiciones administrativas de las que puedan ser objeto. Esto evidencia, un
fortalecimiento de la posición de la Administración y la prevalencia del
interés general.
9. El ejercicio de las potestades encomendadas a
la Aresep, evidencian un control de naturaleza
intensa, que obliga a una prestación adecuada de los servicios públicos en
cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, continuidad, oportunidad y
prestación óptima, de forma que se promueva la satisfacción del interés general
(artículo 5 de la Ley N °7593).
10. Esa relación de sujeción especial dentro de la
cual se presta un servicio público, se encuentra sometida a un ordenamiento
jurídico, en el cual, predomina la Ley N° 7593 y su reglamento, así como, la
normativa técnica, metodologías tarifarias y demás disposiciones regulatorias
que emita la Aresep, sin perjuicio de la normativa
adicional o especial, que resulte aplicable según cada servicio.
11. Lo dicho, incluye a los prestadores del
servicio de suministro de energía eléctrica, establecido en el artículo 5
inciso a) de la Ley N °7593, que en todas sus etapas (generación, y
transmisión, distribución y comercialización), es considerado como servicio
público, al lado de los demás servicios definidos así por el legislador, por su
importancia para el desarrollo sostenible del país.
12. Dentro del servicio de suministro de energía
eléctrica, se encuentra el de generación privada de energía eléctrica,
autorizado en las condiciones establecidas en la Ley que autoriza la Generación
Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N° 7200 y su reforma efectuada mediante la
Ley N° 7508, lo que implica el sometimiento de los generadores privados,
igualmente, al régimen de sujeción especial ejecutado por la Aresep en cuanto a la regulación de los servicios públicos
refiere.
13. En cuanto a la definición de una metodología
tarifaria por parte de la Aresep, solamente se hace
referencia a los generadores privados sujetos al Capítulo I de la Ley N° 7200,
a los cuales también les resulta aplicable el Reglamento al Capítulo I de la
Ley N° 7200 (Decreto N° 37124-MINAET), ambos cuerpos normativos de carácter
especial, que complementan la Ley N° 7593, en lo que refiere a la definición de
las obligaciones a cumplir y a las condiciones en las cuales deben prestar el
servicio público.
14. Tratándose del contrato de compra venta de
energía que suscribe cada generador privado con el ICE, según dispone la Ley N°
7200, es preciso considerar que, éste se formaliza a fin de darle certeza
jurídica a la relación que se origina entre ambas partes, sin perjuicio del
ejercicio de las competencias regulatorias por parte de la Aresep.
15. La obligación de suscribir tales contratos se
encuentra estipulada en el artículo 13 de la Ley N° 7200, sin embargo, es
preciso considerar que las condiciones de prestación no se agotan en el
contenido de contrato, pues debe recordarse que existe un amplio ordenamiento
jurídico aplicable que le otorga a la Aresep
potestades que cumplir.
16. El contrato de compra de energía, en lo que
respecta al tema tarifario, se circunscribe a lo que la Aresep
decida en el ámbito de sus competencias, tanto en lo referente a la definición
de la metodología tarifaria aplicable, como, en cuanto a la tarifa que se fije
conforme a la metodología vigente para dicho servicio.
17. El artículo 20 del Reglamento al Capítulo I de
la Ley N° 7200, remite de forma clara a la Ley N° 7593, según la cual, a su
vez, se establece como parte de las funciones de la Aresep
la fijación tarifaria, y para ello, a su vez, la elaboración de las
metodologías que correspondan, conforme lo disponen los artículos, 25, 29, 31 y
36.d) de la mencionada Ley, en concordancia con los artículos 32, 34, 41 y 42
del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos.
18. Dicha potestad de formular y revisar las
metodólogas tarifarias (aplicando una discrecionalidad técnica), mediante las
cuales, posteriormente fije las tarifas de los servicios públicos regulados, ha
sido ampliamente analizada y fortalecida por los Tribunales de Justicia, así,
como por la Procuraduría General de la República.
19. Cada vez que se revisa y modifica una metodología
tarifaria existente, o bien, se define una nueva metodología, dicha actuación
se encuentra ajustada a derecho, no solo porque se trata del ejercicio de
competencias de la Aresep, sino, porque los
administrados (sean prestadores o usuarios, entre otros), no tienen un derecho
a que sea inmutable el ordenamiento jurídico que rige la materia.
20. El artículo 34 constitucional, que referente
a la irretroactividad de la Ley, garantiza el respeto de los derechos
subjetivos y de las situaciones jurídicas consolidadas, a fin de conferirle
cierta certeza y seguridad jurídica al administrado sobre su situación
particular en relación con una situación concreta y en un momento histórico
determinado. No obstante, dicho numeral, ni en su redacción, ni en sus principios
intrínsecos, establece un derecho a la inmutabilidad del ordenamiento jurídico,
sino que, por el contrario, la actualización y discusión activa de éste en sus
diversas fuentes, requiere ser una constante, a fin de verificar su ajuste a la
realidad normada y su posible necesidad de modificación.
21. El tema de la mutabilidad del ordenamiento
jurídico, ha sido un tema ampliamente analizado por la jurisprudencia y en los
diversos pronunciamientos de la PGR, dejando ver que: "Pretender que el
derecho no pueda mutar o ser modificado, es impedir que el ordenamiento
se adapte a las nuevas situaciones fácticas de los tiempos y
generaría el caos social." Resolución N° 00461-2013, de las 10:00 horas
del 19 de setiembre de 2013.
22. Tomando en consideración que el ordenamiento
jurídico es cambiante, resulta razonable, señalar que, esto incluye la
normativa relativa a la regulación de los servicios públicos, que contempla las
metodologías tarifarias emitidas por la Aresep en el
ejercicio de sus competencias y aplicables a los diversos servicios públicos y
a los prestadores de éstos, en atención a la relación de sujeción especial
existente.
23. Los prestadores de los servicios públicos
(incluidos los generadores privados) deben tener claro que cada metodología
tarifaria que sea emitida por la Aresep, les será
aplicable en el momento de su entrada en vigencia, en el tanto, no es posible
pretender que el ordenamiento jurídico regulatorio, por ejemplo, las
metodologías tarifarias, se mantengan invariables en el tiempo y no se les
pueda modificar la forma de cálculo tarifario de acuerdo a la técnica y
competencias de la Aresep.
24. La existencia de un derecho adquirido o de una
situación jurídica consolidada en favor de los prestadores de un servicio
público (en este caso de los generadores privados), que pueda impedir la
modificación de las metodologías tarifarias y su respectiva aplicación, resulta
ser un asunto ya analizado y descartado por la Sala Constitucional.
Una metodología tarifaria en sí misma, no conlleva un derecho
adquirido mediante el cual, el prestador vea ingresar en su esfera patrimonial
un beneficio o ventaja, sino que ello, ocurre hasta que, aplicando dicha
metodología, se dicte un acto administrativo mediante el cual se defina la
tarifa que éste tiene derecho a cobrar.
Incluso, en este último caso, tampoco tiene un derecho al aumento
tarifario, sino que, lo que tiene es un derecho al equilibrio financiero que le
corresponde de conformidad con la Ley N °7593, ello incluso, considerando la
existencia de un contrato de concesión y/o de compra venta de energía en el
caso de los generadores privados, en el tanto el cambio de una metodología
tarifaria no varía su habilitación como prestador del servicio, ni el derecho a
que se le fije una tarifa con sujeción al principio de servicio al costo, sino
que solamente, cambia la forma de cálculo tarifario aplicable."
1.4 Disposiciones 4.4 y 4.5 del informe No. DFOE-AE-IF-00009-2019
de la Contraloría General de la República
El 16 de setiembre de 2019, mediante oficio DFOE-AE-IF-00009-2019,
la CGR emitió el "Informe de auditoría de carácter especial acerca del
proceso instaurado por el ICE y la Aresep para la
concesión de la generación y compra de energía eléctrica a privados". En
el cual se establecieron una serie de disposiciones en materia tarifaria y
metodológica para el sector de generación privada.
En materia de metodología tarifaria específicamente se emitieron
las siguientes disposiciones:
"A ROBERTO JIMÉNEZ GÓMEZ EN SU CALIDAD DE REGULADOR GENERAL
DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS, O A QUIEN EN SU LUGAR
OCUPE EL CARGO
4.4 Elaborar las propuestas de modificación de: a) artículos 1,
3.4.2, 3.4.3, 3.5.4 de la Metodología de Fijación de Tarifas para Generadores
Privados Existentes (Ley Nº 7200) que firmen un nuevo contrato de compra venta
de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE),
resolución n.° RJD-009 y sus reformas; b) párrafo Expectativa de venta (E) de
la Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada
hidroeléctricas nuevas, resolución n.° RJD-152 2011 y sus reformas; c) artículo
iv del Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de
generación privada eólicas nuevas, resolución n.° RJD-163-2011 y sus reformas;
d) adicionar las normas que establezcan el uso del tiempo real de operación en
el cálculo del factor de planta, en la Metodología tarifaria de referencia para
plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas y el Modelo para la
determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada
eólicas nuevas. Enviar a la Junta Directiva las modificaciones propuestas para
lo de su competencia, a más tardar el 28 de febrero de 2020. Remitir a la
Contraloría General copia del documento que evidencie el envío de las
propuestas, a más tardar el 13 de marzo de 2020 (ver párrafos del 2.3 al 2.19).
4.5
Elaborar la propuesta de metodología de fijación de tarifas para generadores privados eólicos que renueven contratos de
compra de energía eléctrica con el ICE. Enviar
la propuesta de la metodología a la Junta Directiva
para lo de su competencia. Remitir a la Contraloría General una certificación en la cual conste el envío de la propuesta a
la Junta directiva, a más tardar el 28 de
febrero de 2020 (ver párrafos del 2.3 al 2.19)."
La CGR, en el Informe N.º DFOE-AE-IF-00009-2019, apartado 4,
estableció, entre otras cosas, que las disposiciones anteriores son "(.)
de acatamiento obligatorio que deberán ser cumplidas dentro del plazo (o en el
término) conferido para ello, por lo que su incumplimiento no justificado
constituye causal de responsabilidad", y en concreto, le otorga una serie
de plazos perentorios a la Aresep, específicamente, a
distintos órganos y dependencias internas para su cumplimiento, y se reserva la
posibilidad de establecer las responsabilidades que correspondan en caso de su
incumplimiento.
En ese sentido, las disposiciones dictadas por dicho órgano
contralor tienen un carácter vinculante, según el artículo 12 de la Ley de la
CGR Ley N° 7428, que dispone en su segundo párrafo lo siguiente:
"(.) Las disposiciones, normas, políticas y directrices que
ella dicte, dentro del ámbito de su competencia, son de acatamiento obligatorio
y prevalecerán sobre cualesquiera otras disposiciones de los sujetos pasivos
que se le opongan.
(.)".
En la misma Ley N° 7428, se advierte sobre la sanción por
desobediencia, en el artículo 69, indica lo siguiente: "Sanción por
desobediencia. Cuando, en el ejercicio de sus potestades, la Contraloría
General de la República haya cursado órdenes a los sujetos pasivos y estas no
se hayan cumplido injustificadamente, las reiterará, por una sola vez, y fijará
un plazo para su cumplimiento; pero de mantenerse la desobediencia una vez
agotado el plazo, esta se reputará como falta grave y dará lugar a la
suspensión o a la destitución del funcionario o empleado infractor, según lo
determine la Contraloría. (.)"
2. MARCO TÉCNICO
2.1 Opciones de enfoques y conceptos regulatorios2
2Boehm, Frederick. Corrupción y captura en la
regulación de los servicios públicos. Revista de EconomíaInstitucional,
Colombia, 2005. McKinsey & Company. Valuation, Measuring and managing the value
of companies. Quinta edición, John Wiley & Sons, Inc. Estados
Unidos de América, 2010. Varios autores. Notas de Economía de la Regulación.
Instituto de Economía, Universidad Argentina de la Empresa. Argentina.
Un ente regulador dispone de diferentes enfoques regulatorios y
herramientas económicas para maximizar el bienestar de la sociedad,
beneficiando a los consumidores o usuarios y a la vez permitiendo la operación
de las empresas.
Dentro de estas herramientas pueden considerarse la regulación
mediante el control de la cantidad, el control de entrada y salida y el control
de precios.
En el caso de la regulación mediante precios, los principales
esquemas regulatorios identificados en la literatura son los siguientes:
regulación por costos (tasa de retorno), regulación por precios tope,
regulación por comparación, regulación por modelo de empresa eficiente,
regulación por ingresos tope y esquemas híbridos de los anteriores.
