AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESOLUCION RJD-225-2017
SAN JOSÉ, A LAS ONCE HORAS Y CUARENTA Y OCHO MINUTOS DEL 21 DE
NOVIEMBRE DEL DOS MIL DIECISIETE
METODOLOGÍA ORDINARIA Y EXTRAORDINARIA PARA LA DETERMINACIÓN DE
TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
RESIDUOS SÓLIDOS MUNICIPALES (RSM).
EXPEDIENTE OT-039-2016
RESULTANDO:
I. Que el 18 de octubre de 1990, en La Gaceta N° 187 se publicó la Ley N°
7200 del 28 de setiembre de 1990 denominada “Ley que Autoriza la Generación
Eléctrica Autónoma o Paralela”, reformada mediante la Ley N° 7508
del 9 de mayo de 1995, publicada en La Gaceta N° 104 del 31 de mayo de 1995.
II. Que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) se
encuentra en la actualidad en un proceso de formalización y diseño de
metodologías en todos los sectores regulados. En el sector eléctrico y
específicamente en generación privada, en los últimos años se han aprobado una
serie de modelos tarifarios aplicables a la compra y venta de energía eléctrica
producida por generadores privados, mediante distintas fuentes, tales como la
hidroeléctrica, la eólica, la biomasa y la solar. Esas transacciones de energía
han estado enmarcadas dentro de lo que establece el Capítulo I de la Ley N°
7200 y la Ley N° 7593 “Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos”.
III. Que con el objetivo de iniciar la formulación metodológica y de contar
con información para la aplicación de la misma, así como conocer mejor el
mercado, se realizó un estudio dentro del marco de un proyecto de cooperación
técnica entre la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) y la Aresep, que tuvo
como producto final un informe técnico titulado “Análisis de Sistema y
Modelo Financiero aplicable a Energía proveniente de Residuos Sólidos
Municipales (RSM) para la república de Costa Rica”.
El mismo fue realizado en el marco del Programa 4E (Energías Renovables
y Eficiencia Energética) en Centroamérica –Residuos Sólidos,
PN-2009.2262.5 – 001.00, y fue entregado el 25 de junio del 2014.
IV. Que el 26 de junio de 2014, en La Gaceta N° 122 se publicó el Decreto
Ejecutivo 38500-S-MINAE del 11 de junio del 2014 o “Moratoria nacional de
las actividades de transformación térmica de residuos sólidos
ordinarios”.
V. Que el estudio indicado en el punto III anterior, fue complementado con
el informe “Propuesta de modelo de fijación tarifaria para los servicios de
generación de electricidad con Residuos Sólidos Municipales en Costa
Rica”, preparado por el consultor Raúl Fonseca Hernández, dentro del marco
del mismo proyecto de cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación
Alemana (GIZ) y la Aresep. Dicho informe fue entregado el 18 de agosto del 2014
(PN 2013.2229.6 -001-00).
VI. Que el 12 de noviembre de 2014, mediante el oficio 790-RG-2014, el
entonces Regulador General designó a los miembros de la Comisión Autónoma Ad
Hoc, que se encargarían de la elaboración de la propuesta metodológica de
Residuos Sólidos Municipales (RSM), de acuerdo con lo establecido en los
artículos 9, 16, 17, 19 y 21 del Reglamento interno de organización y funciones
de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado
(RIOF), de la Aresep.
VII. Que el 13 de agosto de 2015, mediante el oficio 718-RG-2015, el entonces
Regulador General modificó la conformación de la Comisión Autónoma Ad Hoc
encargada de la elaboración de la metodología de Residuos Sólidos Municipales
(RSM).
VIII. Que el 1°de setiembre de 2015, en el Alcance Digital N° 69 a La Gaceta
N° 170, se publicó el Decreto Ejecutivo N° 39136-S-MINAE o “Reglamento sobre
Condiciones de Operación y Control de Emisiones de Instalaciones para
Coincineración de Residuos Sólidos Ordinarios”, el cual, entre otras
cosas, levanta la moratoria detallada en el punto IV anterior.
IX. Que el 15 de octubre de 2015, en La Gaceta N° 200, se publicó el Decreto
Ejecutivo N° 39219-MINAE, mediante el cual se oficializó el “VII Plan
Nacional de Energía 2015- 2030” y se declaró la ejecución de sus
acciones de interés público y con rango de Política Pública Sectorial.
X. Que el 16 de marzo de 2016, mediante el oficio N° 48-CDR-2016, la
Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación remitió al presidente
de la Junta Directiva la propuesta metodológica titulada “Metodología
ordinaria y extraordinaria para la determinación de tarifas de
referencia para plantas de generación eléctrica con residuos sólidos
municipales (RSM)”, recomendando a la Junta Directiva someter la propuesta
al trámite de audiencia pública (folios del 27 al 61).
XI. Que el 17 de marzo de 2016, mediante el acuerdo 06-17-2016 del Acta de
la Sesión Ordinaria 17-2016, la Junta Directiva de Aresep dispuso entre otras
cosas con carácter firme “Instruir al Departamento de Gestión Documental la
apertura del expediente (…)” y “solicitar a
la Dirección General de Atención al Usuario que proceda a publicar la convocatoria
a audiencia pública en periódicos de amplia circulación y en el diario oficial
La Gaceta” (folios 01 al 26).
XII. Que el 4 de abril de 2016, se publicó en el diario oficial La Gaceta N°
64 y en los diarios de circulación nacional La Teja y Extra, la convocatoria a
audiencia pública, a fin de conocer la propuesta “Metodología ordinaria y
extraordinaria para la determinación de tarifas de referencia para
plantas de generación eléctrica con residuos sólidos municipales (RSM)”.
La misma, fue celebrada el 27 de abril de 2016, según el Acta N° 29-2016
(folios 67 al 71, 212 al 222, respectivamente).
XIII. Que el 12 de abril de 2016, mediante el boletín judicial N° 69, la Sala
Constitucional publicó por primera vez lo dispuesto en la resolución de las
13:44 horas del 24 de febrero de 2016, a través de la cual se dio curso a la
acción de inconstitucionalidad interpuesta contra el Decreto Ejecutivo N°
39136-S-MINAE, denominado “Reglamento sobre condiciones de operación
y control de emisiones de instalaciones para coincineración de residuos
sólidos ordinarios” (folios 240 al 247, corre agregada la resolución
citada).
XIV. Que el 27 de abril de 2016 se llevó a cabo la audiencia pública de forma
presencial en el auditorio de la Aresep y por medio del sistema de
videoconferencia en los tribunales de justicia de los centros de Limón,
Heredia, Ciudad Quesada, Liberia, Puntarenas, Pérez Zeledón y Cartago (folios
212 al 222).
XV. Que el 2 de mayo de 2016, mediante el oficio N° 1717-DGAU-2016 se rindió
el informe de oposiciones y coadyuvancias (folios 248 al 249).
XVI. Que el 11 de agosto de 2016, mediante el oficio N° CMRSM-03-2016, la
Comisión Autónoma Ad Hoc, remitió a la Dirección General Centro de Desarrollo
de la Regulación, el informe de respuesta a las oposiciones presentadas en
audiencia pública y la nueva versión de la metodología tarifaria, introduciendo
todas aquellos ajustes respectivos de conformidad con el proceso de audiencia
pública (folios 255 al 297).
XVII. Que el 16 de agosto de 2016, mediante el oficio N° 184-CDR-2016/
1120-IE-2016 la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación y la
Intendencia de Energía, remitieron al Presidente de la Junta Directiva para su
análisis, la propuesta metodológica titulada “Metodología ordinaria y
extraordinaria para la determinación de tarifas de referencia para
plantas de generación eléctrica con residuos sólidos municipales (RSM)”,
ajustada a partir de las oposiciones presentadas en la audiencia pública
celebrada (folio 254).
XVIII. Que el 10 de noviembre de 2016, mediante el oficio N° 1056-DGAJR-2016, la
Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió criterio sobre la
propuesta de “Metodología ordinaria y extraordinaria para la determinación
de tarifas de referencia para plantas de generación eléctrica con
residuos sólidos municipales (RSM)”.
XIX. Que el 23 de noviembre de 2016, mediante la resolución N° 16-17375, de
la 9:05 horas, la Sala Constitucional declaró sin lugar la acción de
inconstitucionalidad interpuesta contra el Decreto Ejecutivo N° 39136-S-MINAE,
denominado “Reglamento sobre condiciones de operación y control de
emisiones de instalaciones para coincineración de residuos sólidos
ordinarios”.
XX. Que el 3 de mayo de 2017, mediante el oficio N° 353-RG-2017, el
Regulador General estableció los lineamientos para determinar los cambios de
fondo sustancial en metodologías y reglamentos post audiencia pública.
XXI. Que el 15 de mayo de 2017, mediante el oficio N° 461-DGAJR-2017, la
Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, conforme al lineamiento
indicado en el punto anterior, emitió criterio sobre la propuesta de “Metodología
ordinaria y extraordinaria para la determinación de tarifas de
referencia para plantas de generación eléctrica con residuos sólidos
municipales (RSM)”.
XXII. Que el 4 de julio de 2017, mediante el oficio N° 545-RG-2017, el
Regulador General, solicitó al Ministerio de Ambiente y Energía en torno a la
propuesta de la “Metodología ordinaria y extraordinaria para la
determinación de tarifas de referencia para plantas de generación
eléctrica con residuos sólidos municipales (RSM)”, lo siguiente: “(…) si
el Ministerio tiene contemplado establecer en el plazo inmediato alguna
política pública de incentivos, ya sean estos fiscales, arancelarios,
subsidios o de otra naturaleza, a este tipo de actividad que tiene como
subproducto de generación de electricidad, es decir, a la generación
eléctrica mediante residuos sólidos municipales. Así como, si para tales
efectos, informará oportunamente al ICE, a las Municipalidades, otros entes
autónomos o bien a u otros entes propios de su rectoría, tal propuesta” (el
subrayado no es del original).
XXIII. Que el 28 de julio de 2017 (recibido el 1° de agosto en Aresep),
mediante el oficio N° DM-713-2017, el Ministerio de Ambiente y Energía en
atención a lo solicitado a través del oficio N° 545-RG-2017, informó lo
siguiente: “En respuesta al oficio 545-RG-2017, del 4 de julio del
presente año, recibimos con beneplácito el avance en la “Metodología ordinaria
y extraordinaria para la determinación de tarifas de referencia para plantas
de generación eléctrica con residuos sólidos municipales (RSM)”, la cual
logra satisfacer la necesidad de una metodología tarifaria para la
generación privada con residuos sólidos municipales. Necesidad planteada
en la acción a) del objetivo específico 3.3.4, del VII Plan Nacional de
Energía 2015-20135. (…) Actualmente, aunque el VII PNE tiene como
objetivo estratégico diversificar las fuentes de energía para la
producción de electricidad; no se tiene contemplado el impulso en la diversificación
de estás fuentes por medio de incentivos fiscales, arancelarios ni subsidios
para la generación. Por el otro lado, se tiene claro que el tratamiento de RSM
es un tema de salud pública, calidad de vida y sostenibilidad ambiental,
pero tanto el MINAE como el Ministerio de Salud (en su Plan Nacional
para la Gestión Integral de Residuos 2016-2021) enfocan el tema bajo los
principios y objetivo de la prevención, reducción y revaloración de los
residuos, con el fin de disminuir su generación y procesamiento. No se
prevé en el plazo inmediato ninguna política de incentivos fiscales,
arancelarios ni de subsidios para el tratamiento de los residuos RSM” (el
subrayado no es del original).
XXIV. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado
de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que en cuanto a las oposiciones y coadyuvancias presentadas en la
respectiva audiencia pública, se tiene como respuesta el oficio CMRSM-03-2016
del 11 de agosto 2016 de la Comisión Autónoma Ad Hoc, debidamente incorporado
al expediente OT- 039-2016.
II. Que del informe 184-CDR-2016/1120-IE-2016 conviene extraer lo siguiente
en cuanto a la justificación técnica y legal de la metodología tarifaria
propuesta:
“(…)
III. JUSTIFICACIÓN
El Sector Eléctrico Nacional (SEN) se encuentra en una etapa en la que
se requiere de la incorporación de la mayor cantidad posible de energía
proveniente de plantas de generación de electricidad, que utilicen fuentes de
energía no convencionales y tengan costos inferiores a los de las plantas
térmicas.
