AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
INTENDENCIA DE ENERGÍA
RE-0119-IE-2020 DEL 24 DE NOVIEMBRE DE 2020
APLICACIÓN ANUAL DE OFICIO DE LA “METODOLOGÍA TARIFARIA
DE REFERENCIA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA
HIDROELÉCTRICAS NUEVAS"
ET-023-2020
RESULTANDO:
I. Que el 10 de agosto de 2011 mediante la resolución RJD-152-2011, la
Junta Directiva de la ARESEP aprobó la “Metodología
tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctrica
nuevas”, la cual fue publicada en La Gaceta No. 168 del 01 de setiembre de
2011, y modificada mediante las resoluciones RJD-161-2011 publicada en La
Gaceta No. 230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 publicada en La Gaceta
No. 74 del 17 de abril de 2012, RJD-027-2014 publicada en el Alcance No. 10 de
La Gaceta No.65 del 02 de abril de 2014, y, RJD-017-2016 publicada en el
Alcance No. 17 a La Gaceta No. 31 del 15 de febrero de 2016.
II. Que el 19 de febrero de 2018, mediante resolución DGT-R-012-2018 de la Dirección
General de Tributación del Área de Ingresos del Área de Ingresos del Ministerio
de Hacienda, resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura
electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas
definidas mediante la resolución DGT-R-48-2016 emitida por esa misma
dependencia, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar
compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales.
III. Que el 16 de julio de 2019, mediante la resolución RE-0049-IE-2019, el Intendente
de Energía (IE) fijó la banda tarifaria para todos los generadores privados con
plantas hidroeléctricas nuevas, la cual fue publicada en el Alcance No. 166 a
La Gaceta No. 137 del 22 de julio de 2019.
IV. Que el 28 de febrero de 2020, mediante el oficio OF-0207-IE-2020, se
solicitó la apertura del expediente para tramitar la propuesta de fijación de
oficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas (folio 1).
V. Que el 4 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0221-IE-2020, se le
solicitó al ICE la actualización de la estructura tarifaria para la metodología
tarifaria de generación privada de plantas hidroeléctricas nuevas según lo
dispuesto en la metodología tarifaria.
VI. Que el 13 de marzo de 2020, mediante el oficio OF-0277-IE-2020, se
solicitó la convocatoria a audiencia pública para conocer la propuesta de
fijación de oficio para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas,
contenida en el informe IN-0056-IE-2020 (folios 2 al 5).
VII. Que el 24 de marzo de 2020, mediante la resolución RE-0113-DGAU-2020, la
Dirección General de Atención al Usuario dispuso no programar audiencias
públicas a la luz de la emergencia sanitaria por el COVID-19 y lo señalado en
el decreto ejecutivo 42221-S del 10 de marzo de 2020.
VIII. Que el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020, el Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE) remitió la “Propuesta para la
estructura horario-estacional en los precios de compra de energía a generadores
independientes”.
IX. Que el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE solicitó
al ICE una serie de justificaciones de algunos elementos de su propuesta de estructura
horario-estacional.
X. Que el 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE
atendió la solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020.
XI. Que el 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE
solicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar
insuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020.
XII. Que el 5 de agosto de 2020, mediante la nota 5500-0759-2020, el ICE
solicitó una reunión con la IE para aclarar las dudas que persistían en torno a
la propuesta de estructura horario-estacional.
XIII. Que el 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión virtual con funcionarios
de la IE y el Despacho del Regulador General para explicar su propuesta de
estructura horario-estacional.
XIV. Que el 9 de octubre de 2020, se publicó la convocatoria a audiencia
pública en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja,
posteriormente se realizó en La Gaceta No. 248 del 12 de octubre de 2020. Dicha
audiencia se celebraría el 4 de noviembre de 2020 (folio 13).
XV. Que el 4 de noviembre de 2020 se llevó a cabo la audiencia pública, como
consta en el acta AC-0482-DGAU-2020 (folios 24 al 29).
XVI. Que el 10 de noviembre de 2020, mediante el informe IN-0932-DGAU-2020, la
Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) remitió a la IE el informe de
oposiciones y coadyuvancias (folios 30 al 31).
XVII. Que el 20 de noviembre de 2020, mediante el oficio IN-0199-IE-2020, la
IE, analizó la presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó
fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados hidroeléctricos
nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo del capítulo I de
la Ley No. 7200.
CONSIDERANDO:
I. Que del oficio IN-0199-IE-2020, citado y que sirve de base para la
presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
II. ANÁLISIS DEL ASUNTO
1. Aplicación de la metodología
En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la “Metodología tarifaria de referencia para plantas de
generación privada hidroeléctricas nuevas” según la resolución
RJD-152-2011 y sus modificaciones aprobadas.
La fórmula general del modelo se puede expresar mediante la siguiente
ecuación económica desde la perspectiva del generador privado:
CE + CFC = p ∗E
Donde:
CE = Costos de
explotación
CFC = Costo fijo por
capital
P = Precio de la
energía (variable de interés)
E = Expectativas de
ventas anuales (cantidad de energía)
Por lo tanto, despejando el precio, tenemos:
(CE + CFC)
p = --------------------
E
Se regulará el precio de venta de energía por parte de generadores
privados al ICE, en el marco del capítulo I de la Ley Nº 7200, mediante una
banda tarifaria.