Tal y como se desarrolla en el Marco Legal de la presente
propuesta, el legislador le ha conferido a este entre regulador, amplia
facultad técnica para definir las metodologías tarifarias de conformidad con
las reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o con base en principios
elementales de justifica, lógica, conveniencia y razonabilidad (artículos 15,
16, 160, 216 de la LGAP y 122 inciso f) del Código Procesal Contencioso
Administrativo) de cada sector regulado en particular, es decir, para escoger
el enfoque regulatorio que más se adapte a la necesidad del sector que se
pretende tarifar.
A continuación, se presenta un resumen de los principales esquemas
regulatorios mencionados.
i. Regulación por costo del servicio (tasa de retorno):
Este enfoque consiste en estimar los distintos componentes de los
costos totales para brindar el servicio y definir las tarifas, basados en una tasa
de retorno predefinida sobre las inversiones de la empresa. Los costos
considerados son tanto corrientes como de capital, lo que implica estimar
gastos de operación y mantenimiento, costo de capital, inversiones,
depreciaciones e impuestos.
Este método asegura la viabilidad financiera, sin embargo, el
regulador debe revisar en detalle cada uno de los costos incurridos y resolver
sobre su razonabilidad y oportunidad. La idea central de este esquema implica
que la empresa debe ser capaz de recuperar todos los costos asociados a la
provisión del servicio, incluyendo una tasa de retorno sobre la inversión.
Inversión, costos de operación y mantenimiento
Implica la estimación de los costos tales como salarios,
mantenimiento de equipos, consumibles, gastos por depreciación de activos,
entre otros. Estos costos deben ser razonables y oportunos, para lo que el
regulador realiza una valoración integral de estos.
Costo de capital
Para establecer una tasa de retorno apropiada para la
determinación de tarifas reguladas es necesario estimar el costo de oportunidad
del capital. El capital invertido en una empresa proviene, en general, de dos
tipos de fuentes: capital propio y deuda. El capital propio o "equity" es el invertido por los propietarios o
accionistas de la empresa, mientras que la deuda representa recursos
financieros externos a la empresa, sujetos a condiciones de tasas de interés y
plazos de pago.
Una diferencia fundamental respecto al retorno ofrecido es que el
servicio de la deuda tiene prioridad sobre los ingresos de la empresa, mientras
que el capital propio tiene derechos residuales. Para efectos de cálculo,
generalmente se estima el costo de capital como el promedio ponderado del costo
de sus fuentes, es decir, del costo de la deuda y del costo del capital propio.
Limitaciones del esquema de tasa de retorno
La regulación por tasa de retorno tiene altos costos regulatorios
administrativos de control y de disponibilidad de información, dado a que el
regulador debe verificar y validar los costos que reportan las empresas.
Adicionalmente, debido a que el esquema calcula una tasa de retorno sobre la
inversión, la empresa puede tender a elegir una razón capital-trabajo sesgada
al capital (efecto Averch-Johnson), lo que no genera
un incentivo a reducir costos o incrementar la eficiencia productiva (Boehm, 2005).
Metodología tarifaria vigente para plantas existentes y tasa de
retorno
La metodología vigente3 para la fijación de tarifas
para generadores privados existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de
compra-venta de Electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE) fue aprobada mediante la RJD- 009-20104.
3Publicada en La Gaceta No 109 del 07 de junio
del 2010.
4Modificada mediante resoluciones RJD-027-2014,
publicada en el Alcance Digital N° 10 a La Gaceta N° 65 del 02 de abril de 2014
y RJD-017-2016, publicada en el Alcance Digital N° 17 a La Gaceta 31 del 15 de
febrero de 2016.
Esta metodología tiene como objetivo determinar la tarifa de
referencia por kWh de energía eléctrica para la venta
al ICE de los proyectos de generación eléctrica que han renovado contrato y
tengan una concesión válida, mediante un modelo que pondera el tamaño de la
planta, los costos de inversión y explotación, de las plantas hidráulicas, para
lo cual se realizó un benchmarking de costos, permitiendo reproducir la
totalidad de costos promedios en que incurre una empresa considerada
"representativa", una vez recuperada la inversión.
En esta metodología sólo se incluye el detalle del método de
cálculo usado para los cogeneradores de electricidad mediante fuerza
hidráulica; pero su resultado se podrá aplicar a otras fuentes de energía (v.g.
eólica), mientras no exista una tarifa propia para esta tecnología o fuente.
La metodología indica que las tarifas que resulten de la
aplicación se utilizan en las transacciones que surjan de la aplicación de
nuevos contratos entre el ICE y un generador privado hidroeléctrico al amparo
del Capítulo I de la Ley 7200, una vez que hayan vencido los contratos
originales y las partes decidan renovar, ampliar los contratos originales o
suscribir un nuevo contrato de compraventa de energía eléctrica. Para esos
efectos los generadores privados deben contar con concesiones de servicio
público y de fuerza hidroeléctrica (cuando corresponda) vigentes.
También establece que mientas no exista
otro modelo tarifario aplicable a casos específicos, la tarifa resultante del
modelo también se aplicará a la siguientes situaciones, siempre que se cuente
con las debidas concesiones o título habilitante para prestar el servicio
público y se cumplan los criterios señalados ahí: (a) para contratos de
compraventa de energía con el ICE por parte de un generador con una planta de
generación con base en una fuente distinta a la hidroeléctrica, (b) para
contratos de compraventa de energía entre un generador privado y cualquier otro
agente distinto al ICE.
La metodología está determinada sobre un esquema de tasa de
retorno, al reconocer los costos de operación y mantenimiento necesarios para
la prestación del servicio y el reconocimiento de la rentabilidad sobre una
base tarifaria.
Los costos de operación y mantenimiento se reconocen sobre la
figura de costos de explotación, los cuales representan los costos necesarios
para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país. No
incluye gastos de depreciación y gastos financieros, porque según las premisas
del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo, ya fue cubierto vía
tarifas mediante anteriores contratos.
La metodología establece un costo anual de explotación, definido
como el promedio ponderado de una lista de plantas nacionales e
internacionales, existentes y en operación. Este se obtiene del producto del
peso relativo y el costo de explotación por kWh de las
plantas de la base de datos seleccionada.
El componente de inversión solamente se utiliza para la
determinación del monto de la rentabilidad. De igual forma, estos datos se
toman de fuentes que pueden incorporar plantas nacionales e internacionales, y
se utiliza un monto de la inversión ponderado. El costo de reposición de la
inversión no es reconocido dado que considera que son plantas existentes cuyos
contratos sobrepasaron los 20 años que establece la Ley 7200 como plazo para
disfrutar de la concesión y por lo tanto el monto de inversión ya fue pagado
mediante tarifa.
El cálculo de la rentabilidad sobre los aportes al capital se
determina mediante el método denominado Modelo de Valoración de Activos de
Capital, conocido comúnmente como CAPM (por sus siglas en inglés, "Capital
Asset Pricing Model").
ii. Precios tope:
En este esquema regulatorio la tarifa se limita a un nivel máximo
definido por el regulador, para un periodo de tiempo fijo. Por lo tanto, la tasa
de retorno obtenida dependerá tanto del valor máximo, como del desempeño de la
empresa y su minimización de costos.
La
regulación por precio tope determina un factor de ajuste al cual los precios
deben bajar al inicio del siguiente periodo, lo que se denomina factor de
eficiencia en productividad o "factor X", el cual representa las
ganancias de eficiencia que la empresa debe trasladar a los usuarios a través
de menores precios en posteriores fijaciones.
Para el establecimiento de precios tope se requiere definir y
determinar la manera metodológica de obtener las siguientes variables:
.
El máximo nivel tarifario permitido o tope.
.
El factor de eficiencia en productividad.
.
El periodo de tiempo en que se aplicará.
Este tipo de regulación incentiva una minimización en el costo de
las empresas que puede trasladarse al usuario e involucra un proceso
regulatorio menos exhaustivo de revisión de información, en comparación con el
de tasa de retorno. En la práctica, la tarifa tope podría ser similar a la obtenida
del modelo de tasa de retorno; sin embargo, al ser relativamente más riesgoso,
implicaría que el nivel de retorno por costo de capital se incremente (lo cual
puede que no se manifieste en el caso en estudio de generadores privados
existentes al no requerir nueva inversión de capital).
Dentro de las limitaciones del uso de este modelo teórico para el
sector en estudio, se tiene que el mercado al cual se pretende establecer
precios es un mercado monopsónico5, esto es que existe un único
comprador (el ICE) y múltiples vendedores que son los generadores privados
existentes o que deseen renovar sus contratos, así las cosas, el comprador
único cuenta con poder de mercado para establecer precios de manera
discrecional. Esa razón hace que se deba poner especial atención no solo a la
forma de establecer los precios sino también establecer algunos lineamientos
mínimos que den señales de flexibilización de precios lo anterior garantizando
el cumplimiento de los principios regulatorios establecidos en la Ley 7593 y el
equilibrio de los intereses del sector.
5El monopsonio es un tipo de mercado en el cual
sólo hay un comprador y su análisis económico es parecido al del comportamiento
de un monopolio, esto quiere decir que la empresa compra o adquiere un insumo
en el nivel en que su ingreso marginal por la contratación de una unidad
adicional del insumo es igual a su costo marginal, el monopsonista
actúa en un punto ineficiente al igual que el monopolio, pero esa ineficiencia
no se da en el mercado de los productos sino que se da en el mercado de los
factores o insumos. Varian, Hal
R. Microeconomía Intermedia, Un enfoque moderno. Editor Antoni Bosch,
Barcelona, España, 1987.
iii. Determinación de una banda de precios tarifarios (Híbrido de tasa
de retorno y precios tope):
De los anteriores modelos se pueden crear híbridos, siguiendo los
enfoques teóricos de determinación de precios descritos anteriormente.
En el informe IN-0019-CDR-2021, análisis de posiciones presentadas
en la audiencia pública de la propuesta de "Metodología de fijación de
tarifas para generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que
hayan renovado y que renueven contrato de compra venta de electricidad con el
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)", se recomienda acoger los
argumentos identificados con los numerales 8.2 y 8.4 del ICE, de tal forma que
se replantee la propuesta de metodología a un modelo más flexible que incentive
la eficiencia en las tarifas del sector de generación privada, por lo que la
aplicación de un modelo mixto parecido a lo implementado en los otros grupos de
plantas que componen el sector (generadores privados nuevos hidroeléctricos,
eólicos y solares), es lo que se analizará en adelante para respaldar una
propuesta de cambio de la metodología de fijación de tarifas a plantas que
hayan renovado o renueven contratos de compraventa de electricidad con el ICE.
En el caso particular, existen condiciones para que el precio
específico a pagar por parte del ICE a los generadores privados, se establezca
dentro de una banda tarifaria establecida por Aresep,
ya que son plantas que han tenido dos o más contratos con ese instituto, se
cuenta con información de costo de dichas plantas que están estandarizados bajo
el mecanismo de Contabilidad Regulatoria y que son públicos. Por lo cual, al
existir una negociación directa entre el comprador del servicio, el ICE y el
vendedor, generadores privados, de llegarse a un acuerdo, sería por
conveniencia de todos los interesados (incluidos los usuarios del servicio) y
donde las partes puedan definir las condiciones de compra-venta; teniendo en
cuenta que las cantidades están delimitadas por ley, como en el caso de la
potencia, o bien son acordadas en el contrato (energía disponible y entregada).
Para el establecimiento de una banda tarifaria es necesario
definir los niveles tarifarios máximo y mínimo, los cuales se pueden establecer
considerando un valor puntual (costos mínimos, costos máximos, inversión
mínima, inversión máxima, tarifa promedio, etc.) o mediante análisis de
dispersión de datos respecto a los promedios (desviaciones estándar).
Además en este caso, debe tenerse en cuenta la cuota y posición de
mercado de los agentes, en donde el comprador ICE, cuenta con un poder monopsónico sobre la compra, de forma tal, que el nivel
mínimo debe ser lo suficiente para que el prestador del servicio o generador
privado pueda al menos obtener el costo de operación y mantenimiento, cubriendo
así el equilibrio financiero del operador y sea tomado en cuenta al firmar un
contrato, de modo que se cumplan los principios regulatorios, pero que a la vez
sea lo suficientemente atractivo para que el ICE optimice sus compras de
energía eléctrica, esto es que utilice mecanismos de contratación que den
señales de precio eficientes y que sean acorde con las necesidades nacionales
de energía según el momento del año y según el tipo de fuente.
En caso de obtenerse un acuerdo dentro de la banda establecida, es
porque a ambas partes les resulta conveniente y de ningún modo podría alegarse
poder monopsonio de parte del ICE o desequilibrio financiero. Por lo que se
podría indicar que una banda de precios da suficiente flexibilidad para que las
partes negocien tarifas, lo que no da en una tarifa única para todo el sector,
y buscar más eficiencias en el proceso, pero considerando las particularidades
de cada actor involucrado en ese acuerdo.