Entre los esfuerzos estatales para la generación con fuentes no
tradicionales, se encuentra la determinación de esquemas tarifarios con plantas
de generación de electricidad con tales fuentes, como la generación mediante
energía eólica, energía solar, energía hidroeléctrica y energía proveniente de
diversos tipos de biomasa. Esos esquemas tarifarios deben cumplir con el
principio de servicio al costo que establece la Ley 7593 y los otros principios
y criterios establecidos en el marco normativo del sector.
La Ley 7200 del 13 de setiembre de 1990, brinda la oportunidad de
promover el aporte de los inversionistas privados y aumentar la oferta de
generación de electricidad basada en fuentes no tradicionales de energía.
Mediante esta Ley se autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela y se
permite al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) comprar electricidad a
las cooperativas de electrificación rural y a aquellas empresas privadas que
establezcan centrales eléctricas cuya capacidad instalada no sobrepase los
veinte mil kilovatios (20 000 KW) y que utilicen fuentes no convencionales de
energía. En la misma Ley se establece que las compras de energía antes
mencionadas no podrán superar el 15% de la potencia del conjunto de centrales
eléctricas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional. Estos límites no
aplican para el caso de la generación eléctrica con residuos sólidos
municipales.
Adicionalmente, la Ley 8345 sobre la “Participación de las Cooperativas
de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en
el desarrollo nacional”, en su artículo 9 señala que “Las asociaciones
cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas a la
presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía eléctrica al
ICE o entre sí mismas.”
Este marco legal de la actividad de generación tiene por objetivo
incentivar nuevos proyectos de generación con fuentes renovables. Para lograr
el propósito mencionado, es necesario que la Aresep establezca tarifas de
referencia para las transacciones a efectuar en el marco de la Ley 7200 y otras
leyes, que incluyan la generación y compraventa de energía eléctrica
proveniente de plantas de diferentes fuentes energéticas. Actualmente ya
existen metodología tarifarias para generación privada con fuentes tales como
la hidroeléctrica, eólica, bagazo, biomasa y solar.
Dado el interés de algunos inversionistas en establecer plantas con base
en RSM y del Estado en promover la generación eléctrica con fuentes no
convencionales lo procedente es definir la respectiva metodología tarifaria
para esta fuente, de acuerdo a las potestades y competencias exclusivas y
excluyentes de la Autoridad Reguladora.
Finalmente, el “VII Plan Nacional de Energía 2015-2030” dispone como
objetivo específico en el punto 3.3.4, el establecer tarifas atractivas para
promover las energías renovables no convencionales y específicamente en su
Acción 3.3.4.1 dispone la obligación de “Establecer una metodología tarifaria
para generación privada con residuos sólidos municipales”, siendo el ente
ejecutor la Aresep y el plazo establecido hasta diciembre del 20161.
Esta propuesta de metodología también busca cumplir con esta disposición,
teniendo en cuenta el trabajo e investigación que en la materia ha venido
realizado la Aresep en los últimos años.
1MINAE, VII Plan Nacional de Energía,
2015-2030, páginas 92-93. Oficializado mediante Decreto Ejecutivo #
39219-MINAE, La Gaceta # 200 del 15 de octubre del 2015.
IV. MARCO LEGAL
El establecimiento de una metodología tarifaria ordinaria para el
servicio de generación eléctrica mediante residuos sólidos, encuentra sustento
legal en los cuerpos normativos que se citan a continuación.
4.1 En cuanto a las competencias de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos para establecer metodologías tarifarias:
La Ley 7593 transformó al “Servicio Nacional de Electricidad” en una
institución autónoma denominada “Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos” (Aresep), con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como
autonomía técnica y administrativa, cuyo objetivo primordial es ejercer la
regulación de los servicios públicos establecidos en el artículo 5 de dicha
Ley.
De esa forma, Aresep es el ente competente para fijar las tarifas y
precios de conformidad con las metodologías que ella misma determine y velar
por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad,
continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que
enumera el citado artículo 5 de la Ley 7593.
Dentro de los servicios públicos que regula Aresep, se encuentra el
suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización (artículo 5 inciso a) de la Ley 7593).
Para fijar tarifas y establecer las metodologías, Aresep tiene
competencias exclusivas y excluyentes y así lo ha señalado la Procuraduría
General de la República, en el dictamen C-329-2002 del 4 de diciembre de 2002.
A continuación se transcribe lo pertinente al dictamen C-329-2002:
“ (…)
1.-La fijación de las tarifas y la posición de la Procuraduría
La función reguladora es una técnica de intervención de los poderes
públicos en el mercado, que entraña un control continuo sobre una actividad, a
fin de hacer prevalecer el interés público sobre el interés privado (dictamen
N. C-250-99 de 21 de diciembre de 1999).
La fijación tarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En
efecto, la regulación se traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual se
justifica por el interés público presente en los servicios públicos. La tarifa
debe cubrir los costos del servicio y permitir un normal beneficio o utilidad
para el prestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:
"Una de esas leyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse
así: las tarifas de los servicios públicos deben corresponder a los costes
reales del mismo, lo que significa que el conjunto de los ingresos procedentes
del mismo debe cubrir el conjunto de los costes razonables que sean necesarios
para producirlo. Con ello se afirma, de una parte, que los precios no deben
alejarse de los costes medios por unidad de producto, incluyendo en estos, como
es lógico, un normal beneficio para los inversores; de otra parte, se quiere
decir que los costes deben ser sufragados por los usuarios, no por los
accionistas, ni por los contribuyentes, ni por la economía en su conjunto
recurriendo a préstamos inflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se
quiere decir también que la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los
costes: es un error económico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta
en un cajón de sastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal
encubierta, una subvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier
otra finalidad ajena al servicio...
Así pues, el principio esencial que debe presidir toda política de
tarifas es el principio del coste real y total del servicio...". G, ARIÑO:
Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid, 1993, p.334. La cursiva es del original.
La función de regulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la
Ley N° 7593 de 9 de agosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta,
entonces, el poder de imponer a los concesionarios del servicio
público las reglas que deben seguirse para la fijación de la tarifa o
del ajuste tarifario. En concreto, las tarifas que podrán cobrar a los
usuarios por la prestación del servicio.
Lo resaltado y subrayado no pertenece al original.
(…)”
Sobre este mismo particular, también se tiene lo dispuesto por la Sala
Primera de la Corte Suprema de Justicia, que en lo que interesa, ha
manifestado:
“ (…)
V.-Fijaciones tarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de
concesión de servicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de
personas), de conformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la
Ley no. 7593, corresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los
usuarios por su prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio
del servicio al costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3
inciso b) de la Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos
necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y
garanticen el adecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el
ordinal 32 ibidem establece una lista enunciativa de costos que no son
considerados en la cuantificación económica. A su vez, el numeral 31 de ese
mismo cuerpo legal establece pautas que también precisan la fijación, como es
el fomento de la pequeña y mediana empresa, ponderación y favorecimiento del
usuario, criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, eficiencia
económica, entre otros. El párrafo final de esa norma expresa que no se
permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las
entidades prestatarias, postulado que cumple un doble cometido. Por un lado, se
insiste, dotar al operador de un medio de retribución por el servicio prestado
que permita la amortización de la inversión realizada para prestar el servicio
y obtener la rentabilidad que por contrato le ha sido prefijada. Por otro,
asegurar al usuario que la tarifa que paga por el transporte obtenido sea el
producto de un cálculo matemático en el cual se consideren los costos
necesarios y autorizados, de manera tal que se pague el precio justo por las
condiciones en que se brinda el servicio público. Este aspecto lleva a que el
proceso tarifario constituya una armonía entre ambas posiciones, al punto que
se satisfagan los derechos de los usuarios, pero además el derecho que se
deriva del contrato de concesión, de la recuperación del capital y una ganancia
justa. Por ende, si bien un principio que impregna la fijación tarifaria es el
de mayor beneficio al usuario, ello no constituye una regla que permita validar
la negación del aumento cuando técnicamente proceda, siendo que en esta
dinámica debe imperar un equilibrio justo de intereses, lo que logra con un
precio objetivo, razonable y debido. En su correcta dimensión implica un
servicio de calidad a un precio justo. Con todo, el incremento tarifario dista
de ser un fenómeno automático. Está sujeto a un procedimiento y su viabilidad
pende de que luego del análisis técnico, se deduzca una insuficiencia
económica. En este sentido, la ARESEP 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
(sic) el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios.”
(Véase sentencia No. 577 de las 10 horas 20 minutos del 10 de agosto de
2007).
(Lo resaltado es nuestro). Ver en igual sentido, la sentencia 005-2008
de las 9:15 horas del 15 de abril de 2008, dictada por el Tribunal Contencioso
Administrativo, Sección Sexta. Lo resaltado y subrayado no pertenece al
original.
Por lo cual, en el ejercicio de las competencias supra descritas, debe
el Ente Regulador considerar lo dispuesto en la Ley 7593, específicamente los
artículos 1, 3, 4, 5, 9, 31 y 32, así como lo dispuesto en el artículo 16 de la
Ley 6227 (Ley General de la Administración Pública), que disponen:
A continuación se trascriben numerales de la Ley 7593, antes
mencionados:
“Artículo 1.- Transformación
(…)
La Autoridad Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder
Ejecutivo en el cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley;
no obstante, estará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes
sectoriales correspondientes y a las políticas sectoriales que dicte el Poder
Ejecutivo.”
“Artículo 3.- Definiciones
Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:
a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo
sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el
fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley.
b) Servicio al costo. Principio que determina la forma de fijar
las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se
contemplen únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que
permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la
actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.
(…)”
“Artículo 4. Objetivos.
“(…)
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.
(…)”
“Artículo 5. “Funciones.
En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad
Reguladora fijará precios y tarifas (…). Los servicios públicos antes
mencionados son:
a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización.
(…)”
“Artículo 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.
(…)”
“Artículo 24. Suministro de información.
A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas
suministrarán informes, reportes, datos, copias de archivo y cualquier otro
medio electrónico o escrito donde se almacene información financiera, contable,
económica, estadística y técnica relacionada con la prestación del servicio
público que brindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la
Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros
legales y contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los
prestadores.”
“Artículo 31.- Fijación de tarifas y precios
Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la
Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para
cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las
posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las
empresas prestadoras. 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.
Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación
de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo,
deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los
servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el
equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.
La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de
tarifas, en función de la modificación de variables externas a la
administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos
de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales
realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad
Reguladora considere pertinente.
De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se
deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten
aplicables:
a) Garantizar el equilibrio financiero.
b) El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos
mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas
especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a
esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así
como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera
otros que sean reglamentados.
c) La protección de los recursos hídricos, costos y servicios
ambientales.”
El artículo 16 de la Ley 6227, tiene el siguiente texto:
“Artículo 16.-
1. En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de
la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o
conveniencia.
2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas
de los elementos discrecionales del acto, como si ejerciera contralor de
legalidad”.
4.2 En cuanto a la competencia de la Junta Directiva de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos para emitir metodologías tarifarias:
La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,
al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del
“Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados” (RIOF) se encuentra
facultada para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los
diversos mercados.
Dicho numeral dispone lo siguiente:
“Artículo 6. Junta Directiva.
Le corresponde definir la orientación estratégica y las políticas
internas que permitan a la Aresep ejercer las potestades y competencias
establecidas en el ordenamiento jurídico. Es el superior jerárquico del Consejo
de la Sutel y del Auditor Interno y Subauditor.
Cuando así lo requiera, la Junta Directiva contará con asesores
especializados y con el apoyo de las demás dependencias de la Institución, de
conformidad con las funciones que les asigna este reglamento.
Tiene las siguientes funciones:
(…)
16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los
diversos sectores regulados bajo su competencia.
(…)”
Así mismo, la Ley 7593 dispone, en su artículo 45:
“Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.
La Autoridad Reguladora tendrá los siguientes órganos:
a) Junta Directiva.
b) Un regulador general y un regulador general adjunto.
c) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
d) La Auditoría Interna.
La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y
los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en
forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de
desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las
políticas sectoriales correspondientes.
(…)”
El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública,
establecido en el artículo 36 de la Ley 7593, que dispone:
“Artículo 36.- Asuntos que se someterán a audiencia pública
Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora
convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan
interés legítimo para manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora
ordenará publicar en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de
circulación nacional, los asuntos que se enumeran a continuación:
a) Las solicitudes para la fijación ordinaria de tarifas y precios de
los servicios públicos.
b) Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de
acuerdo con la Ley N.° 7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley
N.° 7508, de 9 de mayo de 1995.
c) La formulación y revisión de las normas señaladas en el artículo 25.
d) La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y
tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.