A continuación, se detalla la forma en que se calculó cada una de las
variables del modelo.
a. Expectativas de ventas (E)
Para estimar la variable denominada expectativas de ventas, que
corresponde a la cantidad de energía a vender durante el año, se considera la
siguiente ecuación:
E = C ∗ 8760 ∗ ƒp
Donde:
E = Expectativa de
ventas anuales (cantidad de energía)
8760 = Cantidad de
horas de un año (24 horas * 365 días)
fp = factor de
planta aplicable según fuente
C = 1 (capacidad
unitaria, simplificación del cálculo del modelo)
Según la metodología aprobada en la resolución RJD-152-2011 y sus
reformas, el valor del factor de planta (fp) que se utilice en este modelo se
obtendrá a partir de los datos que disponga la Aresep de plantas
hidroeléctricas privadas costarricenses con capacidades instaladas menores que
20 MW. Así, de manera consistente con lo establecido en la metodología
tarifaria, se utilizó únicamente los datos de las plantas del grupo antes
mencionado que generaron energía durante 10 o más meses del respectivo año. Las
plantas que no se consideraron en el cálculo por haber generado energía menos
de 10 meses fueron Río Lajas en el 2015, Hidrovenecia en el 2017 y Don Pedro y
Volcán 3X en 2019. De acuerdo con la metodología tarifaria se utilizaron los
datos del último quinquenio sobre el cual Aresep posea información real. No se
han presentado concursos para adquirir energía en el último quinquenio
(2015-2019).
Para la capacidad instalada se utilizó la información proporcionada por
las empresas y el CENCE (Anexo 19). En cuanto a la producción anual se
contempló la información suministrada por el ICE al Sistema de Información
Regulatoria (SIR), que a su vez fue remitida a la Aresep con los oficios
5500-0617-2020 y 5500-0868-2020 (Anexos 1 y 18). Para los casos donde se
hubiese dado un cambio de capacidad durante el año, la potencia anual se
considera como el promedio mensual de las potencias señaladas.
De acuerdo con lo establecido en la metodología tarifaria, el valor del
factor de planta se calculó de la siguiente manera: para cada uno de los años
del último quinquenio, se estimó un promedio aritmético de los valores de cada
planta individual; luego se obtiene el promedio aritmético de los cinco valores
resultantes, determinándose de esta manera el dato de factor de planta a utilizar
en la fijación tarifaria.
El factor de planta resultante del procedimiento descrito anteriormente
para una planta hidroeléctrica nueva es de 53,83% (Anexo 2).
b. Costos de explotación (CE)
Los costos de explotación consideran los costos de operación variables y
fijos que son necesarios para mantener y operar una planta en condiciones
normales para nuestro país, excluyendo los gastos de depreciación, gastos
financieros e impuestos asociados a las utilidades o a las ganancias.
La metodología aprobada en la resolución RJD-152-2011 y sus reformas
indica que el cálculo de esta variable se obtendrá mediante la determinación de
una muestra de los costos de explotación de plantas hidroeléctricas que operan
en el país, de diferentes capacidades instaladas.
Para la determinación de la muestra del presente estudio, se tomó los
valores aprobados por la IE en el estudio tarifario ET-017-2018, en donde la
empresa El Ángel S.A. solicitó la actualización de esta tarifa.
De esta manera, se tomaron los costos de explotación de las 3 plantas
del sector hidroeléctricas nuevas (Vara Blanca, El Ángel y El Ángel Ampliación)
y se indexaron hasta octubre de 2020 (mes previo a la audiencia pública) con
base en el Índice de Precios a la Manufactura del BCCR1.
1 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%202526
Luego, se convirtieron dichos valores indexados (que estaban en colones
por kW) a la divisa de dólares estadounidenses dividiendo por el promedio
simple del Tipo de Cambio de Venta de Referencia del BCCR2 del mes
previo a la audiencia pública.
2 https://gee.bccr.fi.cr/indicadoreseconomicos/Cuadros/frmVerCatCuadro.aspx?idioma=1&CodCuadro=%20400
Luego, se aplicó el método descrito en la metodología de la curva que
mejor se ajusta entre las capacidades instaladas y los costos de las plantas
(cuyas unidades son de dólares por kW) y se escogió la curva que mejor ajustó.
En este caso, fue la curva logarítmica natural con un R2 (R-cuadrado) de
0,5198. Cabe destacar que no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar
de mostrar un ajuste R2 (R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10
MW (como paso siguiente de la metodología), da un resultado atípico de más de
919 US$ por kW si se compara con el valor considerado en fijaciones anteriores.
Esto se da porque la curva polinómica es convexa y no permite reflejar la
reducción y/o dilución de costos, las economías de escala ni las eficiencias
que se espera presente una planta entre mayor sea su capacidad. Por lo tanto,
no se consideró la curva polinómica porque su resultado resulta
desproporcionado de conformidad con lo establecido en el artículo 32 de la Ley
de Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo con los valores históricos de
la fijaciones dictadas en resoluciones anteriores.
Al evaluar la curva logarítmica natural (y = -61,19ln(x)+230,52) con el
valor de 10MW, da como resultado 89,62 US$ por kW, el cual es más un valor más razonable
y similar al histórico que se ha considerado en este tipo de fijaciones de
tarifarias durante los años anteriores.