Además de los análisis descritos, a la hora de decidir sobre la
recontratación de los contratos, deberán de observarse otro tipo de
interrogantes como lo son: la necesidad real de extender los contratos de
conformidad con la oferta disponible de generación en el SEN, para cumplir con
las políticas públicas establecidas a nivel nacional, así como el costo
beneficio de éstos y la revisión de las proyecciones e indicaciones de los
participantes, así como, su impacto en el sistema eléctrico.
2.2 Comportamiento de los costos de generación eléctrica con
fuentes renovables a nivel internacional
A nivel internacional, tanto los costos de la tecnología, como los
costos de operación y mantenimiento, así como los costos de inserción a los
sistemas eléctricos de las energías renovables han mostrado a nivel histórico
una reducción.
Informes como Renewable Power Generation Costs in 20196,
de la Agencia Internacional de Energía Renovable, IRENA (por sus siglas en
inglés), hace un análisis histórico del comportamiento de esos costos, con base
en los datos de costos nivelados y de rendimiento de alrededor de 17 000
proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables alrededor del mundo.
En dicho informe, la mitad de los proyectos estudiados obtuvieron costos
inferiores a las plantas de carbón (que era hasta hace poco la tecnología con
costos de producción más bajos).
6https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Renewable-Power-Costs-in-2019
Ese informe concluyó que, la mayoría de las tecnologías
renovables siguen con una tendencia de decrecimientos de costos a nivel
internacional, del año 2010 al 2019, siendo el costo nivelado de electricidad
(es el costo unitario total durante la vida de generación de las plantas
descontado a un año en común) de las plantas eólicas terrestres, el que más ha
bajado a nivel porcentual durante el último año estudiado, por una importante
reducción del costo de las turbinas.
El siguiente gráfico muestra un resumen del comportamiento
indicado por fuente, incluye una serie histórica del año 2010 al año 2019 para
los costos nivelados (según el método indicado anteriormente) para generación
con fuentes renovables, térmica con combustibles fósiles, geotérmica,
hidroeléctrica, solar fotovoltaico, termo solar de concentración, eólica marina
y eólica terrestre en ese orden.
Gráfico No.
1
Costo
nivelado global por tecnología de energía renovable.
2010-2019
Fuente:
Informe Renewable Power Generation Costs in 2019, IRENA
Nota: El gráfico incluye dos proyectos fotovoltaicos en Israel que
por el atraso en su construcción su costo es significativamente mayor que el
resto de proyectos de los mismos años, lo que impactan el promedio de esa
tecnología.
El informe señala que a nivel internacional el costo no solo de
las plantas solares yeólicas sigue decreciendo, sino
el de tecnologías más maduras como los son la hidroeléctrica, biomasa y la
geotérmica, ya que ahora se están construyendo plantas a un costo mucho menor,
por lo que se puede decir que las energías renovables no solo son competitivas
ahora, sino que están desplazando del mercado a las tecnologías de combustibles
fósiles.
Por el lado de los precios ofertados en subastas y en contratos
tipo PPA (Power Purchase Agreement o contratos de compra de energía)7, la
base de datos de IRENA que contempla cerca de 10 700 subastas y contratos PPA
adjudicados, indica que los precios de la energía eléctrica solar y eólica
seguirán a la baja no solo en el corto plazo, sino en un periodo que sobrepasa
el año 2030. El siguiente gráfico muestra esa tendencia para las tecnologías
solar fotovoltaico, termo solar de concentración, eólica terrestre y eólica
marina en ese orden.
7Este tipo de contratos son los más parecidos a
los establecidos en el Capítulo I de la Ley 7200.
Gráfico No.
2
Costo
nivelado global por tecnología de energía renovable y precios de procesos
de subasta
y PPAs.
2010-2019
Fuente: Informe Renewable Power Generation Costs in 2019, IRENA
Nota: El gráfico incluye dos proyectos fotovoltaicos en Israel
que por el atraso en su construcción su costo es significativamente mayor que
el resto de proyectos de los mismos años, lo que impactan el promedio de esa
tecnología.
Así las cosas, la perspectiva internacional es que los costos y
precios de venta de la energía eléctrica con fuentes renovables siga
decreciendo, lo cual es favorecedor para los usuarios finales.
Para más detalles del informe anteriormente aquí resumido, el
mismo se puede descargar en el enlace: https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Renewable- Power-Costs-in-2019
2.3 Situación actual del Sistema Eléctrico Nacional
Ahora bien, a nivel nacional la perspectiva tampoco debería ser
tan diferente como a nivel internacional, con la gran diferencia que ya la
generación eléctrica de nuestro país es casi en su totalidad renovable, a pesar
de que todavía se mantienen plantas térmicas, las mismas se utilizan para dar
respaldo en momentos del año donde la generación hidroeléctrica y eólica bajan
considerablemente por las condiciones del tiempo, o en momentos del día donde
se encuentran picos de consumo importantes.
Según el boletín anual del Centro Nacional de Control de Energía
(CENCE) para el año 20208, el 98,71% de la demanda de electricidad
se atendió con generación de fuentes renovables.
8https://apps.grupoice.com/CenceWeb/CenceDescargaArchivos.jsf?init=true&categoria=3&codigoTipoArchivo=
3008
De ese informe se desprende que al año 2020 la capacidad instalada
total del país es de 3 537,18 MW, mientras que la demanda máxima para ese mismo
periodo se presentó en el mes de marzo y fue por un total de 1 737,75 MW.
Del total de capacidad instalada, las plantas de los generadores
privados Capítulo I representan un 8,7% (esto es 307,7 MW).
No obstante, en los periodos de alta demanda que coinciden con los
periodos más secos y en los cuales el flujo de viento va disminuyendo (meses de
marzo y abril principalmente), se utiliza todo el parque de generación
disponible y se compra energía en el Mercado Eléctrico Regional (MER), el resto
del tiempo en el cual hay excesos de recurso hídrico y eólico se exporta
energía a nuestros vecinos centroamericanos.
Del "Informe del MER, año 2020, Una vista al Mercado
Eléctrico de América Central y su evolución", emitido por la Comisión
Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)9, se desprende que el ICE
fue el agente que mayores inyecciones de electricidad realizó en ese año, tanto
en el mercado de contratos (250 000 MWh), como en el
mercado de oportunidad (200 000 MWh aproximadamente).
Lo que indica que en el año 2020 se tuvo excesos de energía, lo cual permitió
que se vendiera en el MER.
9https://crie.org.gt/wp-content/uploads/2021/06/Informe-Anual-MER-2020.pdf
Por el lado de la demanda, se observa una desaceleración del año
2016 al presente, en donde la misma había crecido respecto al año anterior en
un 3,06%, mientras que el aumento en los subsiguientes años (del 2017 a 2020)
fue de 0,80 , 0,87%, 1,97% y -2,77% respectivamente.
Para el año 2020 el patrón fue igual en el resto de los países de
América Central, inclusive con casos alarmantes como El Salvador y Panamá que
tuvieron meses donde su demanda bajó en un 20% y 25% respectivamente.
En general, es claro que el crecimiento de la demanda eléctrica va
muy de la mano con el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) de cada
país, esto quiere decir que cuánto más crezca económicamente un país, más necesidades
energéticas tendrá, aspecto que en nuestro país y en la mayoría de nuestros
vecinos se venía deteriorando y se complicó más con la pandemia del covid-19.
Lo anterior se agrava para Costa Rica, porque países de la región están
implementando planes de expansión de su generación eléctrica muy agresivos,
según el informe citado de la CRIE, Panamá tiene planificados 76 proyectos de
generación en su mayoría de fuentes renovables y gas natural y El Salvador está
ejecutando la construcción de una planta de gas natural licuado que se espera
que alcance los 378 MW. Además, Guatemala está poniendo sus esfuerzos en su
proyecto bilateral con México.
Así las cosas, se espera que la capacidad instalada de
electricidad con que cuenta nuestro país se mantenga, pudiendo generar por
encima del consumo en una gran proporción del año y además se cuenta con más
recursos energéticos en la región que ayuden a optimizar a nivel económico la
satisfacción de nuestra demanda.
Aunado a lo anterior, a nivel de política sectorial nacional, el
Plan Nacional de Descarbonización 2018-205010
indica que Costa Rica posee una ventaja distintiva, ya que posee una matriz
eléctrica diversificada con base en fuentes renovables (hidro,
eólico, geotermia, solar, biomasa), lo que permite un abastecimiento eléctrico
con prácticamente cero emisiones. Uno de los desafíos es garantizar la
provisión de electricidad a precios competitivos, manteniendo una matriz
renovable, eficiente y confiable.
10https://cambioclimatico.go.cr/wp-content/uploads/2019/02/PLAN.pdf
Con este plan, el robustecimiento del sistema eléctrico y su
competitividad cobra vital importancia, ya que en el mismo se plantean metas
que pareciera motivan el crecimiento de la demanda, porque establece un cambio
importante en las fuentes energéticas utilizadas para el transporte,
actividades industriales y comerciales e incluso para generar calefacción en
invernaderos, sustituyendo el uso de combustibles fósiles.
En resumen, el eje 4 del plan es "Consolidación del sistema
eléctrico nacional con capacidad, flexibilidad, inteligencia y resiliencia
necesaria para abastecer y gestionar energía renovable a costo
competitivo". Por lo tanto, la política energética deberá establecer
orientaciones para que la planificación del abastecimiento eléctrico considere
tanto las nuevas opciones tecnológicas de la oferta, como las transformaciones
de la demanda que se presentarán en el mediano y largo plazo.
En el corto plazo la premisa debe ser que el servicio público de
suministro de electricidad sea competitivo respecto a las alternativas
energéticas con mayor componente de carbono, para esto deberá revisarse la
política de precios de las diferentes fuentes de energía y corregir las
distorsiones que pudieran ser contrarias al proceso de descarbonización,
así como corregir las ineficiencias del desarrollo eléctrico que afecten la
competitividad de esta fuente.
2.4 Situación actual de los contratos de compra-venta de energía
eléctrica al amparo del capítulo I de la Ley 7200
A partir de junio de 2019 los contratos de plantas que se han
categorizado como existentes, empezaron a vencer y esto abre la ventana para
replantear las tarifas que paga el ICE por la compra de energía eléctrica a
estas plantas y la forma en que las mismas se establecen.
Gráfico No.
3
Bloque de
potencia que dejarán de operar ante la finalización de los contratos
en el marco del Capítulo I de la Ley 7200
En el
siguiente cuadro, se hace un resumen de la vigencia de las concesiones y de los
contratos firmados en el marco del Capítulo I de la Ley 7200:
Cuadro No. 1
Información resumen
sobre fechas de inicio y finalización de los contratos y las
concesiones para
generar electricidad en el marco del Capítulo I de la Ley
7200
De la
información anterior se desprende que, existen contratos de compra-venta de
energía que vencieron en el año 2019, 2020 (demarcados en el cuadro anterior) y
lo que va del año 2021, y varios estarán venciendo en los próximos años,
también se observa que la mayoría de los generadores que se han categorizado
como existentes, iniciaron sus operaciones en los años 90, no obstante, varios
de ellos entraron a operar mucho antes que eso, resaltan casos como Poás I y II, Matamoros y Rebeca I que iniciaron sus
operaciones en la década de los 80´s y Santa Rufina y Tapezco
que ya desde los años 50´s y 60´s se encuentran operando.
2.5
Análisis conceptual que se apega a la situación actual del sector
Según lo
expuesto, existe una coyuntura que da la oportunidad para dar flexibilidad a
las partes involucradas para que acuerden precios dentro de un rango tarifario
aprobado por Aresep, además para renegociar contratos,
que están vencidos o cerca de vencer, de plantas que generan con energía
renovable y que es de interés nacional mantener el parque renovable como
suministro de energía limpia al país.
Se puede
concluir que, aunque el ICE cuenta con poder de mercado, la Aresep
mediante instrumentos regulatorios que den cierta flexibilidad de precios al
sector, puede garantizar que se cumplan con los principios legales establecidos
en la Ley 7593 (principio de servicio al costo y principio de equilibrio
financiero del servicio público prestado) a ambas partes interesadas.
A nivel
de los costos y los precios de la energía renovable, han venido decreciendo, no
solo por el aumento de la oferta, sino por la reducción del valor de las
tecnologías involucradas. Tanto la demanda nacional como regional ha decrecido
por temas de la pandemia por covid-19, no obstante, el país ha establecido
políticas de reconversión energética para el sector transporte e industrial que
podría mermar o revertir esa tendencia, pero para lo cual se requieren de
tarifas competitivas que permitan que esa reconversión sea factible
económicamente hablando.
En la
regulación del sector eléctrico se ha visualizado que la flexibilidad tarifaria
no solo da incentivos para mejorar la eficiencia del sector, sino que permite
una cierta competencia por el mercado que se podría introducir a la hora de
renegociar la renovación de contratos de compraventa, lo cual favorecería la
eficiencia en el proceso. Y en este tema el país tiene experiencia, cuando se
establecieron bandas tarifarias para los generadores privados con plantas
nuevas hidroeléctricas, eólicas y solares.