Para estos casos, todo aquel que tenga interés legítimo podrá presentar
su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma oral, el día de la
audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar exacto o el número de
fax, para efectos de notificación por parte de la Aresep. En dicha audiencia,
el interesado deberá exponer las razones de hecho y de derecho que considere
pertinentes.
La audiencia se convocará una vez admitida la petición y si se han
cumplido los requisitos formales que establece el ordenamiento jurídico. Para
este efecto, se publicará un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos
periódicos de circulación nacional, con veinte (20) días naturales de
anticipación a la celebración de la audiencia.
Tratándose de una actuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se
observará el mismo procedimiento.
Para los efectos de legitimación por interés colectivo, las personas
jurídicas organizadas bajo la forma asociativa y cuyo objeto sea la defensa de
los derechos de los consumidores o de los usuarios, podrán registrar se ante la
Autoridad Reguladora para actuar en defensa de ellos, como parte opositora,
siempre y cuando el trámite de la petición tarifaria tenga relación con su
objeto. Asimismo, estarán legitimadas las asociaciones de desarrollo comunal u
otras organizaciones sociales que tengan por objeto la defensa de los derechos
e intereses legítimos de sus asociados.
Las personas que estén interesadas en interponer una oposición con
estudios técnicos y no cuenten con los recursos económicos necesarios para
tales efectos, podrán solicitar a la Aresep, la asignación de un perito técnico
o profesional que esté debidamente acreditado ante este ente, para que realice
dicha labor. Esto estará a cargo del presupuesto de la Autoridad Reguladora.
Asimismo, se faculta a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para
que establezca oficinas regionales en otras zonas del país, conforme a sus
posibilidades y necesidades”.
De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta
Directiva de Aresep, es la competente para emitir las metodologías tarifarias
de los servicios públicos regulados incluyendo el de suministro de energía
eléctrica en sus etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización;
para lo cual deberá seguir el procedimiento de audiencia pública en el
garantice la participación ciudadana y para la emisión de las mismas deberá
observar el principio de servicio al costo, las reglas de la ciencia y la
técnica y las disposiciones generales emitidas en el Plan Nacional de
Desarrollo y Plan Nacional de Energía, relativas al sector eléctrico.
Una vez que se ha determinado el marco jurídico que respalda el
ejercicio de la función regulatoria por parte de la Aresep y la facultad de su
Junta Directiva para emitir las metodologías que le permitan la fijación de
tarifas, es preciso observar el servicio público cuya metodología nos ocupa.
4.3 En cuanto a 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 de Ambiente y Energía (MINAE), 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
el Plan Nacional de Desarrollo (PND). Asimismo, la labor de regulación
(incluida la fijación de tarifas) del servicio de suministro de energía
eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (Aresep), según el artículo 5 inciso a) la Ley 7593.
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 labor también con vista en el “Reglamento Sectorial de Servicios
Eléctricos” (Decreto 29847-MPMINAE- MEIC), que dispone lo siguiente:
“Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento
define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el
servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.
Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se
encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen
de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas
parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio,
suscrito entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de
la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del
servicio a terceros.”
“Artículo 2º. Objeto. El presente Reglamento define y dispone las
condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio
eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas
técnicas y económicas.”
Así como en el “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de
Suministro de Energía Eléctrica” (Decreto 30065-MINAE), que 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 Nº 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 Nº 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según
lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº 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.
La etapa de generación de energía eléctrica consiste en transformar
alguna clase de energía primaria (química, cinética, térmica o lumínica, entre
otras), en energía eléctrica.
Son diversas las fuentes que se pueden emplear para generar energía
eléctrica, entre las que se encuentra a través de residuos sólidos.
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.
4.4 En cuanto al sustento legal relacionado en forma global con el
servicio público objeto de la presente metodología:
Como normativa vigente relacionada con el sector que nos ocupa, se
tiene:
En lo que respecta a la fijación tarifaria:
La Ley 7593, “Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos”,
establece que Aresep es el ente competente para fijar las tarifas y precios de
conformidad con las metodologías que ella misma determine y además le
corresponde velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios
públicos que enumera el artículo 5 de la Ley 7593. Dicho numeral establece en
su inciso a) el suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización, de la siguiente manera:
“Artículo 5.-Funciones
En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad 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
a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización (…)”. El subrayado y resaltado no
pertenece al original.
Sobre este particular, la Procuraduría General de la República en su dictamen
293 del 20 de julio de 2006, indicó:
“(…) 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 N° 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 (…)”. El subrayado y resaltado no pertenece al original.
En virtud de lo anterior, la fijación de las tarifas para la generación
eléctrica a partir de residuos sólidos municipales está a cargo de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos, de conformidad con la normativa aplicable
-Ley 7593- y la metodología que se establezca para tal efecto, en el ejercicio
de las competencias exclusivas y excluyentes del Ente Regulador.
En lo referente al otorgamiento de concesiones:
La supracitada Ley 7593, dispone en su numeral 5 lo siguiente:
“Artículo 5.-Funciones
(…)
La autorización para prestar el servicio público será otorgada por los
Entes citados a continuación: Inciso a) Ministerio de Ambiente, Energía y
Telecomunicaciones (…)”. El subrayado y resaltado no pertenece al original.
Sobre este mismo particular, 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 Nº 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 Nº 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP,
según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº 7593”. El subrayado y
resaltado no pertenece al original.
En este sentido, es preciso señalar que la Procuraduría General de la
República, mediante la opinión jurídica O.J. 089-99 del 6 de agosto de 1999,
señaló:
“(…) De conformidad con lo artículos 5 y 9 de la Ley N° 7593 del 9 de
agosto de 1996, se considera como servicio público el suministro de energía
eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización. La competencia del ente o del órgano que otorga la concesión
depende de la modalidad a la que se acoja el sujeto de derecho. En las
denominadas generación eléctrica autónoma paralela y compra de energía en
régimen de competencia quien debe otorgar la concesión es ARESEP, no así
cuando se trata de la generación eléctrica a partir de desechos sólidos
municipales (Ley N° 7200 y sus reformas). En los demás casos, incluida
la última modalidad que prevé la Ley N° 7200, la concesión debe
concederla el Ministerio de Ambiente y Energía (Ley N° 7593). El
subrayado y resaltado no pertenece al original.
De conformidad con lo anteriormente desarrollado, le compete al
Ministerio de Ambiente y Energía otorgar
las concesiones para la generación eléctrica a partir de desechos sólidos
municipales, estableciendo en estas concesiones las reglas bajo las cuales
operaran las mismas.
Por su parte, la concesión de conformidad con el “Reglamento Sectorial
de Servicios Eléctricos”, Decreto Ejecutivo N° 29847-MP-MINAE-MEIC, debe
entenderse como: “La autorización que el Estado otorga a los particulares, para
operar, explotar y suministrar el servicio de generación, transmisión,
distribución o comercialización de energía eléctrica, estableciéndose el ámbito
de competencia del prestador”.
En lo que respecta a que la generación a partir de desechos sólidos
municipales se encuentra exenta de las disposiciones de la Ley 7200:
El artículo 1° de la Ley 7200, de conformidad con la reforma que
introdujo el numeral 2 de la Ley 7508, dispone literalmente lo siguiente:
“Artículo 1.-Definición.
Para efectos de esta Ley, se define 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.
La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos
sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y
podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por
el Servicio Nacional de Electricidad (SNE)*”. El subrayado y resaltado no
pertenece al original.
(*) (Nota de Sinalevi: Mediante el 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”).
En virtud de la literalidad de la norma transcrita, lo relativo a la
energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos residuos
sólidos municipales, se encuentra por reserva de Ley, exenta de toda
disposición contenida en la Ley 7200, que es la Ley que autoriza la Generación
Eléctrica Autónoma o Paralela.
Tal y como se indica en el numeral trascrito supra, está energía que se
genera a través de los citados desechos podrá ser adquirida por el ICE o la
CNFL, conforme a las tarifas que apruebe la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos.
En este sentido, la Procuraduría General de la República en su opinión
jurídica 089 del 6 de agosto de 1999, indicó:
“B.- Los mecanismos que prevé la Ley N° 7200 para la generación de
energía eléctrica
(…) 3.-El tercer procedimiento que prevé la Ley N° 7200, lo encontramos
en el artículo 1 de ese cuerpo normativo, que autoriza al ICE y a la Compañía
Nacional de Fuerza y Luz, conforme a las tarifas aprobadas por la ARESEP, a
adquirir energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos
sólidos municipales. Para efectos de exposición, llamaremos a esta tercera vía:
generación eléctrica a partir de desechos sólidos municipales.
En este caso, los generadores privados de electricidad, así como los
compradores de energía eléctrica (ICE Y CNFL) están exentos de las
disposiciones de la Ley N° 7200 y sus reformas por lo que, lo único que
requieren los primeros, es poseer la concesión o el permiso del Ministerio de
Ambiente y Energía, de conformidad con los artículos 5 y 9 de la Ley N° 7593. El
subrayado y resaltado no pertenece al original.
En cuanto a la compra de la energía generada a partir de residuos
sólidos municipales:
La Ley 7200, en su artículo 1° específicamente en su párrafo segundo dispone
“(…) La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos
sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y
podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las
tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE)”.
El subrayado y resaltado no pertenece al original.
Si bien, con la disposición indicada es claro que el ICE o la CNFL están
facultadas por Ley para eventualmente adquirir o comprar energía generada a
partir de desechos sólidos municipales; partiendo de un análisis de la
integralidad del ordenamiento jurídico, también la Ley número 8345 denominada
“Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las
Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional”, prevé en
su numeral 9 respecto del tema “compra de energía por parte del ICE” que “(…)
las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales amparadas
a la presente Ley, podrán disponer la venta del excedente de energía
eléctrica al ICE o entre sí mismas (el subrayado y resaltado no
pertenece al original); por lo que de igual forma están facultadas para
adquirir o comprar dicha energía.
Sobre este particular, la Procuraduría General de la República en la ya
citada opinión jurídica 089 del 6 de agosto de 1999, señaló:
“(…) Si opta por la generación de la energía proveniente de los desechos
sólidos municipales, contado con la concesión o el permiso respectivo de
Ministerio de Ambiente de Energía, puede venderle electricidad al ICE sin
ajustarse a las disposiciones que prevé la Ley N° 7200 y sus reformas.
(…) Es importante mencionar, que al estar redactada la ley en
términos facultativos, el ICE no está obligado a comprar la energía que
produzca ésta o cualquier otra empresa. El subrayado y resaltado no
pertenece al original.
La Ley N° 7200 autoriza a la CNFL a comprar la energía proveniente de
los desechos sólidos municipales, de tal forma que si la empresa Texas Energy
la genera a partir de esa fuente, no existiría ningún impedimento legal para
que se la pueda vender a aquélla.
(…)Ahora bien, es necesario aclarar que, al ser la Red de Transmisión
Nacional propiedad del Instituto Costarricense de Electricidad, en cualquier
negociación entre el Texas Energy y la CNFL para la compra de electricidad, se
tiene que reconocer al ICE el derecho de peaje por la utilización de la citada
Red.
En virtud de lo anterior, es claro que el ICE no se encuentra obligado a
comprar la energía que se genere a partir de los desechos sólidos municipales.
Otras políticas y normativas relacionadas con el sector:
Aunado a lo anterior, se tiene el “VII Plan Nacional de Energía
2015-2030” (publicado en la Gaceta N° 200 del 15 de octubre de 2015), en el
cual se incluyen orientaciones para la creación o mejora de algunas
metodologías tarifarias requeridas para la compra de electricidad por parte del
ICE a los generadores privados; en particular, las relacionadas con generación
de residuos sólidos municipales, ya que de esta forma se busca aprovechar el
potencial de generación con esas fuentes que posee el país.
Dicho plan en su apartado de “Energías renovables no convencionales”,
destaca como fuente para ser aprovechada como energía, la contenida en los
residuos sólidos municipales, los cuales se indica pueden ser procesados
mediante tecnologías limpias para su tratamiento y disposición final, teniendo
como subproducto la generación eléctrica, para lo cual se debe contar con una
metodología tarifaria para este tipo de generación.