Por tanto, el costo de explotación (CE) resultante del procedimiento
descrito anteriormente para una planta hidroeléctrica nueva es de 89,62 US$ por
kW (ver Anexos 3 y 4).
c. Costo fijo por capital (CFC)
Mediante el componente CFC se garantiza a los inversionistas, retornos comparables
con los que podrían obtener en otras inversiones con el nivel de riesgo
similar, a efectos de hacer atractiva la alternativa de participar en el desarrollo
de la planta.
El CFC se calcula de la siguiente manera:
CFC = M ∗ FC
Siendo M el monto total de la inversión unitaria y el FC el factor que
refleja las condiciones de la inversión.
La determinación de estos elementos se realiza según lo dispuesto en la metodología
tarifaria, de la siguiente manera:
Monto de la inversión unitaria (M)
El costo de inversión representa los costos totales necesarios para
construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país.
El cálculo se efectúa a partir de los datos sobre costos de inversión de
plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW,
provenientes de cuatro fuentes de información:
a.
La versión más reciente del Plan Indicativo
Regional de Expansión de la Generación, publicado por el Consejo de
Electrificación de América Central-Grupo de Trabajo de Planificación Indicativa
Regional (GTPIR)3.
3 http://www.enatrel.gob.ni/wp-content/uploads/2017/09/Informe-GTPIR_2018-2035_310517.pdf
b. Los informes realizados por la Autoridad Reguladora sobre fijaciones de precios
de venta de energía al ICE proveniente de plantas hidroeléctricas privadas, en
el marco de la Ley No. 7200. Durante los últimos años, las fijaciones
individuales solicitadas que pueden ser utilizadas en esta muestra son las de
la P.H. El Ángel (ET-169-2010) y P.H. Vara Blanca (ET-185-2010). Se
consideraron los datos de la fijación tarifaria anterior en los cuales se calcularon
los intereses durante el periodo de gracia para que fueran comparables con los
datos del GTPIR.
Para la P.H. El Ángel se consideró una inversión total de $10 324 715
según consta en el folio 882 del ET-169-2010, con una capacidad nominal de 3,85
MW. La inversión reconocida por la Aresep a P.H. Vara Blanca fue de $7 196 016
según consta en el folio 325 del ET-185-2010 y su capacidad es de 2,65 MW.
Estos montos no incluyen los intereses del periodo de gracia, por esta razón se
estimó como el equivalente a dos años de intereses sobre el valor promedio de
inversión calculada (se utilizó la tasa de interés que se obtiene de calcular
el promedio para el año 2011 de la tasa publicada por el Banco Central de Costa
Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados).
c. Información auditada sobre costos de inversión de nuevas plantas hidroeléctricas
que en el futuro vendan energía al ICE, en el marco de la Ley No.7200. No se
cuenta con esta información.
d. Los concursos realizados para adquirir energía de los generadores
privados. Se considera la información de los concursos 01-2012-ICE y
02-2014-ICE.
En primer lugar, los valores de costo de inversión fueron indexados a
octubre de 2020 considerando el último Índice al Productor Industrial de
Estados Unidos (IPP), específicamente el de nuevas construcciones, serie
WPUIP2310001 del “Bureau of Labor
Statistics”. Se utiliza este índice por dos principales razones, su conveniencia al
tomar en cuenta todas las partes de una planta hidroeléctrica y por
consistencia con las anteriores fijaciones tarifarias4. Se utiliza el valor de octubre
2020, el cual corresponde al valor del mes anterior al día de la audiencia pública.
Posteriormente, para la determinación del valor promedio se procedió en
primer lugar a la exclusión de los valores extremos, tal como lo indica la
metodología vigente. Suponiendo que las observaciones siguen una distribución
normal, según el Teorema de Chebyshev el 95% de los datos estaría concentrado
en un rango cuyo límite superior es la media aritmética aumentada en dos
desviaciones estándar y el inferior es la media aritmética disminuida en dos
desviaciones estándar. La media aritmética de las observaciones es de $3 798,6,
con una desviación estándar de $1 157,7, lo que arroja un límite superior de $6
114,0 y un límite inferior de $1 483,2. Como puede observarse en el Anexo 6,
los proyectos Piedras Negras y Tablón se ubican fuera del rango antes
establecido, de modo que, bajo estos supuestos, corresponden a valores extremos
que deben excluirse.
De la muestra obtenida con la información de las fuentes anteriores una
vez excluidos los valores extremos, se realizó lo siguiente de conformidad con
la metodología:
1. La muestra se separa por rangos de capacidad instalada, en cinco
grupos, cada uno de los cuales corresponde a un rango de 4 MW de capacidad instalada;
esto es, el grupo de cero a 4 MW, el de 4,1 MW a 8 MW, el de 8,1 MW a 12 MW, el
de 12,1 MW a 16 MW y el de 16,1 MW a 20 MW.
2. Se obtiene el promedio de costo de inversión para cada grupo
mencionado: US$ 3 561,2 por kW, US$ 3 469,0 por kW, US$ 3 892,1 por kW, US$ 4
526,4 por kW y US$ 4 453,9 por kW, respectivamente.
3. Luego, se obtiene el promedio de los valores promedio de cada uno
de los grupos de plantas.