En
resumen, las condiciones actuales tanto en el mercado nacional como en el
mercado regional (existencia de una sobreoferta de generación en la mayor parte
el año, políticas de expansión de la generación a nivel regional, una demanda
contraída, el establecimiento de políticas públicas que urgen un incentivo a la
eficiencia y optimización tarifaria para lograr una reconversión energética en
sectores donde actualmente consumen hidrocarburos), dan el marco posible para
que esa flexibilidad tarifaria se establezca en un sector que ha tenido tarifas
de referencia únicas durante la vida de sus contratos, y en el marco de esa
armonización de intereses que establece la Ley 7593 para realizar nuestra labor
regulatoria y de los principios que la misma ley establece, es que se
recomienda la promulgación de una metodología que establezca bandas tarifarias
para generadores privados que hayan renovado o que renueven sus contratos de
compraventa separadas por fuente (hidroeléctrica y eólica).
En ese
contexto, la determinación de las bandas y su amplitud, se debe determinar no
solo con el conocimiento del sector, sino con las características del grupo de
plantas a las que se pretende aplicar la tarifa resultante de esta propuesta de
metodología, y esto es:
. En los
concursos que a la fecha ha realizado el ICE para contratar a generadores
privados se observó la necesidad de contar con bandas amplias, lo cual quedó ampliamente
justificado en la resolución RJD-17-2016 del 8 de febrero de 2016, publicada en
el Alcance Digital No 17 a La Gaceta No 31 del 15 de febrero de 2016, donde se
modificaron las metodologías de fijación de tarifas para generadores privados
de energía eléctrica con recursos renovables. Por lo cual aquí también se
propone que las bandas que se lleguen a establecer sean lo suficiente amplias
para que el margen de negociación sea deseable para alcanzar ese objetivo de
búsqueda de eficiencia. Se mantiene el criterio estadístico establecido
actualmente en las metodologías de las plantas nuevas, que consiste en utilizar
una desviación estándar sumada al promedio para establecer el límite superior y
tres desviaciones estándar restadas al promedio, para establecer el límite
inferior.
. Ahora
bien, la cuestión es cuál variable utilizar para establecer ese promedio y las
respectivas desviaciones estándar. En el caso de plantas nuevas se utiliza la
inversión por una razón ampliamente justificada en cada metodología, que en
resumen indican que es un sector intensivo en capital, por lo que al ser
inversiones nuevas la proporción de la inversión sobre los costos de
explotación es muy amplia.
No
obstante, para plantas que han firmado varios contratos y bajo la premisa
metodológica que la inversión ya fue recuperada (tal y como lo establece la
metodología vigente y el Reglamento al Capítulo I de la Ley 7200 Decreto
37124-MINAET), esa variable va perdiendo significancia en cuantía respecto a
sus costos de explotación. Y eso se demuestra en que las plantas eólicas
existentes ya sobrepasaron la vida útil teórica de 20 años, por lo que la
proporción de inversión a retribuir es muy poca, y en el caso de las plantas
hidroeléctricas existentes, en promedio su vida en operación es casi del 60% de
su vida útil teórica de 40 años, por lo que el remanente es solo del 40%.
Es así
como la recomendación para este grupo de plantas es que los costos de
explotación sea la variable que determine el ancho de la banda tarifaria a
definir.
2.6 Adiciones
introducidas a raíz del informe de la Contraloría General de la República (CGR)
N.º DFOE-AE-IF-00009-2019
El 16 de
setiembre de 2019, mediante el informe DFOE-AE-IF-00009-2019, la CGR emitió el
"Informe de auditoría de carácter especial acerca del proceso instaurado
por el ICE y la Aresep para la concesión de la
generación y compra de energía eléctrica a privados". En el cual se
establecieron una serie de disposiciones en materia tarifaria y metodológica
para el sector de generación privada.
En
materia tarifaria, específicamente se emitieron las disposiciones indicadas en
el apartado 2. Marco Legal, literal c. Disposiciones 4.4 y 4.5 del informe No.
DFOEAE- IF-00009-2019 de la Contraloría General de la República, de este
informe.
Sobre
estos aspectos, la CGR indicó en su informe:
"(.)
2.7.
Además, el punto 3.5.4 de la Metodología para contratos renovados, establece
como fecha de referencia para el cálculo del factor de antigüedad de las
plantas de generación (que representa la vida útil remanente de la planta), el
31 de diciembre del año inmediato anterior a la fecha en la cual se efectúa el
cálculo de las tarifas; sin embargo, las demás variables son actualizadas con
la información más reciente y disponible al primer día hábil del mes de octubre
en que inicia el proceso de fijación6.
(.)
2.9.
Según Solé (2012), resulta importante que las operaciones aritméticas se
efectúen con valores homogéneos en el tiempo, de forma que logren reflejar demejor manera la realidad7. Así, no resulta razonable utilizar
variables con datos calculados a diferentes momentos, pues existe la
posibilidad de actualizar la información relativa al factor de antigüedad a la
fecha en que son actualizadas con la información más reciente las demás
variables de la fórmula, para que la tarifa se adapte mejor a las condiciones
existentes.
2.10.
Por otra parte, en cuanto al cálculo del factor de planta individual (Fpi) de cada planta de la muestra considerada para estimar
el factor de planta promedio (fp), utilizado para
calcular las expectativas de venta8, que forman parte de las tres metodologías
analizadas (Metodología para contratos renovados, de plantas hidroeléctricas
nuevas y de plantas eólicas nuevas), se utiliza la capacidad instalada nominal
de la planta de generación del privado, en vez de la capacidad máxima
contratada por el ICE. Ello, a pesar de que la capacidad de generación
adicional a la contratada por el ICE, podría destinarse a otras actividades de
su ámbito privado como lo señaló la Autoridad Reguladora en el 2010 en el
informe técnico de la metodología, ante una oposición de los generadores
privados9; así como el ICE lo planteó a la ARESEP en su oficio n.° 510-904-2017.
2.11. De
acuerdo con la Procuraduría General de la República, en su dictamen n.°
C-329-2002, las metodologías tarifarias tienen que reflejar los costos de la
prestación del servicio; además, en su opinión jurídica n.° 066-2009, agrega
que de reconocer mayores precios a los que los costos justifican, la
Administración puede propiciar la ineficiencia económica, pues el concesionario
no tendría razones suficientes para buscar maximizar los recursos y ser
eficiente. Es así como, en apego al principio de servicio al costo, al ser la
generación privada de electricidad un servicio público10 y estar pactada con
base en un tope de cantidad de energía, la fijación de la tarifa debe ser
congruente con la capacidad de generación máxima contratada.
2.12. En
ese sentido, Ariño (1993) indica que las metodologías
para la fijación de tarifas deben corresponder a los costos reales, lo cual
implica que el conjunto de los ingresos procedentes debe cubrir solo el
conjunto de los costos razonables que sean necesarios para producir el
servicio; por lo que, es un error económico y un desacierto jurídico que la
tarifa considere cualquier otro elemento ajeno al servicio.
2.13.
Además, para el cálculo del factor de planta individual (Fpi)
las tres metodologías de la ARESEP consideran que las plantas operan todo el
año (8.760 horas del año)12, pero permite incluir plantas que lo hacen por 10 u
11 meses, períodos que resultan incongruentes.
2.14. En
ese sentido, la resolución n.° 380-F-S1-2009 de la Sala Primera de la Corte
Suprema de Justicia, en cuanto a los principios regulatorios en las fijaciones
tarifarias, refiere a la necesidad de que la tarifa refleje un precio
congruente con las condiciones bajo las cuales se brinda el servicio. De esta
manera, considerando que el factor de planta corresponde a la relación entre la
energía generada en un período dado, y la que se habría generado durante ese
mismo período si la planta hubiese operado a plena capacidad (U.S. NRC,
201913), es técnicamente correcto establecer que ese cálculo corresponda a la
cantidad de horas reales que las plantas estuvieron en operación.
2.15. Es
así como, las debilidades antes mencionadas se atribuyen a que la ARESEP no ha
desarrollado una metodología tarifaria para generadores privados con plantas
eólicas que renuevan los contratos de compra venta de energía eléctrica con el
ICE, para que la tarifa sea congruente con los costos de explotación,
inversión, expectativas de venta y vida útil de dichas plantas.
Además,
se originan en que se perdió de vista en el análisis para la elaboración de las
metodologías, la implicación en la tarifa de calcular el factor de antigüedad a
una fecha distinta con respecto a las demás variables y en el factor de planta
individual (Fpi), no utilizar la capacidad de planta
máxima contratada por el ICE al generador privado y los tiempos reales de
operación.
(.)
Por lo
que, en resumen, para esta metodología se entiende de esas disposiciones de la
CGR, que la modificación debe realizarse sobre los siguientes aspectos: 1.
Introducción (separación de plantas hidroeléctricas de eólicas), los artículos
3.4.2 Fuentes de información (factor de carga o planta), 3.4.3 Cálculo del
factor de planta individual y 3.5.4 Vida en operación o antigüedad de cada
planta. Mismos que fueron aclarados mediante oficios DFOE-AE-0318 y
DFOE-AE-0321/DFOE-SD- 1543 (1257), ambos del 13 de agosto de 2020 (Folio 1003, OT-775-2019).
Se
aclara que esta Autoridad Reguladora ya ha realizado todas las objeciones
técnicas y legales correspondientes relacionadas con los resultados de dicho
informe y con las disposiciones giradas, interponiendo no solo recursos
administrativos contra el informe N.° DFOE-AE-IF-00009-2019 y, habiendo agotado
la vía administrativa por medio de recursos de revocatoria y apelación, sino
que también se llevó el asunto a sede judicial, instancia en la que se
encuentra actualmente el proceso, lo anterior consta en el expediente
OT-775-2019.
Así las
cosas, en este informe se incluyen también las modificaciones tal cual se
dispusieron por la CGR, ya que tal y como lo indica la misma Contraloría en su
informe, esas disposiciones son de carácter obligatorio de conformidad con el
detalle incluido en el Marco Legal, apartado 1.3 1.3 Disposiciones 4.4 y 4.5
del informe No. DFOE-AE-IF-00009-2019 de la Contraloría General de la República:
"4.1.
De conformidad con las competencias asignadas en los artículos 183 y 184 de la
Constitución Política, los artículos 12 y 21 de la Ley Orgánica de la
Contraloría General de la República n.° 7428, y el artículo 12 inciso c) de la
Ley General de Control Interno, se emiten las siguientes disposiciones de
acatamiento obligatorio que deberán ser cumplidas dentro del plazo (o en el
término) conferido para ello, por lo que su incumplimiento no justificado
constituye causal de responsabilidad."
Por lo
anteriormente mencionado, se retoman las valoraciones técnicas y jurídicas
incluidas en el documento OF-0309-CDR-2020 del 4 de junio de 2020 (que consta
en folio 852 a 870, OT-775-2019) y se procede a valorar solamente la
factibilidad técnica de aplicar los cambios dispuestos.
i. Respecto
al artículo 1 de la metodología RJD-009-2010 y sus reformas sobre la separación
de plantas hidroeléctricas y plantas eólicas que renueven contrato.
Esta
Autoridad Reguladora ha indicado que: "no está de acuerdo por lo afirmado
por dicho órgano, dado que no existe un desarrollo por parte del órgano
contralor que permita demostrar que, en el año 2010, momento en que se
determinó el criterio de aplicación de esta metodología a las plantas eólicas,
no se cumpliera dicho principio, dado que se afirma que se incumple sin ofrecer
las razones técnicas que así lo demuestren." (.) "El principio de
servicio al costo no se trata únicamente de un concepto contable o financiero,
sino que también involucra aspectos de orden económico, social, ambiental,
ingenieril y de oportunidad. Por ejemplo, podría ocurrir que, dada la necesidad
inminente de establecer un precio o tarifa para un servicio nuevo, inclusive la
Aresep en ausencia de metodología tarifaria para
establecerlo podría utilizar precios internacionales de referencia, modelo de
empresas líder, estudio de "benchmarking", u otros que
justificadamente puedan cumplir con la necesidad del momento. La aplicación de
los anteriores conceptos es lo que permite en la fijación tarifaria identificar
los costos necesarios para la prestación del servicio. Otra debilidad en el
planteamiento de la Contraloría es el uso que se hace del concepto del costo
efectivo, sin que se realice ninguna precisión al respecto." 11
11OF-0783-RG-2019
del 19 de setiembre de 2019, Recurso de revocatoria con apelación en subsidio y nulidad contra lo dispuesto en el
informe DFOE-AE-IF-00009-2019.
Además,
mediante el oficio OF-0649-RG-201912 también se manifestó que
"En el contexto en que la metodología para generadores existentes fue
establecida (RJD- 009-2010), no se tenía información de plantas eólicas y en
ese momento (año 2010) se tomó la decisión de que así fuera establecida."