En este mismo sentido, se propone como uno de los desafíos el contar
precisamente con una metodología para generación privada con residuos sólidos
municipales, emitida y ejecutada por el ente competente Aresep.
De igual forma el “Reglamento sobre condiciones de operación y control
de emisiones de instalaciones para coincineración de residuos sólidos
ordinarios” (Decreto Ejecutivo N° 39136-S), cuyo objeto se circunscribe a
establecer requisitos de operación y límites máximos de emisión para las
instalaciones de coincineración de residuos sólidos ordinarios y eliminar los
impactos negativos a la salud de las personas y al ambiente, y cuyo ámbito de
aplicación en igual sentido, es para la operación de instalaciones para
coincineración fijas como medio de tratamiento de residuos ordinarios generados
en el territorio nacional. Sobre este mismo particular, existen otras
normativas relacionadas con el sector, a saber:
La Ley 7554, “Ley Orgánica del Ambiente” la cual tiene como objetivo
procurar dotar a los costarricenses y al Estado, de los instrumentos necesarios
para seguir un ambiente sano y ecológicamente equilibrado, promoviendo la
recuperación y el tratamiento adecuado de los desechos.
La Ley 8839, “Ley para la gestión integral de residuos”, y su
reglamento, la cual entre otras cosas regula la gestión integral de los
residuos con el objetivo de promover la gestión integral de los residuos en el
ámbito municipal y local, fomentando soluciones, lo anterior en concordancia
con el “Reglamento sobre manejo de residuos sólidos ordinarios” (N°36093-S del
7/01/2014) y “La metodología para estudios de generación y composición de
residuos sólidos ordinarios” (N° 37745-S).
En concordancia con todo lo desarrollado en este apartado, se encuentra
el debido sustento para elaborar una metodología que refleje la estructura de
costos, de financiamiento, los rendimientos requeridos de acuerdo con el
principio de servicio al costo y aspectos técnicos, de tal forma que se
obtengan tarifas de referencia que permitan el desarrollo competitivo de la
generación de energía eléctrica mediante residuos sólidos municipales.
4.5 En cuanto a la competencia para la fijación de tarifas,
reglamentación y organización de los servicios municipales:
En lo que respecta a la competencia para fijar las tarifas, reglamentar
y organizar los servicios municipales, es imperativo circunscribirse a lo
dispuesto por la Procuraduría General de la República en su dictamen
C-169-1999; tal pronunciamiento es suscrito a raíz de la solicitud de la
Autoridad Reguladora sobre sus competencias a partir de la aprobación de la Ley
7794, Código Municipal; por lo que se observa un desarrollo amplio del tema
objeto de análisis, en el siguiente sentido:
“(…) A-.LA FIJACION DE TARIFAS DE SUS SERVICIOS CORRESPONDE A LAS
MUNICIPALIDADES.
Se ha concluido que existe una derogación tácita -pero parcial- de la
Ley de la ARESEP por parte del Código Municipal. En el dictamen cuya
reconsideración se analiza, página 18, la Procuraduría señala:
“Con base en lo anterior, se puede afirmar que la intención del
legislador fue otorgarle, en forma exclusiva, a las municipalidades la
competencia para fijar tarifas y precios de los servicios municipales que le
corresponde prestar. De la lectura de los artículos 4, 13, 68 y 74 del Código
Municipal se desprende, entonces, que hubo una derogatoria tácita, pero
parcial, del inciso i) del artículo 5 de la Ley número 7395 en lo referente al
tratamiento de los desechos sólidos e industriales”.
Para que exista derogatoria tácita de una norma jurídica se requiere la
existencia de una incompatibilidad normativa; antinomia producto del hecho de
que dos leyes regulan en forma antagónica el mismo supuesto de hecho. En este
caso, la facultad de regulación. Lo que haría necesario que en el Código
Municipal se encuentren disposiciones que excluyan la competencia de la ARESEP
respecto de los servicios que nos ocupan. Disponen los artículos 4, inciso d),
13, inciso b), 68 y 74 del Código Municipal del Código Municipal, Ley N. 7794
de 30 de abril de 1998:
"ARTÍCULO 4.- La municipalidad posee la autonomía política,
administrativa y financiera que le confiere la Constitución Política. Dentro de
sus atribuciones se incluyen:
(...).
d) Aprobar las tasas, los precios y las contribuciones municipales, así
como proponer los proyectos de tarifas de impuestos municipales.
ARTÍCULO 13.- Son atribuciones del Concejo:
(...).
b) Acordar los presupuestos y aprobar las contribuciones, tasas y precios
que cobre por los servicios municipales, así como proponer los proyectos de
tributos municipales a la Asamblea Legislativa.
ARTÍCULO 68.- La municipalidad acordará sus respectivos presupuestos,
propondrá sus tributos a la Asamblea Legislativa y fijará las tasas y precios
de los servicios municipales. Solo la municipalidad previa ley que la autorice,
podrá dictar las exoneraciones de los tributos señalados.
ARTÍCULO 74.- Por los servicios que preste, la municipalidad cobrará
tasas y precios, que se fijarán tomando en consideración el costo efectivo más
un diez por ciento (10%) de utilidad para desarrollarlos. Una vez fijados,
entrarán en vigencia treinta días después de su publicación en La Gaceta.
Los usuarios deberán pagar por los servicios de alumbrado público,
limpieza de vías públicas, recolección de basuras, mantenimiento de parques y
zonas verdes, servicio de policía municipal y cualquier otro servicio municipal
urbano o no urbano que se establezcan por ley, en el tanto se presten, aunque
ellos no demuestren interés en tales servicios. Se cobrarán tasas por los
servicios de policía municipal, y mantenimiento de parques, zonas verdes y sus
respectivos servicios. Los montos se fijarán tomando en consideración el costo
efectivo de lo invertido por la municipalidad para mantener cada uno de los
servicios urbanos. Dicho monto se incrementará en un diez por ciento (10%) de
utilidad para su desarrollo; tal suma se cobrará proporcionalmente entre los
contribuyentes del distrito, según la medida lineal de frente de propiedad. La
municipalidad calculará cada tasa en forma anual y las cobrará en tractos
trimestrales sobre saldo vencido. La municipalidad queda autorizada para emanar
el reglamento correspondiente, que norme en qué forma se procederá para organizar
y cobrar de cada tasa".
La lectura de dichos textos obliga a concluir que el Código tiene como
objeto que cada Concejo Municipal fije las tarifas de los servicios
municipales. Por ende, se deriva que la participación de una entidad estatal o
regional en dicha fijación resultaría contraria a lo dispuesto en la Ley.
Al atribuir competencia a las municipalidades para fijar las tarifas de
sus servicios, el Código Municipal entra en contradicción con la Ley de la
ARESEP que, como es sabido, en su artículo 5 señala que 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". Y entre los servicios
que ese artículo contempla, está el i) "recolección y tratamiento de
desechos sólidos e industriales". En tanto que en el inciso i) otorga
competencia a las municipalidades para "autorizar" la prestación del
servicio público señalada en el punto i). De modo que la confrontación se
produce entre los artículos 4, inciso d), 13, inciso b), 68 y 74 del Código
Municipal y el enunciado del artículo 5 en relación con el punto i) de la Ley
de la ARESEP.
No obstante, se ha generado una duda respecto del tratamiento de los residuos
sólidos municipales porque en el artículo 74, segundo párrafo, del Código el
legislador se refiere únicamente a los servicios de recolección de basura, sin
contemplar el tratamiento de ésta. Empero, del resto de los artículos que
regulan la fijación de tarifas, no queda duda de que la ley tiene el objeto que
antes se indicó. Por ende, la circunstancia de que sólo se mencione
expresamente la recolección no puede ser óbice para considerar que la ARESEP
mantiene competencia alguna en relación con el tratamiento de la basura. El
artículo 74 debe entenderse como enunciativo y no como taxativo, de modo que en
tanto el Código Municipal no sea reformado, el Concejo puede fijar las tarifas
de sus servicios, los actuales y los que en el futuro sean establecidos. Y si
ello es así, debe concluirse que es la Municipalidad la que fija las tarifas
por el servicio de tratamiento de la basura. Cabe, entonces, afirmar la
incompetencia sobreviniente de la ARESEP para regular las tarifas de los
servicios que le "corresponde prestar a las municipalidades". De modo
que como el servicio de recolección y tratamiento de basura compete a éstas,
sólo ellas podrán fijar tarifas por esta prestación.
Cabe precisar que del propio Código se deduce, en forma indubitable, que
la Municipalidad puede cobrar por el servicio en el tanto en que se dé. De modo
que elemento imprescindible para que el usuario esté obligado a pagar una
tarifa por tratamiento de la basura, y no sólo su recolección, es que el
Concejo preste, directa o indirectamente, el servicio.
B-. EN ORDEN A OTROS ASPECTOS DE LA REGULACION
(…) En efecto, los artículos 4, inciso d), 68 y 74 del Código Municipal
sólo se refieren a la aprobación de las tarifas municipales, sin que se
extiendan a otros aspectos, según se comprueba con la lectura de sus textos. Si
aplicáramos esos artículos, habría que concluir que la función reguladora
atribuida a las Municipalidades se refiere a la fijación de tarifas, sin que la
Municipalidad pueda ejercer otra forma de regulación. Una conclusión diferente
podría, empero, derivarse del artículo 13 de la Ley, que no se limita a otorgar
competencia a la municipalidad para aprobar tarifas, sino que le permite
reglamentar el servicio y organizarlo. Establece, en lo conducente esa norma:
ARTÍCULO 13.- Son atribuciones del Concejo:
(...).
c) Dictar los reglamentos de la Corporación, conforme a esta ley.
d) Organizar, mediante reglamento, la prestación de los servicios
municipales.
(…) debe resultar claro que parte importante de esa organización del
servicio debe incluirse en los reglamentos emitidos por los Concejos. No puede
desconocerse, además que se considera parte esencial de la autonomía política
de la Municipalidad, la emisión de los reglamentos relativos a "la
prestación de los servicios públicos municipales" (Sala Constitucional,
resolución N. 2934-93 de 15:27 hrs. del 22 de junio de 1993).
De lo anterior se deriva que no puede existir ninguna autoridad con
competencia para reglamentar la prestación de los servicios municipales. Lo anterior no
excluye, sin embargo, la potestad legislativa y la sujeción, por ende, a
diversas disposiciones legales que tiendan a ajustar la satisfacción del
interés local con el interés nacional, por ejemplo, en materia de salud
pública.
(…) La consideración de estos aspectos obliga al intérprete jurídico
a concluir en la incompetencia de la ARESEP para regular la prestación de los
servicios municipales, tanto en lo que se refiere a la fijación de las tarifas
como al poder normativo que se le atribuye en los artículos 5 y 25 de su Ley de
Creación.
Consecuentemente, la derogatoria tácita abarca tanto el poder de fijar
las tarifas como este punto en orden a la normación de la prestación del
servicio. La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos no conserva
potestad alguna de regulación respecto de los citados servicios.
Conforme lo expuesto, a partir del nuevo Código Municipal, la prestación
de los servicios públicos de recolección y tratamiento de basura no son objeto
de una instancia reguladora externa a la Municipalidad. Lo que significa,
entonces, que corresponde a la propia Municipalidad regular el servicio.
(...)CONCLUSION:
De conformidad con lo antes expuesto, es criterio de la Procuraduría
General de la República que:
a) Por definición de jurisprudencia y de la ley, el servicio de
tratamiento de desechos sólidos e
industriales es un servicio público municipal.
(…) d) La regulación de un servicio público se cumple a través de
funciones como pueden ser la reglamentación del servicio, su control y
supervisión, cuyo objeto es la satisfacción de los derechos de los usuarios y
cuando fuere procedente, del principio de la libre concurrencia. El artículo 5
de la Ley de Creación de la Autoridad Reguladora del Servicio Público consagra,
en ese sentido, las funciones de fijación de las tarifas y la de normación
sobre dichos aspectos de la prestación de los servicios públicos.
e) Los artículos 4, inciso b), 13, incisos b), c y d), 68 y 74 de Ley
N. 7794 de 30 de abril de 1998 atribuyen a las Municipalidades la competencia
para fijar las tarifas de los servicios municipales y reglamentar, organizando,
dichos servicios.
f) Procede, entonces, concluir que se ha producido una derogatoria
tácita de lo dispuesto en los artículos 5 y 25 de la Ley de Creación de la Autoridad
Reguladora en lo que se refiere exclusivamente a los servicios de recolección y
tratamiento de desechos sólidos e industriales, previstos en el artículo 5,
punto i) de esa Ley. La ARESEP resulta incompetente para regular los citados
servicios (…)”.