Por tanto, se obtiene el monto de la inversión unitaria, el cual es US$
3 980,51 por kW (ver Anexo 5).
Factor de las condiciones de inversión (FC)
El factor FC se calcula mediante la siguiente
ecuación:
Donde “v” es la vida económica
del proyecto, “e” es la edad de la planta, “t” es la tasa de
impuesto sobre la renta, “ρ” es la rentabilidad
sobre aportes de capital, “Ψ” es
el apalancamiento, “i” es la tasa de interés y “d” es el plazo de la
deuda.
a. Apalancamiento
El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y
capital propio. El cálculo se hará mediante la determinación de una muestra de
apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo posible similares a las
plantas que se pretende tarifar.
Para esa muestra, se calculó el promedio ponderado por capacidad
instalada de cada planta. Para realizar el cálculo, se utilizó información de
financiamiento de proyectos eléctricos disponible en las bases de datos de la
Aresep. Así las cosas, se cuenta con información de 2 proyectos hidroeléctricos
provenientes directamente de la base de datos de la Aresep (P.H. El Ángel y
P.H. Vara Blanca) y 22 datos de la 1era y 2da Convocatorias del ICE. En el caso
de la información de los 2 proyectos disponible en Aresep (P.H. El Ángel y P.H.
Vara Blanca), se consideraron los datos de la fijación tramitada en el expediente
ET-017-2018, correspondiente a los estados financieros del período concluido en
setiembre de 2017.
El promedio ponderado del apalancamiento financiero de los proyectos
para los cuales se disponen de información es del 73,98% (ver Anexo 7).
b. Rentabilidad sobre aportes al
capital (ρ)
El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo
de Valoración de Activos de Capital (CAPM), de acuerdo con las fuentes de información
indicadas en la metodología tarifaria, siendo estas:
• La Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los
Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utiliza 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.
Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio de la
tasa libre de riesgo de los últimos 5 años es de 2,27% (ver Anexo 8).
• Prima por riesgo (PR): se emplea la variable denominada “Implied Premium (FCFE)”, la cual está
disponible en la página de internet de: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histimpl.xls.
Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple
de la prima por riesgo de los últimos 5 años es de 5,61% (ver Anexo 9).
• Riesgo país (RP): se considera el valor publicado para Costa Rica,
de los datos denominados “Risk
Premiums for the other markets” en donde el riesgo país se denomina “Country Risk Premium”. Los valores de esta variable se obtendrán de la
información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de internet:
http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html.
Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el promedio simple
del riesgo país de los últimos 5 años es de 4,32% (ver Anexo 10).
• Relación entre deuda y capital propio (D/Kp): se estima con la
fórmula D/Kp=Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para este
cálculo se utilizará lo indicado en la sección 6.1.1 en el apartado denominado apalancamiento
en la metodología vigente). En este caso se utiliza el apalancamiento calculado
en el punto a. anterior, que da como resultado 73,98%.
• Beta desapalancada: Para el valor de
la beta desapalancada (βd), se toman los valores de “Utility General” dispuestos en las fijaciones
tarifarias pasadas, y para el dato del 2019, se toma el valor de la
información publicada por el Dr. Aswath Damodaran en: http://people.stern.nyu.edu/adamodar/New_Home_Page/datafile/Betas.html.
Se promedian los datos de los últimos 5 años. Para este caso el valor obtenido
de beta desapalancada es de 0,2354 (ver Anexo 11). Al apalancarlo de acuerdo
con los dispuesto en la metodología tarifaria, da como resultado un nivel de
beta de 0,7040.
Es importante acotar que, de acuerdo con las fijaciones previas, se
utiliza la beta desapalancada marginal, que contempla el impuesto a las
sociedades escalonado, más apegado a la realidad de las empresas cuya tasa
impositiva de renta es escalonada en nuestro país también y que contempla una
serie de gastos deducibles que hacen que no se termine pagando la tasa total
del mismo. Además, ante consulta al autor de la fuente de información se aclaró
en trámites anteriores que se debe utilizar la marginal toda vez que el pago intereses
es deducible del impuesto (ahorra impuestos) (ver Anexo 17).
• Tasa de impuesto sobre la renta: se define con base en la
legislación vigente.
La tasa de impuesto sobre la renta vigente es de 30% según la Ley del Impuesto
sobre la Renta, Ley No. 7092.
Por tanto, el nivel de rentabilidad “ρ” para las plantas hidroeléctricas nuevas, obtenida
mediante el método del CAPM, es de 10,55% (ver Anexo 12).
c. Tasa de interés
Se utilizó el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta
meses de la tasa publicada por el Banco Central de Costa Rica para préstamos al
sector industrial en dólares, de los bancos privados.
El promedio aritmético de los últimos sesenta meses anteriores a la
audiencia pública, es decir, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, es de
8,20% (ver Anexo 13).
Es importante señalar que el Banco Central de Costa Rica modificó la metodología
de cálculo de las tasas de interés que publica en su página web, pasando de
tasas en ventanilla a tasas efectivamente negociadas, a partir de abril de
2019. La metodología tarifaria establece que se debe considerar el promedio
mensual de los últimos sesenta meses, dicho promedio de abril de 2019 a octubre
de 2020 corresponde a tasas negociadas por los bancos privados. Conforme transcurra
el tiempo, el promedio calculado para los últimos sesenta meses considerará más
datos sobre tasas negociadas y menos tasas en ventanilla, hasta que la serie
completa corresponda a tasas negociadas.
d. Vida económica del proyecto (v)
Según lo establecido en la metodología tarifaria, para los efectos de
este modelo la vida económica del proyecto es de 20 años, lapso igual al del
contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida
económica es la mitad de la vida útil del proyecto, estimada en 40 años.
e. Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato
Según lo establece la metodología tarifaria, el plazo de la deuda es de
20 años.