12OF-0649-RG-2019
del 8 de agosto de 2019, Informe de observaciones solicitado en el oficio 11083
(DFOEAE- 0361).
Sin
embargo, la propuesta del establecimiento de bandas tarifarias separadas para
plantas hidroeléctricas y para plantas eólicas existentes, cumpliría el
objetivo de la disposición de la CGR, ya que, aunque se use una misma
metodología, los cálculos y la información utilizada para la aplicación de la
misma, no se mezcla, sino que, para todas las variables, se utilizaría la
información del grupo de plantas por fuente que corresponda, para calcular una
banda diferenciada para cada fuente (hidroeléctrica y eólica).
ii.
Respecto al artículo 3.4.2 Fuentes de información (factor de planta y capacidad
contratada) Respecto al uso de la capacidad contratada, esta Autoridad
Reguladora indicó enel oficio OF-0649-RG-2019
"(.) cuando la CGR asegura que "el exceso de capacidad instalada
sobre la contratada se destina a otras actividades del ámbito privado",
podría considerarse una aseveración aventurada, dado que no se demostró con
evidencia fáctica lo que realmente está sucediendo, lo cual deja en indefensión
a esta Autoridad."
De
los siguientes gráficos se denota que tal diferencia en el uso de la capacidad
instalada a la contratada es mínima, incluso 4 plantas, el Ángel, Doña Julia,
Plantas Eólicas y Movasa, tienen una capacidad contratada
mayor a su capacidad instalada.
Gráfico No. 3
Capacidad instalada y capacidad contratada por
planta
Plantas
hidroeléctricas, diciembre 2019
Gráfico No. 4
Capacidad instalada y
capacidad contratada por planta
Plantas
eólicas, diciembre 2019
Así las
cosas, cualquiera de las variables a utilizar debería arrojar un resultado similar,
incluso de estos datos se podría concluir que pareciera que todas las plantas
que conforman este grupo fueron diseñadas solo para venta de energía al ICE,
por lo que no se puede generalizar que la capacidad contratada por el ICE
siempre es menor a la instalada por la naturaleza de cogeneradores que
establece la Ley 7200 (autoconsumo y venta de excedentes), como se ve en los
gráficos, las capacidades (nominal y contratada) son muy similares.
No
obstante, en la propuesta es viable considerar que en la totalidad de los
cálculos que involucran la capacidad de las plantas, se establezca expresamente
que se utilizará la capacidad contratada por el ICE de cada una de las plantas
para las cuales se considera la información en dichos cálculos.
iii.
Respecto al artículo 3.4.3 Cálculo del factor de planta individual.
En
cuanto al factor de carga o planta, se debe indicar que, las metodologías
consideraron este concepto como equivalente, pero en las metodologías la
fórmula que se incluye y que cuestionó la CGR es la fórmula del factor de
carga. Aunque esa nomenclatura pudo crear algún tipo de confusión, el uso que
se da de esta variable es clara en las metodologías.
Ahora
bien, en los siguientes gráficos también se detalla la diferencia entre el
factor de carga utilizado en la metodología y el factor de planta solicitado
por la CGR.
Gráfico No. 5
Factor de carga y
factor de planta
Plantas
hidroeléctricas, 2018
Gráfico No. 6
Factor de carga y
factor de planta
Plantas
eólicas, 2018
En este
caso en particular, la evidencia arroja que el resultado es igual, y eso tiene
sentido ya que ambas variables pretenden reflejar la producción de las plantas y
si se usan de manera correcta, la diferencia debería ser nula o mínima, tal y
como se observa en los gráficos anteriores. A pesar de lo anterior, en
cumplimiento de lo dispuesto por el Órgano Contralor se procede a homologar el
uso del término a factor de planta en toda la propuesta metodológica.
iv.
Respecto al artículo 3.5.4 Vida en operación o antigüedad de cada planta.
El
último punto dispuesto por la Contraloría tiene que ver con las fechas de corte
de la información, ya que la vida en operación se calcula, según la metodología
vigente, como la diferencia entre la entrada en operación de cada planta y el
31 de diciembre del año anterior al cálculo tarifario. Mientras que el Órgano
Contralor dispuso que se equipara a la fecha más reciente al inicio del estudio
tarifario.
El
anterior criterio solo pretende equiparar fechas de corte de la información
para el cálculo de las variables tarifarias, por lo que también es factible de
realizar en la propuesta de metodología.
v. Conclusión
sobre la aplicación de las disposiciones de la CGR en la propuesta metodológica.
Como se
observa, las disposiciones de la CGR son factibles de ser trasladables a las
metodologías tarifarias, ya que contemplan criterios diferentes a los vigentes,
pero en su esencia no son muy diferentes a la hora de cuantificarlos en el
cálculo tarifario, aunado a que son técnicamente viables. Por lo que en la
presente propuesta se incluye además de los ajustes dispuestos por el Órgano
Contralor, los siguientes cambios para hacer congruente lo establecido por la
Contraloría, con el desarrollo metodológico en su totalidad:
a)
Aclaración de la fecha de corte de actualización de las variables para realizar
el cálculo, que será la fecha de cierre fiscal, el 31 de diciembre del año o
aquel que establezca el Ministerio de Hacienda, anterior al inicio del
procedimiento de fijación tarifaria. Con la inclusión de la fecha específica en
todos los apartados correspondientes, incluso en la sección 6.8 Criterios para
los ajustes tarifarios, de tal manera que tanto para la actualización de la
inversión como la vida en operación de planta se entienda claramente que se
calculan hasta esa fecha indicada.
b) En
cuanto a los costos de explotación y de inversión y su relación con la capacidad
contratada y las horas reales de operación: se aclara la redacción en cuanto a
que en el cálculo tarifario se incluirá solamente la proporción de costos e
inversión relacionadas con la prestación del servicio público regulado que es
la venta de energía al ICE, ya que a eso se debe el cambio incluido en cuanto
al uso de la capacidad contratada y continuar con la utilización en el cálculo
de la información derivada de la contabilidad regulatoria, que ya hace una
separación entre el servicio público regulado (generación para la venta al ICE)
y las actividades económicas no reguladas.
Al
respecto de este tema es importante anotar que la Ley N° 7593, establece en el
artículo 14, que son obligaciones de los prestadores, la siguiente:
"(.)
k)
Prestar el servicio a sus clientes en condiciones de igualdad y cobrarles un
precio justo y razonable por el servicio prestado."
En ese
mismo sentido, la Ley General de la Administración Pública (LGAP), establece
que la discrecionalidad de la administración, podrá darse incluso por ausencia
de ley en el caso concreto, pero estará sometida en todo caso a los límites que
le impone el ordenamiento expresa o implícitamente, para lograr que su
ejercicio sea eficiente y razonable.
Así
también, la LGAP dispone en el artículo 216.1, que la Administración deberá
adoptar sus resoluciones dentro del procedimiento con estricto apego al
ordenamiento y, en caso de las actuaciones discrecionales, a los límites de
racionalidad y razonabilidad implícitos en aquél.
Por lo
que, en apego a toda la normativa vigente que regula la generación privada o
paralela para la venta de energía al ICE y en observancia al principio de
servicio al costo que rige las tarifas de los servicios públicos regulados por
esta Autoridad Reguladora (artículo 3.b de la Ley N° 7593 y el numeral 4.a).2
del Decreto Ejecutivo N° 29732-MP), es importante aclarar el texto propuesto
para que se lea que en los cálculos tarifarios los parámetros de costo e
inversión deben ser los asociados únicamente a la capacidad instalada contratada
por ese Instituto a cada planta, que corresponde al servicio público regulado y
por lo tanto a la tarifa justa y razonable que debería percibir ese servicio.
2.7
Resumen de los cambios introducidos en esta propuesta respecto a la metodología
vigente RJD-009-2010
Así las
cosas, de lo incluido en los apartados anteriores que componen el Marco Legal y
el Marco Técnico, las siguientes son las modificaciones a la forma de cálculo
de la tarifa vigente, que se proponen en este informe:
a. Para
los generadores privados amparados al capítulo I de la Ley 7200 que hayan
renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el ICE,
entraría a regir una banda tarifaria para determinar las tarifas para cada
fuente, una banda para plantas hidroeléctricas y otra banda para plantas
eólicas, con información respectiva de cada grupo de plantas por fuente.
b.
Cambios de conformidad con el informe de la CGR N.° DFOE-AE-IF-00009-2019,
según lo detallado en la sección 2.6 anterior:
. Se
realiza la separación tarifaria por fuente; hidroeléctricas y eólicas.
. Se
ajustan todas las variables a la potencia o capacidad contratada, en lugar de
la potencia o capacidad instalada.
. Se
ajusta la redacción de todas las variables para que se incluya en el cálculo
únicamente la proporción correspondiente a la capacidad contratada por el ICE,
que corresponde al servicio público regulado.
. Se
aclara la fecha de corte de la información de todas las variables incluidas en
el cálculo, y se estandariza dicho corte al cierre fiscal nacional, esto es al
31 de diciembre del año anterior (o en su defecto el cierre fiscal nacional que
se establezca vía Ley) al inicio del procedimiento de fijación tarifaria.
. Se
incluye la utilización de las horas de operación para venta de energía al ICE
de las plantas, para calcular la variable de expectativas de ventas.
c. Otros
cambios realizados:
. Se
propone que el cálculo de las bandas se realice con base en los costos de
explotación promedio y su desviación estándar. Por lo que la tarifa tope sería
el costo promedio más una desviación estándar, mientras que la tarifa piso
sería el costo promedio menos tres desviaciones estándar.
. Se
incluye la aclaración de las fuentes de información utilizadas para el cálculo
de los costos de explotación, de inversión y de apalancamiento, de conformidad
con las disposiciones de la contabilidad regulatoria que le aplica al sector,
con información real y actualizada de las plantas que componen cada grupo a
tarifar.
. Se incluye
las fórmulas de cálculo de las horas en operación para venta de energía al ICE,
con base en la información disponible en Aresep, esto
quiere decir, la energía anual vendida por cada planta al ICE y la potencia
contratada de cada planta.
. Se
aclara la redacción del ajuste que se le hace a la inversión sobre su vida en
operación para calcular la rentabilidad, el cual corresponde al concepto de
vida remanente, que considera la antigüedad de las plantas.
. Se modifica
la sección de estructura tarifaria, para que, con la aplicación de la banda
tarifaria definida, el ICE en sus procesos de recontratación o establecimiento
de adendas a contratos renovados vigentes, defina con base en las necesidades
del SEN y la optimización de la matriz de generación, si se requiere una
estructura tarifaria o más bien, el establecimiento de tarifas planas anuales.
Para lo anterior, deberá justificar cualquier decisión que tome y además se
establece que todos los precios ofertados (anuales o con estructura tarifaria)
deben estar en todo momento dentro de la banda correspondiente vigente al
momento de la compra de energía. Lo anterior considerando la situación y
contexto actual del sector explicada en las secciones 2.3, 2.4 y 2.5 anteriores.
. Se
modificaron las secciones correspondientes a "Competencias de la
Intendencia de Energía o del órgano interno encargado de fijar tarifas" y
"OBLIGACIONES DE LOS GENERADORES PRIVADOS", para que queden más
claras las obligaciones que tienen todos los generadores privados a los cuales
se les aplicará esta metodología, se detalla la información requerida y la
facultad del órgano interno de Aresep encargado de
fijar estas bandas para recopilar toda la información que considere necesaria
para realizar las aplicaciones de la metodología.
. Se
incluye la posibilidad de eliminación de los valores extremos en el cálculo de
las variables costos de explotación promedio e inversión total promedio, ya que
en estricto apego a lo establecido en el artículo 32 de la Ley 7593: "No
se aceptarán costos de las empresas reguladas: // (.) d) Los gastos de operación desproporcionados
en relación con los gastos normales de actividades equivalentes. // e) Las inversiones rechazadas por la
Autoridad Reguladora por considerarlas excesivas para la prestación del
servicio público. (.)", valores extremos que, según un criterio
estadístico, cumplirían con esas premisas para la fijación tarifaria.
d.
Cambios realizados para equipar criterios entre las metodologías tarifarias utilizadas
para todo el sector, esto es respecto a las metodologías para calcular las
bandas de hidroeléctricas nuevas, eólicas nuevas y fotovoltaicas:
. El
cálculo de las variables se realizará con promedios simples y no promedios
ponderados, de tal forma que la desviación estándar refleje la dispersión de
los datos reales respecto a su promedio. También se mantiene el análisis de la
exclusión de valores extremos.
. Equiparación
del periodo histórico para calcular las variables de horas de operación, factor
de planta y rédito, de tal manera que se utilicen los últimos 5 años, al igual
que se realiza en las metodologías de plantas de generación privada nuevas.