El original no está subrayado.
En este sentido, y quedando clara la derogatoria tacita introducida a la
Ley 7593 por parte de la Ley 7794, es preciso citar, que en el numeral 74 del
Código Municipal en su redacción vigente, el legislador decidió incorporar
expresa y ampliamente lo relativo a residuos ordinarios, no limitándolo sólo a
basura, y de igual forma la autorización municipal para establecer el
respectivo modelo tarifario. Lo anterior, se dispuso de la siguiente manera:
“Por los servicios que preste, la municipalidad cobrará tasas y
precios que se fijarán tomando en consideración su costo más un diez por ciento
(10%) de utilidad para desarrollarlos. Una vez fijados, entrarán en
vigencia treinta días después de su publicación en La Gaceta.
Los usuarios deberán pagar por los servicios de alumbrado
público, limpieza de vías públicas, recolección separada, transporte,
valorización, tratamiento y disposición final adecuada de los residuos
ordinarios, mantenimiento de parques y zonas verdes, servicio de policía
municipal y cualquier otro servicio municipal urbano o no urbano que se
establezcan por ley, en el tanto se presten, aunque ellos no demuestren interés
en tales servicios.
En el caso específico de residuos ordinarios, se autoriza a las
municipalidades a establecer el modelo tarifario que mejor se ajuste a la
realidad de su cantón, siempre que este incluya los costos, así como las
inversiones futuras necesarias para lograr una gestión integral de residuos en
el municipio y cumplir las obligaciones establecidas en la Ley para la gestión
integral de residuos, más un diez por ciento (10%) de utilidad para su
desarrollo. Se faculta a las municipalidades para establecer sistemas de
tarifas diferenciadas, recargos u otros mecanismos de incentivos y sanciones,
con el fin de promover que las personas usuarias separen, clasifiquen y
entreguen adecuadamente sus residuos ordinarios, de conformidad con lo
dispuesto en el artículo 39 de la Ley para la gestión integral de residuos.
Además, se cobrarán tasas por los servicios y el mantenimiento de
parques, zonas verdes y sus respectivos servicios. Los montos se fijarán
tomando en consideración el costo efectivo de lo invertido por la municipalidad
para mantener cada uno de los servicios urbanos. Dicho monto se incrementará en
un diez por ciento (10%) de utilidad para su desarrollo; tal suma se cobrará
proporcionalmente entre los contribuyentes del distrito, según el valor de la
propiedad. La municipalidad calculará cada tasa en forma anual y las cobrará en
tractos trimestrales sobre saldo vencido. La municipalidad queda autorizada
para emanar el reglamento correspondiente, que norme en qué forma se procederá
para organizar y cobrar cada tasa”.
El original no está subrayado. Sobre este particular, la Sala
constitucional ha afirmado la autonomía municipal, mediante la resolución
5445-99, en la cual señaló, en lo que interesa:
“(…)
La Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, número
7593, de veintiocho de marzo de mil novecientos noventa y seis, por la que se
creó la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, a quien le corresponde
la fijación de los precios y tarifas de los servicios públicos definidos en el
artículo 5 de su ley, de manera que en lo que respecta a los servicios
locales, únicamente tiene competencia para fijar las tarifas para la
recolección y tratamiento de los desechos sólidos e industriales. Es decir,
hasta la vigencia del nuevo Código Municipal, este Transitorio tenía plena
aplicación a las municipalidades, en lo que corresponde a la fijación de las
tasas municipales, y a partir de la Ley 7593, sigue teniendo vigencia en lo que
no se transfirió expresamente a la Autoridad Reguladora.
(…)
Al tratarse de un ingreso exclusivamente municipal, le corresponde a los
gobiernos locales la fijación de su tarifa.
(…)
En el caso de que el servicio lo preste el gobierno local, será a esa
entidad a quien corresponda su fijación”.
El original no está subrayado.
En virtud de lo anterior, con base en la autonomía que reviste a los
gobiernos locales, es competencia de carácter municipal establecer los precios
relativos a los servicios que está preste, entre ellos lo relativo a la
recolección y tratamiento de residuos ordinarios, los cuales de conformidad con
el numeral 74 del Código Municipal se fijarán “tomando en consideración el
costo efectivo más un diez por ciento (10%) de utilidad para desarrollarlos”.
(…)”
III. Que con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes y de
acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1. Dictar la “Metodología
para fijación ordinaria y extraordinaria para la determinación de
tarifas de referencia para plantas de generación eléctrica con residuos
sólidos municipales (RSM)”, 2. Tener como respuesta a los opositores
que participaron en la audiencia pública realizada el 27 de abril de 2016, lo
señalado en el oficio CMRSM-03-2016 de la Comisión Autónoma Ad Hoc, que consta
en el expediente OT-039-2016 y agradecer la valiosa participación de todos en
este proceso,3. Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva para que
proceda a notificar a los interesados el oficio donde constan las respuestas a
las oposiciones presentadas en la audiencia pública, 4. Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva
publicación de esta metodología en el Diario Oficial La Gaceta, 5. Instruir
a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la notificación
de la presente resolución a las partes, tal y como se dispone.
IV. Que en la sesión ordinaria 63-2017 del 21 de noviembre de 2017, cuya
acta fue ratificada el 28 de noviembre del mismo año; la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de losServicios Públicos, sobre la base en los oficios
CMRSM-03-2016 de la Comisión Autónoma Ad Hoc, 184-CDR-2016/ 1120-IE-2016 de la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y la Intendencia de
Energía, así como del oficio 461-DGAJR-2017 de la Dirección General de Asesoría
Jurídica y Regulatoria, acordó, dictar la presente resolución.
POR TANTO:
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus
reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
I. Dictar la “Metodología para fijación ordinaria y extraordinaria para
la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación eléctrica
con residuos sólidos municipales(RSM)”, contenida en el informe
184-CDR-2016/1120-IE-2016, tal y como se detalla a continuación:
METODOLOGÍA ORDINARIA Y EXTRAORDINARIA PARA LA DETERMINACIÓN DE
TARIFAS DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON
RESIDUOS SÓLIDOS MUNICIPALES (RSM)
1. Objetivo y alcance
i. Objetivo
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
a. Establecer los procedimientos requeridos para el cálculo de tarifario,
de tal manera que estimule la inversión asociada a la generación eléctrica
mediante el aprovechamiento de los residuos sólidos municipales, con
instalaciones capaces de operar dentro de un rango razonable de costos y
eficiencia operativa en comparación con otras fuentes no convencionales de
energía.
b. Establecer los requerimientos de información generales para el cálculo
de una tarifa de venta de energía eléctrica mediante la generación eléctrica
con residuos sólidos municipales.
c. Definir los procedimientos para la estimación de: i-) costos de
operación, mantenimiento y administración; ii-) costos relacionados a la
inversión; iii-) costo del capital y; iv-) la definición de una tarifa.
d. Determinar el período para la actualización de la totalidad de las
variables incluidas en la presente metodología y el procedimiento para la
actualización de los costos.
ii. Alcance
Esta metodología se aplicará para las fijaciones tarifarias ordinarias y
extraordinarias correspondientes al servicio público de generación eléctrica a
base de residuos sólidos municipales. No considera la generación eléctrica
mediante bagazo de caña de azúcar u otros tipos de biomasas reguladas mediante
las respectivas metodologías de generación privada definidas por la Aresep. Las
fijaciones serán por empresa considerando la tecnología y capacidad instalada
definida en cada caso.
En este sentido, la presente metodología aplica, por ejemplo, para todos
aquellos procesos que empleen el tratamiento térmico de residuos con
recuperación de calor producido por la combustión, mediante la aplicación de
diferentes tecnologías y procesos ya sea de incineración por oxidación de
residuos, pirolisis, gasificación, plasma, combustión por rejilla, generación
mediante tecnologías de lecho fluidizante, entre otros, o bien procesos de
digestión anaeróbica.
2. Modelo
El modelo establece que la tarifa debe ser suficiente para generar los
ingresos que permitan al operador cubrir los costos totales asociados al
servicio que se regula. Además, garantizar un monto sobre el capital invertido,
que depende de la tasa de rédito y el nivel de inversión.
La presente metodología es neutral respecto a la tecnología utilizada
para la generación de energía eléctrica a partir de residuos sólidos
municipales. En este sentido, y teniendo en cuenta la amplia gama de
tecnologías disponibles en el mercado, el inversionista deberá aportar una
explicación detallada del tipo de tecnología empleada en dicho proceso. Así mismo,
deberá justificar desde el punto de vista técnico y financiero la separabilidad
de los procesos, ingresos, costos e inversiones para la actividad de
tratamiento de residuos sólidos municipales y la parte correspondiente
exclusivamente a la generación eléctrica mediante éstos.
De tal forma, el inversionista deberá presentar la divisibilidad de los
procesos desde el punto de vista de costos, gastos, inversión e ingresos,
comprendiendo que de manera conjunta coexiste el tratamiento de los residuos
sólidos municipales, y por otra parte, la generación de energía eléctrica.
Siendo este último proceso el que regula la presente metodología. Lo anterior,
de forma que para el cálculo de la tarifa solo se incluyan los costos
respectivos al proceso de generación de energía eléctrica con residuos sólidos
municipales, en cuyo caso también se deberán considerar únicamente los ingresos
respectivos.
Por otra parte, pueden darse procesos en los cuales no es posible la
divisibilidad técnica de ambos procesos pues las plantas funcionan como un
único módulo, en este caso, la empresa deberá justificar la imposibilidad de la
divisibilidad de los procesos desde el punto de vista técnico. Asimismo deberá
presentar todos los costos asociados al proceso productivo completo y por ente
todos sus ingresos. En este caso en particular, la consideración por una parte
de todos los costos e inversiones y por otra de todos los ingresos respectivos,
busca evitar la presencia de subsidios cruzados.
En todos los casos la Aresep realizará la revisión, análisis,
valoración, depuración y validación de toda la información ingenieril,
contable, financiera y económica análisis, valoración y depuración de la
información presentada por el inversionista, en cumplimiento del principio del
servicio al costo.
2.1. Fórmula general para el cálculo de la tarifa de referencia
La ecuación económica para la obtención de los ingresos totales mediante
la venta de energía eléctrica, desde la perspectiva del generador privado, se
expresa de la siguiente manera: los ingresos totales del operador son el
resultado de multiplicar la tarifa asignada por la expectativa de venta de
energía según la capacidad y tecnología de planta utilizada, más los ingresos
por recepción y tratamiento de RSM u otros ingresos producto del proceso de
re-valorización de los RSM. A la vez, los ingresos totales deben ser iguales a
la sumatoria de los costos de operación, mantenimiento y administración de la
planta y el reconocimiento del costo fijo por capital.
𝐈𝐓 = (𝐏 ∗ 𝐄𝐯) + 𝐈𝐫𝐬𝐦 + 𝐈𝐬 + 𝐎𝐈 = 𝐂𝐎𝐌𝐀 + 𝐂𝐅𝐂 (Fórmula 1)
Dado que en la Fórmula 1 los costos se igualan a los ingresos, y
despejando se obtiene la tarifa de la siguiente manera:
Donde:
𝐈𝐓 =
Ingresos totales, en dólares por año.
P = Tarifa de venta de electricidad en dólares por kWh.
Ev = Expectativas de venta de cantidad de energía, en kWh por año
(ver apartado 5.2.2).
Irsm = Ingresos por tratamiento de residuos sólidos municipales “tipping fee”, en dólares por año. (ver apartado 5.2.3).
Is = Ingresos totales - por subsidios, en dólares por año. Se refiere a
cualquier subsidio establecido por el poder ejecutivo, los gobiernos locales o
bien cualquier otro ente acreditado para tales efectos. En caso de no estar
definidos, esta variable tomará un valor de 0.
OI = Otros ingresos, entre los que se incluyen los derivados del proceso de
re-valorización de los RSM, en dólares por año.
𝐂𝐎𝐌𝐀= Costos totales de
operación, mantenimiento y administración, en dólares por año (ver apartado 5.2.5).
𝐂𝐅𝐂 =
Costo fijo por capital. Es la rentabilidad obtenida con respecto al nivel de
inversión realizado por el operador, en dólares por año (ver apartado 5.2.6).