Se le ha asignado esa duración, para que sea igual al plazo máximo del
contrato de compra venta de energía, que es el máximo permitido por la ley.
f. Edad de la planta
Dado que, en la presente metodologías, las plantas son nuevas, a esa
variable se le asigna el valor de cero, según los dispuesto en la metodología
tarifaria.
Considerando los elementos anteriores, se obtiene el Factor de
Inversiones (FC) cuyo valor es de 0,1173 (ver Anexo 14).
Por último, se obtiene el valor del Costo Fijo por Capital (CFC) de US$
466,94 por kW, multiplicando los dos valores anteriores M y FC.
d. Definición de la banda
Para establecer la banda tarifaria se realizan los siguientes pasos:
i. Se calculó la desviación estándar correspondiente a todos los
datos utilizados para estimar el costo de inversión promedio, lo que da como resultado
US$ 982,81 por kW.
ii. El límite superior se establece como el costo de inversión
promedio actualizado más la desviación estándar del punto i anterior, es decir,
US$ 3 980,51 + US$ 982,81 por kW = US$ 4 963,33 por kW.
iii. El límite inferior se establece como el costo de inversión
promedio actualizado menos 3 desviaciones estándar del punto i anterior, es
decir, US$ 3 980,51 – 3*US$ 982,81 por kW
= US$ 1 032,08 por kW.
En ningún momento los precios pagados por la compra de energía eléctrica
pueden ser mayores que el límite superior de la banda tarifaria vigente, ni menores
que el límite inferior de esa banda, según lo establece el artículo 21 del Reglamento
al Capítulo I de la Ley No. 7200.
e. Cálculo de la tarifa
A continuación, se presenta un resumen de todas las variables calculadas
en esta aplicación tarifaria, en donde el precio respeta las especificaciones
técnicas definidas en las resoluciones DGT-R-48-2016 y DGT-R-012-2018 citadas,
en donde se resolvió la obligatoriedad del uso del sistema de factura
electrónica, de conformidad con las especificaciones técnicas y normativas ahí
definidas, en donde cabe mencionar que el precio unitario debe de estar
compuesto por un número con 13 enteros y 5 decimales:
f. Estructura horario-estacional:
A partir de la estructura horaria estacional aprobada en la resolución
RJD-152-2011, se obtiene la siguiente estructura tarifaria de referencia para
una planta de generación de electricidad hidroeléctrica nueva:
En este punto es importante señalar que mediante el oficio
OF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de 2020, se le solicitó al ICE la actualización
de la estructura tarifaria para la metodología tarifaria de generación privada
de plantas hidroeléctricas nuevas según lo dispuesto en la metodología
tarifaria. Al momento de la elaboración del informe preliminar y la solicitud
de convocatoria a audiencia pública, el ICE no había respondido a dicho oficio.
Posteriormente, el 8 de abril de 2020, mediante la nota 5500-0306-2020,
el ICE remitió la “Propuesta para la estructura
horario-estacional en los precios de compra de
energía a generadores independientes”. En términos generales, en dicha propuesta el
ICE recalcaba la necesidad de contar con una estructura tarifaria para emitir
señales económicas y optimizar la instalación y el uso de la infraestructura.
También señalaba que utilizar los costos marginales resultaba inconveniente por
la volatilidad de los mismos y su posterior impacto en el flujo de caja del ICE
y los generadores privados.
A partir de la revisión que realizó la IE de la propuesta planteada por
el ICE, el 7 de mayo de 2020, mediante el oficio OF-0427-IE-2020, la IE
solicitó una serie de justificaciones de algunos elementos contenidos en su
informe. Específicamente se solicitó aportar la justificación técnica que
motivó el planteamiento de la relación de 1,5 entre época alta y baja, así como
los valores propuestos de 80% y 60% para período valle y noche,
respectivamente.
El 16 de junio de 2020, mediante la nota 5500-0538-2020, el ICE atendió
la solicitud hecho por la IE en el oficio OF-0427-IE-2020 reiterando porqué considera
que los costos marginales no son una buena base para establecer los parámetros
adimensionales y señalando que los valores propuestos de 1,5, 80% y 60% se
basan exclusivamente en el criterio experto.
El 23 de julio de 2020, mediante el oficio OF-0799-IE-2020, la IE
solicitó nuevamente justificaciones a la propuesta del ICE al considerar
insuficientes las brindadas en la nota 5500-0538-2020. El 5 de agosto de 2020,
mediante la nota 5500-0759-2020, el ICE solicitó una reunión con la IE para
aclarar las dudas que persistían en torno a la propuesta de estructura
horario-estacional. El 8 de setiembre de 2020, el ICE realizó una reunión
virtual con funcionarios de la IE y el Despacho del Regulador General para
explicar su propuesta de estructura horario-estacional, reiterando lo que
habían expresado en las notas previas.