(.)"
IV. Que el oficio
IN-0011-CDR-2022, del 10 de marzo de 2022, que es el informe técnico post audiencia
pública que contiene la propuesta de "Metodología de Fijación de
Tarifas para Generadores Privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200
que hayan renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad
con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)", contiene el
análisis y resultados del proceso de audiencia pública, una vez analizadas las
oposiciones presentadas y admitidas, de modo que, se ajustó la propuesta a fin
de que posteriormente fuera analizada en cuanto a sus cambios por parte de la
DGAJR.
V. Que mediante resolución
RE-0001-CDR-2022 del 18 de marzo de 2022, el CDR, resolvió las gestiones de
nulidad presentadas por parte de Hidroeléctrica Río Lajas S.A., Empresa
Eléctrica Matamoros S.A. y Compañía Hidroeléctrica Doña Julia, disponiendo lo siguiente: "I. Declarar sin lugar las gestiones de nulidad
del procedimiento,
interpuestas por Hidroeléctrica Río Lajas S.A., Empresa Eléctrica Matamoros
S.A. y Compañía Hidroeléctrica Doña Julia S.A."
VI. Que mediante el oficio
OF-0228-DGAJR-2022, del 18 de marzo de 2022, la DGAJR señaló en cuanto a los
cambios post audiencia pública ocasionados sobre la propuesta de metodología,
lo siguiente: "1. Someter al conocimiento y valoración de la
Junta Directiva de Aresep, la propuesta de modificación
de propuesta de "Metodología de fijación de tarifas para
generadores privados amparados al Capítulo I de la Ley 7200 que hayan
renovado y que renueven contrato de compra-venta de electricidad con el
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)" presentada por la
Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, mediante el
oficio OF-0058-CDR-2022, del 10 de marzo de 2022 y sus adjuntos.
VII. Que con fundamento en
los resultandos y considerandos citados, lo procedente es, dictar la "METODOLOGÍA
DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS AMPARADOS AL CAPÍTULO I DE LA LEY
7200QUE HAYAN RENOVADO Y QUE RENUEVEN CONTRATO DE COMPRAVENTA DE ELECTRICIDAD
CON EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE)".
VIII. Que en la sesión
ordinaria 17-2022, celebrada el 29 de marzo de 2022, cuya acta fue ratificada
el 05 de abril de 2022, la Junta Directiva de Aresep,
con fundamento en los informes IN-0010-CDR-2022 y IN-0011-CDR-2022 ambos del 10
de marzo de 2022 y oficios OF-0058-CDR-2022 del 10 de marzo de 2022,
OF-0158-RG- 2022 del 11 de marzo de 2022 y OF-0228-DGAJR-2022 del 18 de marzo
de 2022, acuerda dictar la presente resolución.
POR TANTO:
Con
fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la
Ley General de la Administración Pública (LGAP) Ley 6227, en el Decreto
Ejecutivo 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley 7593, y en el Reglamento
Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA
RESUELVE:
I. Dictar la "METODOLOGÍA
DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA GENERADORES PRIVADOS AMPARADOS AL CAPÍTULO I DE LA
LEY 7200 QUE HAYAN RENOVADO Y QUE RENUEVEN CONTRATO DE COMPRA-VENTA DE
ELECTRICIDAD CON EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE)" según
el siguiente detalle:
"Metodología
de fijación de tarifas para generadores privados amparados al Capítulo I de la
Ley 7200 que hayan renovado y que renueven contrato de compra-venta de
electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)"
Contenido
1
OBJETIVOS
.............................................................................................................................
59
2
ALCANCE
................................................................................................................................
60
3
PROCEDIMIENTO Y FÓRMULAS
..........................................................................................
61
3.1
Banda tarifaria
....................................................................................................................
61
3.2 El
costo anual de explotación (Ca)
...................................................................................
62
3.2.1
Concepto:
............................................................................................................................
62
3.2.2
Fuente de información
.......................................................................................................
63
3.2.3
Costo de explotación promedio por kW contratado (Ca) ..............................................
63
3.2.4
Definición de la banda tarifaria
.........................................................................................
64
3.3 El
Costo de Inversión (I) ....................................................................................................
65
3.3.1
Concepto:
............................................................................................................................
65
3.3.2
Fuente de información .......................................................................................................
65
3.3.3
Inversión promedio por kW contratado
........................................................................... 66
3.4
Horas en operación (H) ......................................................................................................
66
3.4.1
Concepto:
............................................................................................................................
67
3.4.2
Fuente de información .......................................................................................................
67
3.4.3
Cálculo de las horas de operación promedio
................................................................. 67
3.5
Factor de planta (Fp) ..........................................................................................................
68
3.5.1
Concepto:
............................................................................................................................
68
3.5.2
Fuente de información
.......................................................................................................
68
3.5.3
Cálculo del factor de planta
..............................................................................................
69
3.6 Vida
remanente promedio (Xu)
.........................................................................................
70
3.6.1
Concepto: ............................................................................................................................
70
3.6.2
Fuente de información
.......................................................................................................
70
3.6.3
Cálculo de la vida remanente
............................................................................................
70
3.6.4
Vida en operación promedio
.............................................................................................
71
3.7
Rentabilidad (Ke)
................................................................................................................
72
4
ESTRUCTURA
TARIFARIA.....................................................................................................
74
5 MONEDA
EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA
................................................................. 74
6
APLICACIÓN DE LOS AJUSTES PERIODICOS
................................................................... 75
6.1
Periodicidad de los ajustes
...............................................................................................
75
6.2
Criterios para los ajustes tarifarios
..................................................................................
75
6.3
Competencias de la Intendencia de Energía o del órgano interno encargado de
fijar tarifas 76
7
OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES
...................................................... 76
8 OTRAS
CONSIDERACIONES .................................................................................................
77
1
OBJETIVOS
Son
objetivos de esta metodología:
a. Definir
dos bandas tarifarias por kWh para la venta de
energía eléctrica por parte de los generadores privados que hayan renovado y
renueven contratos con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a
partir de la entrada en vigor de esta resolución, una para plantas eólicas y
otra para plantas hidroeléctricas.
b. Definir
las tarifas máximas (tope) para la venta de energía para ambas fuentes.
c. Definir
las tarifas mínimas (piso) para la venta de energía para ambas fuentes.
d.
Establecer una flexibilización tarifaria que le permita a las partes replantear
la forma de establecer el precio de compra-venta de energía a estas plantas y
al ICE recontratar a aquellas que ya han tenido contratos de compraventa con
anterioridad, permitiendo que el precio sea un factor ofertado que pueda ser
considerado en el establecimiento de estos.
e.
Establecer la periodicidad de cálculo.
f. Sustituir la metodología "Metodología de Fijación de Tarifas para
Generadores Privados Existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo contrato de
compra-venta de electricidad con el Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE)", establecida mediante resolución RJD-009-2010 y sus
modificaciones (RJD-027-2014 y RJD-017-2016).
2
ALCANCE
Esta
propuesta metodológica aplicará para la fijación ordinaria de las tarifas para
la venta de energía eléctrica por parte de los generadores privados existentes
(Ley 7200), esto es aquellos que hayan renovado y que renueven contratos para
la venta de energía con el ICE, que posean las concesiones de servicio público
y de explotación del recurso hídrico (cuando sea necesario) vigentes.
Esta
metodología será de aplicación para las plantas de generación con fuerza
hidráulica y con fuerza eólica que tengan contratos renovados vigentes y que
renueven contratos, y utilizará información de ambas fuentes por separado para
el cálculo de cada banda respectiva. Las tarifas que resulten de la aplicación
de esta metodología aplicarán a las transacciones que surjan de los contratos
renovados vigentes y la renovación de contratos entre el ICE y un generador
privado al amparo del capítulo I de la Ley 7200.
Las tarifas
propuestas corresponden a valores máximos y mínimos, dentro de los cuales los
agentes (generadores privados de energía e ICE) acordarán el precio contractual
para la venta de energía, bajo el esquema de contratación que el ICE establezca
aplicable a plantas que tengan contratos renovados vigentes o plantas que
renueven contratos, como por ejemplo, negociaciones individuales por planta,
licitaciones o subastas por bloques de energía o potencia, o bien, cualquier
otro mecanismo de recontratación que defina esa institución, los cuales deberán
considerar el precio ofertado por el generador como factor para la toma de
decisión en dicho proceso.
El límite
superior de las bandas tarifarias (tarifa tope) se determinará considerando el costo
de explotación promedio más una desviación estándar, calculando cada tope por
grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas respectivamente con la información
correspondiente a cada fuente de generación por separado.
El límite inferior de las bandas tarifarias (tarifa piso) se
determinará con base en el promedio de costo de explotación menos el monto
correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar definida para cada grupo
de plantas hidroeléctricas y eólicas multiplicada por la desviación estándar
estimada para cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas respectivamente,
a las cuales se pretende aplicar la metodología.
(Así reformado el
párrafo anterior mediante resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del
2024)
Las bandas
tarifarias que se detallarán más adelante les aplicarán a las plantas de
generación privada existentes con contratos renovados vigentes y para aquellas
plantas que deseen renovar un contrato a partir de la entrada en vigor de esta
metodología.
De igual
manera, esta metodología tarifaria podrá aplicarse para determinar la tarifa de
compra-venta de energía eléctrica entre generadores privados y otros
compradores diferentes al ICE; siempre que se cumpla el ordenamiento jurídico
aplicable, las normativas vigentes y las consideraciones, premisas y criterios
expuestos para esta metodología.
Esta metodología sustituye la metodología "Metodología de Fijación
de Tarifas para Generadores Privados Existentes (Ley 7200) que firmen un nuevo
contrato de compra-venta de electricidad con el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE)", establecida mediante resolución RJD-009-2010 y
modificaciones (RJD-027-2014 y RJD-017-2016), por lo que les aplica a
todas aquellas transacciones cuya tarifa se calculaba con ese marco
tarifario.
3
PROCEDIMIENTO Y FÓRMULAS
3.1 Banda Tarifaria
Se calcularán dos (2)
bandas tarifarias, una aplicable a plantas eólicas y una aplicable a plantas
hidroeléctricas que cumplan con los supuestos supra citados, según las
siguientes fórmulas:
3.1.1 Tarifa tope (TTf):
(*) 3.1.2 Tarifa piso (TP)
En donde:
Ca = Costos de explotación unitarios promedios
por kW contratado.
? = Desviación estándar del costo de explotación
del grupo de plantas de generación eléctrica a las cuales se pretende aplicar
la metodología respecto a su costo de explotación promedio, por kW contratado.
X = Cantidad de desviaciones estándar a incluir
en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria de cada grupo de
plantas hidroeléctricas y eólicas a las cuales se pretende aplicar la
metodología. Ver sección 3.2.4 denominada "Definición de la banda
tarifaria"
I = Inversión unitaria promedio por kW
contratado.
Xu = Factor promedio de
antigüedad de las plantas.
Ke = Costo de capital.
H = Cantidad de horas anuales promedio que el
grupo de plantas estuvo en operación generando energía para venta al ICE en los
últimos 5 años.
Fp = Factor de planta.
f = Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica
(h) o eólica (e) para la cual se calcula la banda
(*)(Así reformado el punto anterior mediante
resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del 2024)
Cada una de
las variables se calculará con la información de las plantas de generación eléctrica
correspondientes a cada fuente, esto quiere decir que se llevará una base de
datos con información de plantas eólicas y otra base de datos con información
de plantas hidroeléctricas, de tal forma que para cada variable se cuente con
la información de cada grupo establecido de plantas según su fuente.
El límite
superior de las bandas tarifarias (tarifa tope) se determinará considerando el
costo de explotación promedio más una desviación estándar, calculando el tope
para cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas respectivamente, a las
cuales se pretende aplicar la metodología, con la información correspondiente a
cada fuente de generación.
El límite inferior de las bandas tarifarias (tarifa piso) se
determinará con base en el promedio de costo de explotación menos el monto
correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar definida para cada grupo
de plantas hidroeléctricas y eólicas multiplicada por la desviación estándar
estimada para cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas respectivamente,
con la información correspondiente a cada fuente de generación.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del 2024)
A
continuación, se detallan el concepto, fuente de información y método de
cálculo de estas variables.
3.2 El
costo anual de explotación (Ca)
3.2.1
Concepto:
El costo
anual de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar
una planta en condiciones normales para nuestro país. No incluye gastos de depreciación
y gastos financieros, de conformidad con la normativa vigente aplicable y
porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar a plantas cuyo costo
de la inversión inicial ya fue cubierto vía tarifas mediante anteriores
contratos.
3.2.2 Fuente
de información
El cálculo
de este valor se hará mediante el uso de la información financierocontable
del grupo de plantas a las que les aplique esta metodología y se considerará en
el cálculo únicamente los costos necesarios para mantener y operar la potencia
contratada por el ICE, que corresponde al servicio público regulado.