De lo anterior, se desprende que para los efectos de esta metodología,
el procedimiento para el establecimiento de la tarifa de venta de energía
eléctrica, depende tanto de las expectativas de venta de electricidad como de
los costos totales de operación, mantenimiento y administración, el costo del
capital, los ingresos obtenidos por la recepción de los residuos sólidos
municipales y otros ingresos, o bien subsidios definidos de manera endógena por
el gobierno central o gobiernos locales.
En consecuencia, el modelo requiere que el interesado en prestar el
servicio público de generación eléctrica mediante RSM presente información
referente a la expectativa de generación y venta de energía, los ingresos por
concepto de recepción de residuos sólidos municipales y otros ingresos, como
por ejemplo, los provenientes de la re-valorización de los RSM, los costos de
operación, administración y mantenimiento, el costo de la inversión y el costo
del capital.
La aplicación de la fórmula 2 requiere del cálculo, revisión, depuración
y ajuste de la información ingenieril, económica, estadística y contable proporcionada
por el interesado en aplicación de los principios y criterios tarifarios
contemplados en la Ley 7593.
2.2. Expectativa de venta
La cantidad de energía eléctrica generada a partir de residuos sólidos
municipales dependerá principalmente de la capacidad instalada de la planta, de
las características físicas de los residuos y su poder calórico, de la
tecnología utilizada, la edad de las instalaciones, así como de las prácticas
de mantenimiento de la empresa.
Es posible expresar estos factores en términos de un factor de
aprovechamiento de la capacidad instalada (Factor de Planta). Este es un factor
de uso común y que es posible asociar con cada tipo de fuente primaria (RSM,
eólica, solar, hidro, biomasa): se puede establecer un valor para este parámetro
aplicable a cada tipo de fuente, haciendo posible diferenciar la tarifa de
venta según la fuente primaria.
La expectativa de venta representa la capacidad de producción de energía
que espera tener la empresa, ajustada por el factor de planta, en el periodo de
un año, se estima mediante la siguiente ecuación:
𝐄𝐯 = 𝐂 ∗ 𝐟𝐩 ∗ 𝟖𝟕𝟔𝟎 ( Fórmula 3)
Donde:
𝐄𝐯 = Expectativa de venta de cantidad de energía, en kWh por año.
C = Capacidad instalada de la planta de referencia en kW.
fp = Factor de planta aplicable según tecnología y capacidad instalada de
los proyectos. Dicho factor se define como el cociente entre la energía real
generada por el proyecto durante un período (de forma anual) y la energía
generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme
los valores nominales de planta identificados para los diferentes equipos.
8 760 = Cantidad de horas al año.
2.3. Ingresos por recepción de residuos sólidos municipales
Se refiere a los ingresos que la empresa obtiene producto de la
recepción de los residuos sólidos municipales, para los cuales se considera una
tarifa de entrada por tonelada deresiduos sólidos municipales recibidos
(tipping fee). Estos ingresos se estimarán de la siguiente manera:
Donde:
𝐈𝐫𝐬𝐦 =
Ingresos, por tratamiento de residuos sólidos municipales, en dólares por año.
𝐓𝐩𝐟𝐢 =
Tipping fee, monto que cobrará la empresa por la recepción de una tonelada de
RSM a la municipalidad i, en dólares por tonelada de RSM.
𝐐𝐭𝐨𝐧𝐢 =
Cantidad de RSM que la empresa estima recibir, en toneladas por año de la
municipalidad i.
i = Índice que indica municipalidad.
m = número de municipalidades con las cuáles se tiene contrato para
recepción de RSM.
En los casos en que el tipping fee se encuentre en colones, deberá
realizarse la respectiva conversión a dólares de acuerdo a lo establecido en la
sección 5.3 de la presente metodología.
El inversionista deberá aportar la documentación válida donde se
compruebe que cuenta con una negociación previa o acuerdo con las
municipalidades para la recepción de RSM.
En este sentido, la información deberá indicar las municipalidades con
las cuáles se tiene acuerdo, convenido u otra figura para la recepción de los
RSM, la cantidad de RSM que se estima recibir mensual y anualmente, así como,
los respectivos tipping fee negociados.
Para aquellos casos en los que la empresa reciba material ya separado o
reciclado no se consideran los ingresos (tipping fee) ni costos del respectivo
proceso (almacenamiento, comercialización, etc.). Por tanto, deberán ser
excluidos en su totalidad.
2.4. Otros ingresos
En este rubro se incluye entre otros, los ingreso derivados del proceso
de re-valorización de los RSM y cualquier otro tipo de ingresos que reciba el
operador, desglosados según su tipo y debidamente justificado, por ejemplo,
tanto en lo que se refiere a características del producto, cantidades e
ingresos unitarios. No se consideran como otros ingresos, los generados como
parte de recibir o comerciar residuos o material previamente separado (por
ejemplo, plástico, vidrios, etc).
2.5. Costos de operación, mantenimiento y administración (COMA)
Se refiere a los costos de operación, mantenimiento y administración que
son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales en
Costa Rica y que corresponden exclusivamente al servicio público de generación
eléctrica con RSM. No incluye gastos financieros, ni impuesto sobre las
utilidades. Constituye la sumatoria de los costos necesarios para garantizar un
adecuado funcionamiento de la planta de generación. Se calcula mediante la
siguiente ecuación:
𝐂𝐎𝐌𝐀 = 𝐂𝐩 + 𝐂𝐦 + 𝐂𝐜 + 𝐂𝐚 + 𝐂𝐝 + 𝐃 + 𝐂𝐫𝐞𝐠 + 𝐎𝐆 ( Fórmula 5)
Donde:
𝐂𝐎𝐌𝐀 =
Costos totales de operación, mantenimiento y administración para la generación
de energía eléctrica con RSM, en dólares al año.
Cp = Costo total (salario base más cargas sociales) del personal general,
gerencial, técnico, operativo y administrativo necesario para operar la planta
en condiciones normales, en dólares por año.
Cm = Costos de mantenimiento de obras civiles, mecánicas y
electromecánicas. Monto necesario para brindar un mantenimiento óptimo a la
infraestructura física, el equipo mecánico y electromecánico, en dólares por
año.
Cc = Costo de consumibles. Costos variables asociados al consumo de insumos
necesarios para la producción de energía eléctrica. Incluye agua, combustibles
para las máquinas, químicos, arenas y otros similares que se utilizan en el
tratamiento de los RSM y sus residuos, en dólares por año.
Ca = Costos administrativos. Incluye los costos administrativos necesarios
para la operación normal de la planta. Incluye seguridad, control de calidad,
seguros y otros gastos administrativos, en dólares por año. Definidos de la
siguiente manera:
• Costos por seguridad. Incluye los costos necesarios
para garantizar la seguridad física de las personas funcionarias, así como de
las instalaciones de la planta.
• Costos de Control de calidad y laboratorio: son erogaciones
relacionadas con la supervisión de la calidad y tipo de los RSM que ingresan a
la planta como los residuos que egresan de esta.
• Costos por concepto de seguros: monto destinado al
pago por seguro y pólizas de la planta relacionada con la infraestructura y
maquinaria, así como el personal.
• Otros rubros administrativos necesarios para el
correcto funcionamiento de la planta, tales como suministros de oficina, entre
otros.
Cd = Costos por disposición de desechos. Gastos necesarios para el tratamiento
de los residuos resultantes del proceso de producción. Incluye la disposición
de desechos no-peligrosos (cenizas de fondo y de caldera), así como el
tratamiento/disposición de desechos peligrosos (cenizas de filtros), en dólares
por año.
D = Depreciación de los activos propios del proceso productivo, en dólares
por año.
Creg = Se refiere al canon de regulación vigente para las actividades de
generación privada de energía eléctrica con fuentes renovables en el territorio
nacional, expresado en dólares, el cual es aprobado por la Contraloría General
de la República. Cuando se requiera, este canon podrá ser ajustado de manera
extraordinaria, en dólares por año (ver sección 5.7).
OG = Otros gastos y costos propios del proceso de generación eléctrica debidamente
justificados, entre los que se deben incluir los destinados a cumplir con la
normativa legal vigente para este tipo de actividades, como lo es el Decreto
Ejecutivo #39136-MINAE (Reglamento Sobre Condiciones de Operación y Control de
Emisiones de instalaciones para Coincineración de Residuos Sólidos Ordinarios)
o cualquier otra legislación aplicable a la generación eléctrica con RSM, en
dólares por año.
2.6. Costo fijo por capital
Mediante el componente denominado
“Costo Fijo por Capital” (CFC) se pretende garantizar al inversionista
retornos comparables con los que podrían obtener en otras inversiones con un
nivel de riesgo similar.
El CFC depende del monto de la inversión, del nivel de apalancamiento
utilizado (relación deuda / aportes de capital), de la tasa de retorno esperada
por los inversionistas sobre sus aportes, y de la tasa de impuesto de renta
aplicable.
El costo fijo por capital se determinará mediante la siguiente ecuación:
𝐂𝐅𝐂 = 𝐂𝐈 ∗Rk (Fórmula 6)
Donde:
𝐂𝐅𝐂 =
Costo fijo por capital. Es la rentabilidad obtenida con respecto al nivel de
inversión realizado por el operador, en dólares anuales.
CI = Costo de la inversión total. Representa los costos totales necesarios
para construir una planta de generación eléctrica con RSM, en dólares (ver
fórmula 7).
Rk = Tasa de rentabilidad o rédito (ver fórmula 8).
Costo de la inversión (CI):
El costo de la inversión total se obtiene al sumar los rubros de
inversión necesarios para poder iniciar operaciones. Incluye la planificación y
supervisión de la obra, la construcción de las obras civiles y la compra de la
maquinaria y equipo necesario, se determina de la siguiente manera:
𝐂𝐈 = 𝐌𝐩 + 𝐌𝐨𝐜 + 𝐌𝐞 + 𝐌𝐭 + 𝐌𝐟 (Fórmula 7)
Donde:
𝐂𝐈 =
Costo de la inversión total. Representa los costos totales necesarios para
construir una planta de generación eléctrica con RSM, en dólares.
Mp = Incluye los costos de los planos, diseños arquitectónicos y civiles,
permisos de construcción, entre otros necesarios para planificación y
supervisión de la construcción de la obra e instalación de los equipos
necesarios, en dólares.
Moc = Incluye los costos de la construcción de los edificios y otras obras
civiles (aceras, mallas, entre otros) necesarios para iniciar operaciones, en
dólares.
Me = Incluye el costo del equipo y maquinaria necesarios para la producción
de energía a base de RSM. Toma en cuenta el equipo necesario para la
combustión, caldera, tratamiento de gases de chimenea, tubería y turbina de
condensación, así como los relacionados con el manejo de desechos y
pre-tratamiento, o bien cualquier otro equipo relacionado con el tipo de
tecnología empleada en el proceso de generación eléctrica a base de RSM, en
dólares.
Mt = Monto establecido para comprar el terrero necesario que albergará la
planta, en dólares.
Mf = Incluye las reservas, comisiones y otros gastos incurridos en la
construcción y equipamiento de las instalaciones, debidamente justificadas, en
dólares.
Tasa de Rentabilidad (RK)
La tasa rentabilidad se obtiene mediante la aplicación del modelo
denominado: Costo Promedio Ponderado del Capital (Weigh Average Cost of
Capital, WACC por sus siglas en inglés):
Costo promedio del Capital:
El cálculo de la tasa de rentabilidad mediante el método del costo
promedio ponderado del capital se realiza mediante la aplicación de la fórmula:
Donde:
Rk = Tasa de rentabilidad o rédito.
rd = Costo del endeudamiento: se calculará mediante la determinación del
costo de las obligaciones con costo financiero. Se obtiene del promedio
ponderado de la tasa de interés de los pasivos con costo de la empresa con
corte al último período contable del que se disponga información con el
correspondiente detalle.
𝐊𝐞 =
Costo del capital propio. Calculado mediante la aplicación del modelo de
valoración de activos de capital (Capital Asset Pricing, CAPM por sus siglas en
inglés) (ver fórmula 9).
𝐭𝐢 =
Tasa impositiva. Tasa definida por el Ministerio de Hacienda de Costa Rica, en la Ley de impuesto sobre la renta.
VD = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de generación. Se obtiene del último estado financiero
auditado disponible o la estimación correspondiente para el caso de la primera
fijación tarifaria, en dólares.
VCP = Valor del capital propio o patrimonio. Es el valor del patrimonio del
sistema de generación del último estado financiero auditado o la estimación
correspondiente para el caso de la primera fijación tarifaria, en dólares.