De modo tal que la propuesta remitida por el ICE no ha sido considerada
en este estudio tarifario dado que la misma es omisa en justificar técnicamente
cada uno de los parámetros adimensionales y sus diferencias entre ellos, máxime
que estas diferencias representan incentivos para los regulados de entregar
energía en diferentes momentos del día, lo cual conlleva una retribución
económica diferente. En este sentido, de no disponer de las razones técnicas
utilizadas por el ICE para determinar el nivel y las diferencias entre ellas,
es imposible para esta Intendencia su modificación e implementación, dada la
falta de trazabilidad de los datos.
Es importante indicar que dichos valores (estructura tarifaria) deben
ser el resultado del ejercicio de las necesidades para atender la demanda de electricidad
del país (curva de carga), tipos de plantas, fuente de generación, predespacho
económico, etc. En este sentido, utilizar la propuesta enviada por el ICE no
responde a lo señalado, por lo cual no fue objeto de incorporarla en la presente
propuesta tarifaria.
Esta documentación está contenida en el Anexo 20.
g. Moneda en que se expresará la tarifa
Según lo establece la resolución RJD-152-2011, las tarifas resultantes
de la metodología detallada serán expresadas y facturadas en dólares de los
Estados Unidos de América (US$ o $).
Las condiciones en que se realicen los pagos se definirán de conformidad
con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base en la normativa
aplicable.
h. Obligación de presentar información
Como se estableció mediante la RJD-152-2011, los generadores privados hidroeléctricos
nuevos a los que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología
tarifaria están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los
estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, un
desglose detallado de los gastos y costos, así como el costo total de la inversión
realizada. Lo anterior debe acompañarse de la debida justificación que los
relacione con la prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica
en su etapa de generación.
i. Aplicación de la metodología
El resultado del modelo es aplicable a las fijaciones tarifarias de las
ventas de energía al ICE por parte de los generadores privados que produzcan
con plantas hidroeléctricas nuevas, en el marco de lo que establece el Capítulo
1 de la Ley No. 7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica
provenientes de plantas hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones
similares a las que establece la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y
deben ser reguladas por Aresep, y para aquellas compraventas de energía
provenientes de plantas nuevas que produzcan con fuentes no convencionales para
las cuales no existe aún una metodologías específica aprobada por la Autoridad
Reguladora. La banda tarifaria aplicable a la generación privada con fuentes no
convencionales de energía para las que no exista una metodología específica es
la banda tarifaria que se estime mediante esta metodología, sin considerar
estructura estacional.
j. Contabilidad regulatoria
Se debe indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos que
brindan el servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados
en el Capítulo I de la Ley 7200, que deben cumplir con la resolución
RIE-132-2017 “Implementación de la Contabilidad
Regulatoria para el Servicio Público Suministro de Electricidad en su Etapa de
Generación, prestado por Generadores amparados en el Capítulo I de la Ley 7200,
Consorcios de las Empresas Públicas, Municipales y Cooperativas que se dediquen
a la Generación de Electricidad y otros similares que el marco legal autorice” del 22 de diciembre de
2017.
[…]
IV. CONCLUSIONES
1. Aplicando la metodología tarifaria aprobada para los generadores
privados hidroeléctricos nuevos, se obtiene que el factor de planta es de
53,83%; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 73,98%; la
rentabilidad es del 10,55%; el costo de explotación es de 89,62 US$ por kW y el
costo de inversión promedio es de 3 980,51 US$ por kW.
2. Con la actualización de las variables que integran la metodología
tarifaria para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas, da como
resultado una banda inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una
tarifa promedio en 0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de
0,14248 US$ por kW.
3. La estructura tarifaria para la generación
hidroeléctrica en plantas nuevas es:
[…]
II. Que en cuanto a la audiencia pública, del oficio
IN-0199-IE-2020 citado, conviene extraer lo siguiente:
[…]
1. Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula
jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Javier Orozco Canossa,
cédula de identidad número 01-0508-0457, en su condición de Apoderado Especial
Administrativo.
Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta
escrito (folio 17-18).
Notificaciones: Al correo electrónico: gcubero@ice.go.cr a nombre de Gricelio
Cubero Badilla, jsalashi@ice.go.cr a
nombre de Juan Carlos Salas Hidalgo y ehernandezp@ice.go.cr
a nombre de Eugenio Hernández Palma.
Resumen:
a. Sobre los parámetros
adimensionales: el ICE señala que con el oficio 0610-138-2019 de agosto de 2019
y el oficio 5500-0759-2020 del 5 de agosto de 2020, se ha brindado respuesta a
la IE sobre la actualización de los parámetros adimensionales de la estructura
tarifaria, por lo cual no es de recibido que se indique que la información no
había sido enviada por el ICE. En este contexto, solicita que se actualicen los
antecedentes para indicar que el ICE remitió lo solicitado.
b. Sobre la actualización
de las tasas de interés: como la audiencia pública se realizó en noviembre, se
debe actualizar el periodo considerado para determinar la tasa de interés
promedio, de noviembre de 2015 a octubre de 2020, siendo estos los 60 meses
previos a la audiencia pública.
c. Sobre la actualización
del tipo de cambio de venta: como la audiencia pública se realizó en noviembre,
se debe actualizar el tipo de cambio de venta al dato promedio de octubre de
2020, siendo este el mes previo a la audiencia pública.