Esa
información deberá estar justificada de conformidad con el artículo 33 de la
Ley 7593, no se contemplarán los costos que no correspondan a los necesarios
para mantener y operar la potencia contratada por el ICE, indicados en el
apartado anterior, ni los definidos en el artículo 32 de esa misma Ley, y
contemplará únicamente los costos útiles y utilizables necesarios para prestar
el servicio público regulado, que es la venta de energía al ICE. Se utilizará
la información financierocontable del último reporte
anual disponible, como se detallará más adelante, a la fecha de inicio del
proceso de fijación tarifaria, con la apertura de los respectivos expedientes
administrativos (uno para plantas hidroeléctricas y otro para plantas eólicas),
de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para
este sector.
La fecha de
corte de los datos insumo de las variables para realizar el cálculo tarifario,
será la fecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de
diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o
en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.
3.2.3
Costo de explotación promedio por kW contratado (Ca)
El costo de
explotación anual por kW contratado unitario por planta se obtiene del cociente
entre el costo de explotación total anual para mantener y operar la planta en
condiciones normales, entre la cantidad de kW contratados.
Donde:
Cai = Costo de explotación
unitario de la planta i.
CaTi = Costo de explotación
total anual de cada planta para mantener y operar la proporción contratada por
el ICE de la planta en condiciones normales.
Pconi = Potencia contratada
en kW, de la planta i para el periodo de corte (cierre fiscal).
i = Cada
una de las plantas por grupo.
Una vez
obtenidos los valores anteriores se calcula el costo anual de explotación
promedio para el grupo de plantas de cada fuente, este se obtiene como un
promedio simple del costo de explotación por kW contratado de cada planta del
grupo respectivo.
En donde:
Caf = Costo de explotación
promedio para cada grupo de plantas.
Cai = Costo de explotación
anual unitario de la planta i.
f =
Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se
calcula la banda.
i = Cada
una de las plantas por grupo.
n =
Cantidad de plantas por grupo.
Para la
determinación del costo de explotación promedio para cada grupo de plantas, se
deben excluir los valores extremos de los costos de explotación unitario por
planta esto de conformidad con el artículo 32 de la Ley 7593, para eso la
Intendencia de Energía o el área encargada de fijar las tarifas deberá
justificar técnicamente el criterio estadístico que se utilizará para esa
exclusión.
3.2.4
Definición de la banda tarifaria
Se regulará
el precio de venta de energía por parte de generadores privados que hayan
renovado y que renueven contrato de compraventa de energía al ICE, en el marco
del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una banda tarifaria.
(*) Las principales consideraciones que se toman en cuenta para
establecer la banda tarifaria son las siguientes:
. Para la determinación de la banda tarifaria, se deben excluir los
valores extremos de los costos de explotación, para eso la Intendencia de
Energía o el área encargada de fijar las tarifas deberá justificar técnicamente
el criterio estadístico que se utilizará para esa exclusión.
. Se calcula la desviación estándar correspondiente a todos los datos
utilizados para estimar el costo de explotación anual promedio por grupo.
. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar del conjunto de datos
utilizados para estimar el costo de explotación anual promedio para cada grupo
de plantas hidroeléctricas y eólicas a las cuales se pretende aplicar la
metodología, dato que se incorpora en el cálculo del límite inferior de la
banda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.
𝑋 = 𝑌 ? 1
Sujeto a la restricción:
Y > 0
Donde,
X = Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del
límite inferior de la banda tarifaria de cada grupo de plantas hidroeléctricas
y eólicas a las cuales se pretende aplicar la metodología.
Y = Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que
son necesarias para que el costo de explotación anual promedio sea 0 o
negativo. Estimada como el costo explotación anual promedio de cada
grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas dividida entre el valor de la
desviación estándar de cada grupo de plantas hidroeléctricas y eólicas. En caso
de que el resultado sea diferente a un número entero, se redondea al número
entero superior.
Si no fuera posible calcular el valor de Y, la variable "X"
tomará el valor de 0.
. El límite superior se establece utilizando el costo de explotación
anual promedio de grupo más una desviación estándar (Ca𝑓 + ?).
. El límite inferior de la banda se establece con el valor del costo de
explotación anual promedio menos el monto correspondiente a la cantidad de
desviaciones estándar estimada para incorporar en el límite inferior
multiplicada por la desviación estándar para cada grupo de plantas
hidroeléctricas y eólicas respectivamente, a las cuales se pretende aplicar la metodología
(Ca𝑓 - X?).
(*)(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del 2024)
3.3 El
Costo de Inversión (I)
3.3.1
Concepto:
El costo de
inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de
generación en condiciones normales para nuestro país.
3.3.2
Fuente de información
El cálculo
de este valor se hará mediante el uso de la información financierocontable
que remita cada planta a la que le aplique esta metodología y se considerará en
el cálculo únicamente la inversión correspondiente a la potencia contratada por
el ICE, que corresponde al servicio público regulado.
Esta
información deberá estar justificada de conformidad con el artículo 33 de la
Ley 7593 y no se contemplarán las inversiones que no correspondan a las
necesarias para mantener y operar la potencia contratada por el ICE indicadas
en el apartado anterior, ni las definidas en el artículo 32 de esa misma Ley.
En este
caso, se considerará el valor al costo histórico del activo fijo de propiedad,
planta y equipo de cada planta, proporcional a la potencia máxima contratada
por el ICE, con su valor actualizado al presente de conformidad con lo
establecido en la sección 6.2 de esta metodología. Se utilizará la información
financiero-contable de la inversión del último reporte anual disponible a la
fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria, de conformidad con las
disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector.
La fecha de
corte de los datos para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre
fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año
anterior al
inicio del
procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional
que se establezca vía Ley.
3.3.3
Inversión promedio por kW contratado
El costo de
la inversión unitaria por kW contratado por planta se obtiene del cociente
entre la inversión total de la planta entre la cantidad de kW contratados.
Donde:
Ii = Monto de la
inversión unitaria de la planta i.
ITi = Inversión total
proporcional a la potencia contratada por el ICE de la planta
i.
Pconi = Potencia contratada en
kW, para la planta i para el periodo de corte (cierre fiscal).
I = Cada una de las plantas por grupo.
En donde:
If = Monto de la inversión
promedio para cada grupo de plantas.
Ii = Monto de la
inversión unitaria de la planta i.
f =
Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se
calcula la banda.
i = Cada una
de las plantas por grupo.
n =
Cantidad de plantas por grupo.
Para la
determinación del monto de la inversión promedio para cada grupo de plantas, se
deben excluir los valores extremos de los montos de inversión unitaria por planta
esto de conformidad con el artículo 32 de la Ley 7593, para eso la Intendencia
de Energía o el área encargada de fijar las tarifas deberá justificar
técnicamente el criterio estadístico que se utilizará para esa exclusión.
3.4 Horas en operación (H)
3.4.1
Concepto:
Es la
cantidad de horas en operación promedio en que el grupo de plantas por fuente
estuvo en operación entregando energía para la venta al ICE durante los últimos
5 años anteriores al cálculo tarifario.
3.4.2
Fuente de información
El cálculo
de este valor se hará mediante la información estadística que reciba esta
Autoridad Reguladora sobre las horas en operación de cada planta en el año de
cálculo, esto es, las horas en que cada planta del grupo estuvo entregando
energía para la venta al ICE.
El último
año por utilizar, corresponde al año previo al inicio del procedimiento de
fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal establecido a
nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del
procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional
que se establezca vía Ley.
3.4.3
Cálculo de las horas de operación promedio
Las horas en operación de cada planta se
calculan de la siguiente manera:
En donde:
Hia = Cantidad de horas en
que cada planta estuvo en operación entregando energía para la venta al ICE en
cada año.
kWha = Kilowatts hora o
energía vendida al ICE por cada planta i para cada año a.
Pconia = Potencia contratada
en kW, por cada planta i para cada año a.
I = Cada
una de las plantas por grupo.
A = Cada uno de los 5 años.
Las horas en operación promedio anuales se
calcularán como:
En donde:
Ha =
Cantidad de horas promedio anuales entregando energía al ICE para cada grupo de
plantas, para cada uno de los 5 años.
Hia = Cantidad de horas en
que cada planta i estuvo en operación entregando energía para la venta al ICE
en cada año.
i = Cada
una de las plantas por grupo.
a = Cada
uno de los años.
n = Índice
que representa la cantidad de plantas por grupo.
Una vez obtenidos
los valores anteriores se calculan las horas promedio durante los últimos 5
años entregando energía al ICE para el grupo de plantas de cada fuente, este se
obtiene de la siguiente manera:
Las horas en operación de cada planta se
calculan de la siguiente manera:
En donde:
Hf = Cantidad
de horas promedio entregando energía al ICE para cada grupo de plantas.
Ha =
Cantidad de horas promedio anuales para cada grupo de plantas, para cada uno de
los 5 años.
a = Cada
uno de los años.
Q = Índice
que representa la cantidad de años.
f = Subíndice
que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se calcula la
banda.
3.5
Factor de planta (Fp)
3.5.1
Concepto:
El factor
de planta mide la utilización de la potencia contratada de la planta en el
tiempo.
3.5.2
Fuente de información
El cálculo
de este valor se hará mediante la información estadística que reciba esta
Autoridad Reguladora sobre la producción de cada planta y las horas en las que
estuvo en operación entregando energía al ICE durante los 5 últimos años
disponibles.
El último
año por utilizar, corresponde al año previo al inicio del procedimiento de
fijación tarifaria, que termina en la fecha de cierre fiscal establecido a
nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del
procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional
que se establezca vía Ley.
3.5.3
Cálculo del factor de planta
Se
calculará el factor de planta individual para cada año de los últimos 5 años
con información disponible y con ellos se calculará un promedio simple del
factor de planta para cada uno de esos años, para obtener el factor de planta
promedio para el grupo de plantas (Fpf).
El factor de planta individual para cada planta
se calcula de la siguiente manera:
En donde:
Fpi,a = Factor de planta de
cada planta i en cada año a.
Egi,a = Cantidad de energía
en kWh que cada planta i generó en cada año.
Pconi,a= Potencia contratada
en kW, para cada planta i en cada año a.
Hi,a = Cantidad de horas en
que la planta estuvo en operación entregando energía para la venta al ICE en
cada año.
i = Cada
una de las plantas por grupo.
a = Cada
uno de los 5 años.
El factor de planta anual promedio se calculará
de la siguiente manera:
En donde:
Fpa = Factor de planta promedio
anual para cada grupo de plantas.
Fpia = Factor de planta de
cada planta i en cada año a.
i = Cada
una de las plantas por grupo.
a = Cada
uno de los años.
n = Índice
que representa la cantidad de plantas por grupo.
Posteriormente,
se calcula el factor de planta promedio para el grupo de plantas que se
utilizará dentro del modelo, calculado de la siguiente forma:
En donde:
Fpf = Factor de planta
promedio para cada grupo de plantas.
Q =
Cantidad de años utilizados para calcular el promedio.
a = Cada
uno de los años.
f = Subíndice
que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se calcula la
banda.
3.6 Vida
remanente promedio (Xu)
3.6.1
Concepto:
El factor
de antigüedad mide la antigüedad de la planta, expresada en función de su valor
remanente, dado el tiempo en que las plantas han estado en operación.
3.6.2
Fuente de información
En el
cálculo de esta variable se contemplarán las vidas remanentes de cada planta a
la que le aplique esta metodología, considerando la información disponible en
la Autoridad Reguladora.
3.6.3
Cálculo de la vida remanente
La vida
remanente promedio que han tenido las plantas de los generadores privados para
la venta de electricidad al ICE, se estima por medio de la siguiente fórmula:
En donde:
Vu = Vida útil promedio
de las plantas para generación eléctrica (años).
Vof = Vida en operación
promedio del grupo de plantas (años).
Vr = Valor residual de
las plantas (10%).
f =
Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se
calcula la banda.
i. La vida útil promedio
de las plantas de generación eléctrica se estima en 40 años para las plantas
hidroeléctricas.
ii. La vida útil promedio
de las plantas de generación eléctrica se estima en 20 años para las plantas
eólicas.
iii. La vida útil promedio
para plantas con otro tipo de fuente diferente a las anteriores, y que
eventualmente puedan utilizar esta metodología tarifaria, deberá justificarse
por parte del petente con base en las tablas de vidas
útiles vigente en Aresep o en su efecto tablas de
depreciación del Ministerio de Hacienda o si no se encuentra la tecnología en
las anteriores deberá justificarlo con las especificaciones del fabricante del
equipo.
iv. La vida en operación es
la diferencia entre el cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el
31 de diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación
tarifaria (el cual inicia con la apertura del expediente administrativo), o en
su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley, y el momento en
el cual la planta inició su operación para venta de energía al ICE, la cual se
calculará de acuerdo con la metodología que se detallará.
v. El valor residual
corresponde al valor de rescate, el cual es de 10% para efecto de las plantas.