A = Definido como la sumatoria de la deuda más el patrimonio (VD+VCP),
según el último estado financiero auditado o la estimación correspondiente para
el caso de la primera fijación tarifaria, en dólares.
Costo de capital propio
El costo del capital propio (Ke) se realiza mediante el método CAPM el
cual 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).
Para estimar las variables que componen el cálculo del CAPM, se empelará
la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, de la Universidad de New
York, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El CAPM
se calcula mediante el siguiente procedimiento:
𝐊𝐞 = 𝐤𝐥 + (𝛃𝐚 ∗ 𝐏𝐑) + 𝐑𝐏 (Fórmula 9)
Donde:
ke = Costo del capital propio. Calculado mediante la aplicación del modelo
de valoración de activos de capital (Capital Asset Pricing, CAPM por sus siglas
en inglés).
kl = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de
inversión que no tiene riesgo para el inversionista.
β𝐚 =
Beta apalancada de la inversión. Es la covarianza de la rentabilidad de un
activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina “apalancada” ya que se ha ajustado para considerar que parte de la
inversión se financia con deuda. (ver fórmula 9.1).
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. Cálculo del beta apalancado:
Donde:
β𝐚 =
Beta apalancada de la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de un
activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina “apalancada” ya que se ha ajustado para considerar que parte de la inversión se
financia con deuda. (ver fórmula 9.1).
β𝐝 =
Beta desapalancada.
VD = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de generación. Se obtiene del último estado financiero
auditado disponible o la estimación correspondiente para el caso de la primera
fijación tarifaria, en dólares.
VCP = Valor del capital propio o patrimonio. Es el valor del patrimonio del
sistema de generación del último estado financiero auditado o la estimación
correspondiente para el caso de la primera fijación tarifaria, en dólares.
ti = Tasa impositiva. Es la tasa de impuesto sobre la renta.
La relación entre deuda y capital propio VD/VCP se estima por medio del
apalancamiento financiero. Las fuentes para calcular la tasa libre de riesgo,
prima por riesgo, beta desapalancada y apalancada, relación entre deuda y
capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta, son las siguientes:
• 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.
• Beta desapalancada
(βd):
se utilizan los valores del beta desapalancado del sector denominado “Utility (General)”. Esta variable se
empleará para el cálculo del beta apalancado de la inversión.
• Prima por riesgo
(PR): Se empleará la variable denominada “Implied Premium (FCFE)”.
Los valores para las variables indicadas en la fórmula 10, con excepción
de la tasa libre de riesgo se obtendrán de la información publicada por el Dr.
Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar.
Estas variables serán utilizadas de manera consistente, en cuanto a
extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones
(una observación por año, correspondiente al promedio anual publicado) y el
cálculo del promedio (promedio aritméticosimple de las 5 observaciones
correspondientes a los 5 años más recientes para los que sedisponga 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 lasvariables.
3. Moneda en que se expresará la tarifa
Las tarifas resultantes de la metodología serán expresadas y facturadas
en dólares de los Estados Unidos de América (USD). Las condiciones en que se
realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes
establezcan vía contractual, y con base en la normativa aplicable.
4. Indexación de costos totales de operación, mantenimiento y administración
(COMA)
Esta indexación se aplicará anualmente de oficio, iniciando el proceso
un año posterior a la primera fijación y por un periodo máximo de 4 años.
Para la indexación, los costos se clasifican en costos internos y costos
externos, dado que unos son afectados por factores exógenos y otros por
factores endógenos.
COMAn = CE n + CL n (Fórmula 10)
Donde:
Costo Local (CL):
Los ítems de costo y gasto interno deberán estar detallados y
debidamente justificados.
Entre ellos se podrán incluir: el costo de la
materia prima (Cmp), el costo del combustible (Ccb), el costo del transporte
(Ctr), los impuestos (Cimp), los costos de la mano de obra (Cmo), el costo del
seguro (Cse) y los costos indirectos de fabricación (Cif), u otros relacionados
con la prestación del servicio público que se tarifa. Estos costos
seránindexados al Índice de Precios al Productor Industrial, IPPI, calculado
por el Banco Central de Costa Rica.
CL n = (CL n-1)*(IPP-MAN n / IPP-MAN n-1) (Formula 10. 1)
Donde:
CL n = Costo local o interno del periodo para el que se fijará la tarifa,
expresado en dólares.
CLn-1 = Costo local o interno del periodo anterior.
IPP= Índice de Precios al Productor de la Manufactura calculado
MANn por Banco Central de Costa Rica para el periodo anterior.
IPPMANn1= Índice de Precios al Productor de la Manufactura
calculado por el Banco Central de Costa Rica para el periodo actual.
n = Periodo.
Costo Externo (CE):
Los ítems de costo y gasto externo deberán estar detallados y
debidamente justificados.
Estos costos serán indexados al Índice de Precios al Productor (IPP) de
los Estados Unidos de América, calculado por el Bureau of Labor Statistics.
CE
n = (CE n-1)) * (IPPn / IPPn-1) (Formula 10. 2)
Donde:
CE n = Costo externo del periodo para el que se fijará la tarifa, en dólares
CEn-1 = Costo externo del periodo anterior, en dólares.
IPPn = Índice de Precios al Productor (IPP) de los Estados Unidos de América,
calculado por el Bureau of Labor Statistics para el periodo actual
IPPn-1 = Índice de Precios al Productor (IPP) de los Estados Unidos de América,
calculado por el Bureau of Labor Statistics para el periodo anterior
n = Periodo.
5. Tipo de cambio
Para todos aquellos ítems de costo o gasto que se encuentren expresados
en moneda local, en su conversión a dólares se empleará el Tipo de Cambio de
referencia para la Venta (CRC/USD) establecido por el Banco Central de Costa
Rica (BCCR); correspondiente a la media aritmética simple diaria para los 12
meses anteriores a la solicitud tarifaria o a su aplicación de oficio.
6. Disposiciones sobre fuentes y suministro de información
En esta sección se definen las fuentes de información que requiere la
metodología para su aplicación, además de definir las características generales
de esta información.
Para la aplicación de la presente metodología tarifaria, los interesados
deben presentar toda la información referente a los costos de operación, costos
de inversión, costos del capital, información de mercado, capacidad instalada y
estimación de generación de la planta instalada. Los valores de cada una de las
variables incluidas en la presente metodología deberán contar con su respectiva
justificación técnica y detalle correspondiente.
La información requerida y presentada para la aplicación de esta
metodología debe cumplir con los siguientes requisitos; según corresponda:
a. Provenir de fuentes públicas o estar validada por un tercero.
b. Provenir de fuentes confiables.
c. Provenir de fuentes independientes e imparciales.
d. Provenir de estudios de factibilidad debidamente justificados y
validados.
e. Provenir de Estados Financieros y Balance General auditados, cuando
corresponda.
f. Referirse al mercado relevante para esta metodología, es decir la
generación eléctrica a partir de RSM o tener una relación directa con este
mercado.
Toda la información contable-financiera aportada por el inversionista en
el proceso de fijación tarifaria y referida a sus costos o inversiones, debe
estar auditada, certificada por un contador público autorizado o estar validada
por un tercero imparcial.
La información necesaria para definir el costo de capital será la
establecida en la sección 5.2.6 de esta metodología.
Una vez que el interesado suministre toda la información necesaria para
aplicar la presente metodología tarifaria, la Aresep procederá a realizar los
respectivos cálculos de la tarifa mediante la revisión, análisis, valoración,
depuración y validación de toda la información ingenieril, contable, financiera
y económica. Durante este proceso, la empresa interesada deberá aportar toda la
información que la Aresep le solicité para completar o aclarar cualquier
aspecto relativo a la aplicación de esta metodología. Posteriormente, mediante
el procedimiento de fijación ordinaria, someterá la propuesta al proceso de
audiencia pública.
Si se requiere ajustar el valor de los costos de explotación, la
indexación se efectuará utilizando el Índice de Precios al Productor de los
Estados Unidos (IPP – EEUU) o el Índice de
Precios al Productor de la Manufactura de Costa Rica (IPP-MAN), según sea el
caso, obtenida directamente de las fuentes oficiales. La Aresep podrá utilizar
otros índices de precios, siempre que sean apropiados para el tipo de ajuste
que se realice y con la debida justificación técnica.
Los generadores privados que generen electricidad a base de RSM, a los
que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria,
están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep la información
financiera auditada (incluyendo gastos operativos y de mantenimiento,
administrativos y el detalle de las inversiones en planta y equipo) así como su
debida justificación. De esta forma, la Aresep podrá disponer de mejor
información para el ajuste del modelo a las condiciones operativas reales. La
unidad administrativa encargada en la Aresep de fijar esta tarifa, podrá
establecer los formatos y requisitos que debe de cumplir la información
contable-financiera que debe aportar regularmente el inversionista.
Las empresas que no cumplan con la entrega de información según se
detalló en los párrafos anteriores, estarán sujetas a las sanciones que
establece los artículos 14 inciso c), 24, 38 inciso g y 41 inciso m) de la Ley
de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593, según corresponda.
Así mismo, las empresas deberán:
i. Contar con contabilidades separadas que diferencien los ingresos,
gastos y costos imputables a las actividades de tratamiento de residuos sólidos
municipales y generación eléctrica. Los ingresos, gastos y costos comunes
deberán consignarse de acuerdo con las normas técnicas que permitan una
distribución razonable y no perjudiquen la actividad del servicio público.
ii. Que para aquellas actividades distintas a las de servicio público,
deben llevar contabilidades separadas, que diferencien la actividad de servicio
público de las que no lo son.
Todo lo anterior de acuerdo a las posibilidades técnicas y financieras
de cada inversionista en cuando a la separabilidad de los procesos de
tratamiento de residuos sólidos municipales y generación eléctrica.
Asimismo, la empresa deberá ajustar su contabilidad de acuerdo a las
normas y disposiciones que la Autoridad Reguladora emita en el ejercicio de sus
competencias.
Toda la información requerida en la presente metodología deberá ser
actualizada en su totalidad en un período no mayor a 5 años. Para lo anterior,
el operador deberá presentar el análisis y la justificación detalla de los
costos totales, el costo fijo por capital (CFC), las expectativas de venta de
energía (Ev), los ingresos anuales por tratamiento de residuos sólidos (Irsm) y
otros ingresos del proyecto (OI).
Una vez actualizada en su totalidad la información insumo para la
presente metodología, se continuará de manera anual aplicando el método de
indexación descrito en la sección 5.4, hasta por un período máximo de 4 años.
Este procedimiento, de actualización total e indexación continuará en la forma
descrita durante la vigencia del proyecto.
7. Actualización del Canon de regulación por vía extraordinaria (Creg)
La variable Creg se refiere al canon de regulación el cual es aprobado
por la Contraloría General de la República.
El canon de regulación deberá ajustarse extraordinariamente cuando esta
variable cambie.
Con ello, se busca dar cumplimiento a lo establecido por la Contraloría
General de la República mediante los oficios 1463 del 12 de febrero de 2010 y
DFOE-ED-0996 de 15 de diciembre de 2010. En este último oficio se indica lo
siguiente:
“es el criterio actual de esta Contraloría
General, que corresponde a esa Autoridad Reguladora realizar los cálculos
pertinentes para ajustar las tarifas de los servicios públicos, ajustándose a
lo establecido en el artículo 30 de la Ley Reguladora de los Servicios Públicos
N°7593, en cuanto establece que las fijaciones de tarifas de carácter
ordinario, al contemplar variaciones de los factores de costo e inversión,
deben ser realizadas de oficio por la propia Autoridad Reguladora. Para cumplir
con lo antes indicado, esa Autoridad Reguladora deberá documentar, formalizar e
implementar las metodologías necesarias, cuya aplicación será objeto de
fiscalización por parte de este órgano contralor, a partir del cobro que hará
la ARESEP del canon de regulación correspondiente al
periodo 2012”.
Lo anterior significa, que a partir del año indicado, una vez aprobado
el canon de regulación
por parte de la
Contraloría, de oficio se deben ajustar los precios y tarifas de los servicios
públicos.
Por tanto, para la presente metodología, el canon se actualizará vía
extraordinaria cada vez que la Contraloría General de la República apruebe el
monto del mismo y éste sea publicado en el diario oficial La Gaceta.