Respuesta:
a. Sobre los parámetros
adimensionales: en primer lugar, se debe aclarar al ICE que en el antecedente 4
del informe preliminar la IE señaló que no se había recibido respuesta del ICE
respecto a lo solicitado por medio del oficio OF-0221-IE-2020 del 4 de marzo de
2020, lo cual era cierto al momento en que se elaboró dicho informe.
Posteriormente, el ICE remitió una propuesta de actualización de estructura
tarifaria y algunas aclaraciones adicionales que solicitó la IE al respecto; de
manera que estos elementos fueron adicionados a la sección I. ANTECEDENTES de
este informe.
El oficio que menciona el
ICE de agosto de 2019 (0610-138-2019) respondía a otra solicitud de información
que realizó la IE el año anterior, que si bien podía ser la misma a la
solicitud hecha este año, no se podía saber de antemano. Con la respuesta que
brindó el ICE posterior a la emisión del informe preliminar, se conoció que la
propuesta de actualización de la estructura tarifaria era la misma que presentó
el año anterior. Estos insumos fueron analizados por la IE pero no fueron considerados
en esta fijación tarifaria según lo explicado en la sección “f. Estructura
Tarifaria” del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.
b. Sobre la actualización
de las tasas de interés: tal y como lo menciona el ICE, al IE procedió a
actualizar la tasa de interés promedio considerando los 60 meses previos a la
audiencia pública. Esto se puede verificar en la sección c del apartado “Factor
de las condiciones de inversión (FC)” de este informe y el Anexo 13.
c. Sobre la actualización
del tipo de cambio de venta: tal y como lo menciona el ICE, la IE procedió a
actualizar el tipo de cambio utilizado en la conversión de rubros de colones a
dólares, considerando el mes de octubre al ser el mes previo a la audiencia
pública. Esto se puede verificar en el Anexo 21.
2. Coadyuvancia: Consejero del Usuario, representado por Jorge
Sanarrucia Aragón, portador de la cédula de identidad número 05-0302-0917.
Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública, presenta
escrito (folio 19).
Notificaciones: Al correo electrónico: jorge.sanarrucia@aresep.go.cr; consejero@aresep.go.cr Resumen:
el Consejero del Usuario señala que, producto de la emergencia sanitaria y la
suspensión de las audiencias públicas, el ICE tuvo más tiempo para poder
presentar la información que requería la IE sobre la actualización de la
estructura tarifaria. Señala además que en todo ajuste y aplicación tarifaria
se debe contar con toda la información necesaria para su determinación rigurosa
apegada a la técnica y que si la IE cuenta ya con esa información, lo que
procede es darle continuidad al trámite del expediente.
También señala que la
propuesta cumple con lo dispuesto en la metodología tarifaria en cuanto a la
determinación de las expectativas de ventas (según datos históricos de la
energía generada por las plantas) y los costos de explotación, señalando que
estos deben actualizarse ya que la propuesta contemplada su indexación a
febrero de 2020.
Respuesta: en lo que respecta a la actualización de la
estructura, se le indica al Consejero del Usuario que posterior a la
elaboración del informe preliminar de este estudio de oficio, el ICE remitió la
información solicitada así como algunas aclaraciones requeridas como se
evidencia en el apartado I. ANTECEDENTES. Al respecto, se le indica que estos insumos
fueron analizados por la IE pero no fueron considerados en esta fijación tarifaria
según lo explicado en la sección “f. Estructura Tarifaria” del apartado II.
ANÁLISIS DEL ASUNTO del presente informe.
En cuanto a la
actualización de los costos de explotación, se le indica que estos fueron
indexados a octubre de 2020 correspondiente al mes previo a la audiencia
pública, según se explica en la sección “b. Costos de explotación” del apartado
II. ANÁLISIS DEL ASUNTO de este informe.
En lo que respecta a los
puntos adicionales de su coadyuvancia, se le agradece su interés y
participación en este estudio, indicando que estos serán valorados por esta
Intendencia para futuras discusiones en torno a la realidad del sector
eléctrico nacional.
3. Oposición: El Ángel Sociedad Anónima, cédula jurídica número
3-101-032590, representada por el señor Domingo Argentini Alfayate, cédula de identidad
número 8-0066-0703, en su condición de Apoderado Generalísimo sin límite de
suma.
Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública.
Presenta escrito (visible a
folio 20).
Notificaciones: Al correo electrónico: notificaciones@batalla.com
Resumen: la empresa aclara que se encuentra conforme con
la tarifa propuesta, pero señala algunas “inconsistencias” que debían ser subsanadas.
a. Sobre el costo de
explotación: señala que la IE no explica si la muestra de 3 plantas considerada
es representativa del sector, ya que al obtener la curva de mejor ajuste y
evaluarla en 10 MW, se obtiene un valor de costo de explotación menor al mínimo
de la muestra. Agrega que no tiene sentido evaluar la curva en 10 MW, si la
muestra posee valores de potencia inferiores y que en caso de evaluarla en la
potencia promedio de la muestra (3,9 MW), se obtendría un costo de explotación
mayor. Solicita que se utilice un dato de potencia representativo en función de
la muestra.
b. Sobre la aplicación de
la curva: la empresa señala que la IE se apartó de la metodología al no
considerar la curva de mejor ajuste, que sería la polinómica, porque esta
arroja un resultado atípico.