3.6.4
Vida en operación promedio
La vida en
operación promedio para el grupo de plantas a los que se les aplica esta
metodología se calcula de la siguiente manera:
Vof = Vida en operación
promedio del grupo de plantas (años).
Voi = Vida en operación
promedio de cada planta.
i = Cada
una de las plantas por grupo.
n =
Cantidad de plantas por grupo.
f =
Subíndice que indica la fuente hidroeléctrica (h) o eólica (e) para la cual se
calcula la banda.
La vida en
operación (Voi) de cada planta se estimará como la
diferencia entre la fecha en que cada planta entró a operar y la fecha del
cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año
anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria (o en su defecto el
cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley), según la siguiente fórmula:
|
Voi = fecha del cierre
fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año
anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria (o en su defecto
el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley) - Fecha de entrada en
operación de la planta
|
Nota: el
periodo máximo a considerar para Voi será el correspondiente
a la fuente según el numeral anterior (40 o 20 años, ya sea una planta
hidroeléctrica o eólica respectivamente).
En donde:
Voi = Vida en operación
promedio de cada planta.
El subíndice "i" denota cada planta en forma individual.
3.7
Rentabilidad (Ke)
El cálculo
de la rentabilidad sobre los aportes al capital se determina mediante el método
denominado Modelo de Valoración de Activos de Capital, conocido comúnmente como
CAPM (en inglés, "Capital Asset
Pricing Model").
El método
CAPM se basa en considerar que los cambios en el retorno de un activo están
relacionados con el riesgo asociado a éste y puede ser separado en dos grandes
componentes: el riesgo relacionado con el mercado en su conjunto (riesgo
sistémico) y el derivado de las inversiones específicas (riesgo específico).
El CAPM
determina el costo del capital propio promedio para cada industria, según la
siguiente fórmula:
𝐊𝐞 = 𝐊𝐋 + 𝛃𝐚 ? 𝐏𝐑 + 𝐑𝐏
Donde:
Ke = Rentabilidad sobre
los aportes de capital propio.
KL = Tasa libre
de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene
riesgo para el inversionista.
PR = Prima
por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la
tasa de rendimiento del mercado.
RP = Riesgo
país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores
específicos y comunes de un cierto país.
?a
= Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza
de la rentabilidad de un activo determinado y la
rentabilidad del mercado. Se denomina "apalancada" cuando parte de la
inversión se financia con deuda.
(*) El beta apalancado se obtiene de la siguiente fórmula:
Donde:
?a = Beta apalancada.
?d = Beta desapalancada.
D/Kp = Relación entre deuda y capital propio (se considera
igual a cero).
t = Tasa de impuesto
sobre la renta.
El valor de la deuda (D) se tomará como cero (0) dado que la
metodología no incluye gastos financieros de conformidad con la normativa
vigente aplicable y porque según las premisas del modelo, se trata de tarifar
plantas cuyo costo de inversión inicial ya fue cubierto vía tarifas mediante
anteriores contratos. Dado que el valor de la Deuda (D) es cero (0), la beta desapalancada y la beta apalancada son iguales.
(*)(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del 2024)
Los
parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad sobre aportes
al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por riesgo, riesgo
país, beta desapalancada, relación entre deuda y
capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de cada uno de
ellos es la siguiente:
1. 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.
2. Prima
por riesgo (PR) se empleará la variable denominada
"Implied Premium (FCFE)". Riesgo país (RP) se considera
el valor publicado para Costa Rica, de los datos denominados Risk Premiums for
the other markets y donde el riesgo país se denomina
Country Risk premium). Los
valores de esta variable y el Beta desapalancado se
obtendrán de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar o,
alternativamente, del "Ibbotson® Cost of Capital Yearbook".
Si alguna de estas fuentes
dejara de estar disponible, se recurrirá a otra que sea pública y confiable.
3. La
fuente de información elegida para las variables descritas en los puntos 1 y 2,
será utilizada de manera consistente, en cuanto a extensión de la serie
histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones (una observación por año,
correspondiente al promedio publicado) y el cálculo del promedio (promedio
aritmético de las 5 observaciones correspondientes a los 5 años más recientes
para los que se disponga de información). En el caso de que, para alguna(s) de
las variables citadas, no sea posible para ARESEP contar con una serie
histórica reciente que complete 5 observaciones anuales, se utilizará la serie
histórica menor a 5 años pero que sea igual para todas las variables.
4. 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 un promedio ponderado
por potencia contratada de la información más reciente referente al nivel de
financiamiento de cada tipo de planta privada de generación eléctrica, derivada
de la contabilidad regulatoria o la que esté disponible en la Autoridad
Reguladora. Para efectos de esta metodología se considera un valor de D=0.
(*)(Así reformado el punto anterior mediante
resolución N° RE-0005-JD-2024 del 29 de febrero del 2024)
5. Tasa de
impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas jurídicas con
fines de lucro, correspondiente al último tracto de impuestos sobre la renta -la
tasa marginal mayor-, establecida y actualizada vía decreto por el Ministerio
de Hacienda.
4
ESTRUCTURA TARIFARIA
Para las
plantas de generación eléctrica que les aplique esta metodología, las cuales
fueron indicadas en el apartado de Alcance de la presente metodología, se
aplicará la estructura tarifaria o la tarifa única anual que sea definida en el
proceso de negociación de las adendas a los contratos renovados vigentes o
recontratación por parte del ICE; en caso de una estructura tarifaria horario
y/o estacional, el mismo ICE deberá establecer los parámetros aplicables en las
bases de contratación o bien dejarla abierta a la presentación de ofertas de
venta de parte de los generadores privados a los que les aplique esta
metodología. Además, el ICE podrá definir o solicitar esa estructura por
bloques de energía, todo lo anterior deberá justificarse con base en las
necesidades del Sistema Eléctrico Nacional detectadas y optimización del parque
de generación disponible en todo momento.
La tarifa o
precios individuales resultantes de la aplicación de una estructura tarifaria,
si así se considera en el acuerdo correspondiente, no podrán ser inferiores o
sobrepasar la banda establecida, esto quiere decir que esos precios deben estar
dentro de la banda correspondiente vigente al momento de las compras de energía.
La estructura
tarifaria aplicable será la que considera sólo energía.
5 MONEDA
EN QUE SE EXPRESARÁ LA TARIFA
Las tarifas
resultantes de la metodología detallada serán expresadas en dólares de los
Estados Unidos de América (US$ o $).
Los
respectivos pagos que genera la compra-venta de energía amparada a los
contratos respectivos podrán liquidarse en dólares o en colones a criterio del
comprador. Si el pago se realizará en colones, se utilizará el tipo de cambio
de referencia para la venta establecido por el Banco Central de Costa Rica
(referencia: http://www.bccr.fi.cr).
6
APLICACIÓN DE LOS AJUSTES PERIODICOS
6.1
Periodicidad de los ajustes
Después de
la fijación inicial, la actualización de las tarifas se realizará anualmente,
iniciando los procedimientos de fijación tarifaria con la apertura de los
respectivos expedientes administrativos (uno para plantas hidroeléctricas y
otro para plantas eólicas) el último día hábil del mes de octubre de todos los
años, aplicándose las fórmulas y metodología vigente y revisando todos los
componentes del modelo, utilizando la información disponible y de acuerdo con
los criterios señalados en las secciones anteriores.
Si la
publicación de esta metodología se da entre los meses de octubre y marzo
inclusive, la primera aplicación se realizará de seguido a dicha publicación y
después de ahí anualmente como lo señala la metodología. Caso contrario, la
primera aplicación se realizará como se establece en el párrafo anterior.
6.2
Criterios para los ajustes tarifarios
Actualización
del monto de inversión en activos fijos
Para actualizar al presente el costo de la inversión o variable
"I" a la fecha de corte de la información tarifaria que es el cierre
fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del
año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria. O en
su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley, se utilizará un índice
de precios representativo, según la siguiente fórmula:
En donde:
In =
Inversión actualizada.
In-1 =
Inversión del periodo anterior.
IPRn = Índice de Precios
representativo actual.
IPRn-1 =
Índice de Precios representativo del periodo anterior.
Esa indexación
se efectuará utilizando el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos
(IPP - EE. UU.).
Dicha
actualización se calculará hasta la fecha de cierre fiscal establecido a nivel
nacional, esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del
procedimiento de fijación tarifaria. O en su defecto el cierre fiscal nacional
que se establezca vía Ley.
6.3
Competencias de la Intendencia de Energía o del órgano interno encargado de
fijar tarifas
La
aplicación de esta metodología corresponderá al órgano que la Junta Directiva
le haya asignado la competencia de fijar tarifas y precios para el sector
eléctrico.
La
aplicación anual de esta metodología se realizará mediante el procedimiento de
fijación tarifaria ordinaria prevista en la Ley 7593 y en su respectivo
Reglamento; debiendo publicarse la respectiva convocatoria a audiencia pública.
En ningún
momento los precios pagados, por la compra de energía eléctrica a los
generadores privados que les aplique esta metodología, pueden ser mayores que
el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores que el límite
inferior de esa banda.
7
OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES O AGENTES
Los
generadores privados que le vendan energía eléctrica al ICE al amparo de la Ley
7200 tendrán la obligación de presentar a la ARESEP la información que
determine la Intendencia de Energía o el área interna encargada de fijar
tarifas a este sector, para efectos de cálculo de esta tarifa; para lo cual
dicha área deberá establecer el listado de información requerida, la forma en
la cual deben remitir esa información y la periodicidad de remisión.
En línea
con lo anterior, los generadores privados tendrán la obligación de presentar
anualmente a la Intendencia de Energía o el área interna encargada de fijar
tarifas a este sector, los Estados Financieros Auditados, correspondientes al
cierre fiscal finalizado, a más tardar el último día hábil del cuarto mes
posterior al respectivo cierre fiscal. Por su parte, deberán cumplir con la
presentación de la contabilidad regulatoria en los términos que establece la
resolución RIE-132-2017 del 22 de diciembre de 2017, sus actualizaciones y las
demás resoluciones que se emitan para efectos de recopilar cualquier
información necesaria para realizar las labores regulatorias correspondientes.
De
requerirse, el ICE o el CENCE tendrán la obligación de presentar a la ARESEP la
información que determine la Intendencia de Energía o el área interna encargada
de fijar tarifas a este sector, para efectos del cálculo de esta tarifa; para
lo cual dicha área deberá establecer el listado de información requerida, la
forma en la cual deben remitir esa información y la periodicidad de remisión.
En caso de
que esta metodología se aplicara a la compra-venta de energía a otra empresa
distinta al ICE, si la normativa vigente lo permite, aplicarán las mismas
obligaciones para los generadores y empresas compradoras listadas en párrafos
anteriores.
8 OTRAS
CONSIDERACIONES
En caso de
que la potencia contrada se modifique por medio de
una adenda al contrato debidamente refrendado por esta Autoridad Reguladora,
para la variable potencia contratada que se utiliza en todos los cálculos, se
utilizará el promedio ponderado de las potencias contratadas que existieron
durante el periodo anual de la información utilizada para el cálculo tarifario,
que corresponde al cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de
diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o
en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.
Cualquier
otra planta de generación eléctrica bajo leyes especiales y que no cuenten con
metodologías tarifarias específicas que les aplique, podrá utilizar las bandas
establecidas, siempre que se cumplan con las premisas y consideraciones
establecidas en el modelo, especialmente lo referente a que se trate de plantas
con fuentes hidroeléctricas y eólicas, que hayan renovado y que renueven
contrato de compra venta de electricidad el ICE u otras empresas que lo permita
la normativa vigente y con la inversión ya amortizada.
(.)
II.
Tener
como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública
realizada del 26 de octubre de 2021, lo señalado en el oficio IN-0010-CDR-2022,
del 10 de marzo de 2022 "Informe técnico de respuesta a posiciones presentadas
sobre la propuesta de "METODOLOGÍA DE FIJACIÓN DE TARIFAS PARA
GENERADORES PRIVADOS AMPARADOS AL CAPÍTULO I DE LA LEY 7200 QUE
HAYAN RENOVADO Y QUE RENUEVEN CONTRATO DE COMPRAVENTA DE
ELECTRICIDAD CON EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE)"
y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.
III.
Instruir
a la Secretaría de Junta Directiva notificar a los opositores y coadyuvantes el
informe técnico de respuesta a posiciones presentadas sobre la propuesta de
metodología (IN-0010-CDR-2022).
IV. Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el
RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el Diario
Oficial La Gaceta de esta metodología tarifaria.
En
cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la
Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario
de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de
tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso
extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos
señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos, deberán
interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos, a quien corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el diario
oficial La Gaceta.