Anexo: Tabla de variables utilizadas en la metodología ordinaria y
extraordinaria para
la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación
eléctrica con
residuos sólidos
municipales (RSM)
|
Variables |
Descripción |
Unidad de medida |
Fuente |
Fórmula |
|
A |
Definido como la sumatoria de la deuda
más el patrimonio (VD+VCP). |
Dólares. |
El valor de la sumatoria de VD y VCP, según el último
estado financiero auditado o la estimación correspondiente para el caso de la primera
fijación tarifaria. |
8 |
|
C |
Capacidad instalada de la planta de
referencia. |
KW. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial; de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología.
Apartado 5.6. |
3 |
|
Ca |
Costos administrativos. Incluye los
costos administrativos necesarios para la operación normal de la planta. Incluye seguridad, control de calidad, seguros y otros
gastos administrativos. |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
5 |
|
Cc |
Costos de consumibles. Costos
variables asociados al consumo
de insumos necesarios para la producción de energía eléctrica. Incluye agua, combustibles para las máquinas, químicos, arenas
y otros similares que se utilizan en el tratamiento de los RSM y sus residuos. |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
5 |
|
Cd |
Costos por disposición de desechos. Gastos necesarios para el tratamiento de los residuos resultantes del proceso de producción. Incluye la
disposición |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de |
5 |
|
|
de desechos no- peligrosos (cenizas de fondo
y de caldera), así como el tratamiento/disposición de desechos peligrosos (cenizas de filtros). |
|
RSM y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
|
|
CE |
Costo externo. |
Dólares por año. |
Ver fórmula
10.1 Apartado 5.4. |
10, 10.2 |
|
CFC |
Costo fijo
por capital. Es la rentabilidad obtenida con respecto
al nivel de inversión realizado por el operador. |
Dólares por año. |
Ver fórmula
6. Apartado 5.2.6. |
1, 2, 6 |
|
CI |
Costo de la inversión total. Representa los costos
totales necesarios para construir una planta de generación eléctrica con RSM. |
Dólares |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología. Ver fórmula 7. Apartado 5.2.6. |
6,7 |
|
CL |
Costo local
o interno. |
Dólares por año. |
Ver fórmula
10.2 Apartado 5.4. |
10, 10.1 |
|
Cm |
Costos de mantenimiento de obras
civiles, mecánicas y electromecánicas. Monto necesario para brindar un |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a |
5 |
|
|
mantenimiento óptimo a la infraestructura física,
el equipo mecánico y electromecánico. |
|
actividades de tratamiento de RSM y
generación eléctrica. Apartado 5.6. |
|
|
COMA |
Costos totales de operación, mantenimiento y
administración para
la generación de energía eléctrica
con RSM. |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM y generación eléctrica.Ver fórmula 5. Apartado 5.2.5. |
1, 2, 5 |
|
Cp |
Costo total (salario base
más
cargas sociales) del
personal general, gerencial, técnico, operativo y administrativo necesario para operar la planta en condiciones
normales. |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
5 |
|
Creg |
Se refiere al canon
de regulación vigente para las actividades de generación privada de energía eléctrica con fuentes renovables en el territorio nacional, el cual es aprobado por la Contraloría General de la República. Cuando se requiera, este canon podrá
ser ajustado de manera
extraordinaria (ver
sección 5.7). |
Dólares por año. |
Canon de
Regulación vigente. Apartado 5.7. |
5 |
|
D |
Depreciación de los activos
propios del proceso productivo. |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
5 |
|
Ev |
Expectativas de venta de cantidad de energía. |
kWh por año. |
Ver fórmula
3. Apartado 5.2.2. |
1, 2, 3 |
|
fp |
Factor de planta aplicable según tecnología y capacidad instalada de los proyectos. Dicho factor
se define como el cociente entre la energía real generada por el proyecto durante un período
(de forma anual)
y la energía generada si hubiera
trabajado a plena carga durante ese mismo
período, conforme los valores nominales de planta identificados para
los diferentes equipos. |
Porcentaje. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología. |
3 |
|
IPP |
Índice de Precios
al Productor (IPP) de los Estados Unidos
de América. |
Índice monetario. |
Calculado
por
el Bureau of Labor
Statistics. |
10.2 |
|
IPP-MAN |
Índice de Precios
al Productor de la manufactura. |
Índice monetario. |
Calculado por el Banco
Central de Costa Rica para
el periodo actual. |
10.1 |
|
Irsm |
Ingresos por tratamiento de residuos sólidos
municipales “tipping
fee”. |
Dólares por año. |
Ver fórmula
4. Apartado 5.2.3. |
1, 2, 4 |
|
Is |
Ingresos totales por subsidios. |
Dólares por año. |
Se refiere a cualquier subsidio establecido por el poder ejecutivo, los gobiernos locales o bien cualquier otro ente
acreditado para tales
efectos. |
1, 2 |
|
IT |
Ingreso totales. |
Dólares por año. |
Ver fórmula
1. Apartado 5.2.1. |
1 |
|
ke |
Costo del capital
propio. Calculado mediante la aplicación del modelo
de valoración de activos de capital
(Capital Asset
Pricing, CAPM por sus siglas en inglés). |
Porcentaje. |
Ver fórmula
9. |
8, 9 |
|
kl |
Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de inversión que no tiene
riesgo para el inversionista. |
Porcentaje. |
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. |
9 |
|
Me |
Incluye el costo del equipo y maquinaria necesarios para la |
Dólares. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o |
7 |
|
|
producción de energía a base de RSM. Toma en cuenta
el equipo necesario para la combustión, caldera, tratamiento de
gases
de chimenea, tubería
y turbina de condensación, así como los relacionados con
el manejo de desechos y pre- tratamiento, o
bien cualquier otro equipo
relacionado con el tipo de tecnología empleada en el proceso
de generación eléctrica a base de RSM. |
|
estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología. Apartado 5.6. |
|
|
Mf |
Incluye las
reservas, comisiones y
otros gastos incurridos en la construcción y equipamiento de
las instalaciones, debidamente justificadas. |
Dólares. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología.
Apartado 5.6. |
7 |
|
Moc |
Incluye los costos de la construcción de los edificios y otras
obras civiles (aceras, mallas, entre
otros) necesarios para iniciar operaciones. |
Dólares. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y |
7 |
|
|
|
|
referidos al mercado de esta metodología.
Apartado 5.6. |
|
|
Mp |
Incluye los costos de los
planos, diseños arquitectónicos y civiles, permisos de construcción, entre otros
necesarios para planificación y supervisión de la construcción de la obra e instalación de los equipos necesarios. |
Dólares. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología. Apartado 5.6. |
7 |
|
Mt |
Monto establecido para comprar el terrero necesario
que albergará la planta. |
Dólares. |
La información debe
provenir de una fuente confiable, independiente e imparcial o estar validada por un tercero
imparcial, de estudios de factibilidad debidamente justificados, válidos y referidos al mercado
de esta metodología.
Apartado 5.6. |
7 |
|
OG |
Otros
gastos y costos propios del proceso
de generación eléctrica debidamente justificados, entre los que
se deben incluir los destinados a
cumplir con la normativa legal vigente
para
este
tipo de actividades, como lo es el Decreto Ejecutivo #39136-MINAE (Reglamento Sobre Condiciones de Operación y Control de Emisiones de |
Dólares por año. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6. |
5 |
|
|
instalaciones para Coincineración
de Residuos Sólidos
Ordinarios) o cualquier otra legislación aplicable a la generación eléctrica con RSM. |
|
|
|
|
OI |
Otros ingresos, se incluyen los derivados del proceso
de re- valorización de los RSM. |
Dólares por año. |
La información debe
provenir de una fuente
confiable auditada, certificada por un contador público autorizado o estar validada por un tercero
imparcial. Apartado 5.2.4.
y apartado 5.6. |
1, 2 |
|
P |
Tarifa de venta de electricidad. |
Dólares por kWh. |
Ver fórmula
2. Apartado 5.2.1. |
1, 2 |
|
PR |
Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de riesgo y la tasa de rendimiento del mercado. |
Porcentaje. |
Información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~a damodar. |
9 |
|
Qton |
Cantidad de RSM que la empresa estima recibir. |
Toneladas por año. |
El inversionista deberá aportar documentación válida de la cantidad de RSM que se estima recibir mensual y anualmente, negociados previamente o en acuerdo
con las municipalidades. Apartado 5.6 |
4 |
|
rd |
Costo del endeudamiento: se calculará mediante la determinación del costo |
Porcentaje. |
La empresa debe presentar la información financiera auditada y justificada, en cuentas separadas |
8 |
|
|
de las obligaciones con costo
financiero. Se obtiene del promedio ponderado
de la
tasa de interés de
los pasivos con costo
de la empresa con corte al último
período contable del que
se
disponga información con el
correspondiente detalle. |
|
claramente imputables a actividades de tratamiento de RSM
y generación eléctrica. Apartado 5.6 |
|
|
Rk |
Tasa de rentabilidad o rédito. |
Porcentaje. |
Ver fórmula
8. |
6, 8 |
|
RP |
Riesgo país. Es el riesgo de una inversión económica debido sólo a factores específicos
y comunes de un cierto país. |
Porcentaje. |
Información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~a damodar. |
9 |
|
ti |
Tasa impositiva. |
Porcentaje. |
Tasa definida por el Ministerio de Hacienda de Costa
Rica, en la Ley de impuesto sobre
la renta. |
8,9.1 |
|
Tpf |
Tipping fee. Monto
que cobrará la empresa
por la recepción de una tonelada de RSM a la municipalidad. |
Dólares por tonelada de RSM. |
El inversionista deberá aportar documentación válida de los respectivos tipping fee negociados previamente o en acuerdo
con las municipalidades por la
recepción de RSM. Apartado 5.6 |
4 |
|
VCP |
Valor del capital propio o patrimonio. |
Dólares. |
Es el valor
del patrimonio del sistema de generación del último estado financiero auditado o
la
estimación |
8 |
|
|
|
|
correspondiente para el caso de la primera
fijación tarifaria. |
|
|
VD |
Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de generación. |
Dólares. |
Se obtiene del último estado financiero auditado disponible o la estimación correspondiente para el caso de la primera fijación tarifaria. |
8 |
|
βa |
Beta apalancada de la inversión. Es la co- varianza de la rentabilidad de un activo
determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina “apalancada” ya que se ha ajustado para considerar que parte de la inversión se financia con deuda. |
Coeficiente. |
Ver fórmula
9.1. |
9, 9.1 |
|
βd |
Beta
desapalancada. |
Coeficiente. |
Información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~a damodar. Se utilizan los
valores del beta desapalancado del sector denominado “Utility (General)”. |
9.1 |
II. Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública
realizada el 27 de abril de 2016, lo señalado en el oficio CMRSM-03-2016 del 11
de agosto de 2016 de la Comisión Autónoma Ad Hoc, que consta en el expediente
OT- 039-2016 y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.
III. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar
la notificación a los interesados el oficio donde constan las respuestas a las
oposiciones presentadas en la audiencia pública.
IV. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar
la respectiva publicación de esta metodología en el Diario Oficial La Gaceta.
V. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar
la notificación de la presente resolución a las partes.
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.
VOTO NEGATIVO DE LA DIRECTORA ADRIANA GARRIDO QUESADA
“Vota en contra por cuanto hay que ir buscando cómo aliviar los procesos
y toda la carga que le corresponde a la Aresep al momento de manejar las
metodologías; le parece que para este caso se pudo haber buscado una opción más
liviana mediante referencia a las bandas y tarifas fijadas para las otras
tecnologías de generación eléctrica. Nos indican los técnicos, que la
experiencia internacional muestra que esta tecnología tiene costos muy altos,
que para ser incorporada al servicio público de electricidad, requiere de
“tipping fees” altos con respecto a lo que se cobran en Costa Rica y de
subsidios estatales específico. En esta propuesta de metodología, la Aresep no
está incorporando incentivo alguno para que se alineen los “tipping fees” y
subsidios con esta realidad, lo cual genera el riesgo de que sin que medie una
política pública explícita se le llegue a trasladar a la tarifa eléctrica todo
el costo de la generación mediante residuos sólidos. Según le indican, es el
ICE el que, en el momento de considerar si vale la pena hacer los respectivos
contratos, va a valorar si es demasiado alto lo que daría la tarifa del método
de la Aresep. Considera que en la metodología al menos se podría haber
considerado de manera explícita la introducción de un tope de industria para la
tarifa por establecer.
PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.