Respuesta:
a. Sobre el costo de
explotación: en primero lugar se le reitera que la muestra empleada corresponde
al total de la población a la que le aplica actualmente las bandas tarifarias
para generadores privados con plantas hidroeléctricas nuevas. Además, la
metodología tarifaria señala en la sección “Costos de explotación (CE)” que “c)
Se utiliza el valor de la función mencionada, correspondiente a una planta de
10 MW, que es el valor medio del rango permitido por el Capítulo 1 de la Ley
Nº7200”. De modo que, si se quisiera utilizar otro dato para evaluar la curva,
esto correspondería a una modificación de la metodología vigente, lo cual escapa
del alcance del presente estudio tarifario.
b. Sobre la aplicación de
la curva: se le reitera a la empresa lo indicado en la sección “b. Costos de
explotación” del apartado II. ANÁLISIS DEL ASUNTO de este informe en cuanto a
que no se consideró la curva polinómica ya que, a pesar de mostrar un ajuste R2
(R-cuadrado) de 1, el resultado de la evaluación de 10 MW (como paso siguiente
de la metodología), da un resultado atípico de más de 912 US$ por kW si se compara
con el valor considerado en fijaciones anteriores. Esto se da porque a partir
de los tres valores de la muestra se deriva una curva polinómica, la cual es
convexa y no permite reflejar la reducción y/o dilución de costos, las
economías de escala ni las eficiencias que se espera presente una planta entre
mayor sea su capacidad. Por lo tanto, no se consideró la curva polinómica
porque su resultado resulta desproporcionado de conformidad con lo establecido
en el artículo 32 de la Ley de Autoridad Reguladora, así como al contrastarlo
con los valores históricos de la fijaciones dictadas en resoluciones
anteriores.
[…]
III. Que de conformidad con lo señalado en los
resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo
procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados
hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al ICE al amparo
del capítulo I de la Ley No. 7200; tal y como se dispone.
POR TANTO
LA INTENDENCIA DE ENERGÍA
RESUELVE:
I. Fijar la banda tarifaria para todos los generadores
privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato para la venta al
Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley No.
7200, para aquellas compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas
hidroeléctricas privadas nuevas con condiciones similares a las que establece
la Ley 7200, que sean jurídicamente factibles y que deban ser reguladas por
Aresep, y para aquellas compraventas de energía proveniente de plantas nuevas
que produzcan con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodologías
tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora, en: una banda
inferior (límite inferior) de 0,04468 US$ por kWh, una tarifa promedio en
0,11803 US$ por kW y una banda superior (límite superior) de 0,14248 US$ por
kW.
II. Aprobar la siguiente estructura tarifaria para
todos los generadores privados hidroeléctricos nuevos que firmen un contrato
para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo
I de la Ley No. 7200, tal y como se detalla:
III. Para todas aquellas compraventas de energía proveniente de plantas que produzcan
con fuentes no convencionales para las cuales no exista aún una metodología
tarifaria específica aprobada por la Autoridad Reguladora se les aplicará la
banda tarifaria propuesta sin considerar la estructura estacional.
IV. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos a los que se apliquen
las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria RJD-152-2011, que
están en la obligación de presentar anualmente a la Aresep los estados financieros
auditados del servicio de generación que prestan, un desglose detallado de los
gastos y costos, así como el costo total de la inversión realizada, lo anterior
debe acompañarse de la debida justificación que los relacione con la prestación
del servicio público de suministro de energía eléctrica en su etapa de
generación.
V. Indicar a los generadores privados que le vendan energía eléctrica al
ICE al amparo de la Ley No. 7200, que de no cumplir con lo establecido en la resolución
RJD-152-2011, específicamente en el apartado “Otras consideraciones.
(…) Para estos efectos se deberá presentar al menos anualmente, los estados
financieros auditados de la empresa.”, se remitirá a la Dirección General de
Atención al Usuario (DGAU) la documentación respectiva, con el propósito de que
se valore la posibilidad de iniciar los procedimientos administrativos
correspondientes.
VI. Indicar a los generadores privados hidroeléctricos nuevos que brindan el
servicio público de electricidad en su etapa de generación amparados en el Capítulo
I de la Ley No. 7200, que deben cumplir con la resolución RIE-132-2017
“Implementación de la Contabilidad Regulatoria para el Servicio Público Suministro
de Electricidad en su Etapa de Generación, prestado por generadores amparados
en el Capítulo I de la Ley No. 7200, Consorcios de las Empresas Públicas,
Municipales y Cooperativas que se dediquen a la Generación de Electricidad y
otros similares que el marco legal autorice” del 22 de diciembre de 2017.
VII. Tener como respuesta a las oposiciones, lo señalado en el “Considerando
II” de esta resolución.
VIII. Establecer que los precios rigen a partir del día siguiente de su
publicación en el Diario Oficial La Gaceta.
En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley
General de la Administración Pública (LGAP) se informa que contra esta
resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de
apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse
ante el Intendente de Energía, a quien corresponde resolverlo y los de
apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que
corresponde resolverlos.
De conformidad con el artículo 346 de la LGPA., los recursos de
revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días
hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el
extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354
de dicha ley.
PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE