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ALCANCE DIGITAL Nº 211

Año CXXXIV San José, Costa Rica, lunes 24 de diciembre del 2012 Nº 248

PODER LEGISLATIVO

LEYES

DOCUMENTOS VARIOS

CONTRATACIÓN ADMINISTRATIVA

REGLAMENTOS

INSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS

RÉGIMEN MUNICIPAL

AVISOS

CONSTA DE 5 TOMOS

TOMO III

2012

Imprenta Nacional

La Uruca, San José, C. R.

INSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

RESOLUCIÓN 1009-RCR-2012 San José, a las 15:00 horas del 11 de diciembre de 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACIÓN DEL AJUSTE EXTRAORDINARIO PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA COMPAÑÍA NACIONAL DE

FUERZA Y LUZ S. A.,

EXPEDIENTE ET-199-2012

RESULTANDO:

I. Que la Autoridad Reguladora en la RRG-7205-2007 de las 10:20 horas del 7 de

setiembre de 2007 publicada en La Gaceta 181 del 20 de setiembre de 2007, estableció el procedimiento para las fijaciones extraordinarias de tarifas de los servicios públicos, en el cual se incorpora la convocatoria para participación ciudadana.

II. Que la Autoridad Reguladora mediante la RRG-215-2010 de las 9:30 horas del 16 de marzo de 2010, publicada en La Gaceta 66 del 7 de abril de 2010, modificó la fórmula de la fijación extraordinaria de tarifas que había establecido en la RRG-3237-2003 de las 15:30 horas del 22 de octubre de 2003, para el servicio de distribución de energía eléctrica. Esa resolución se aplicará cuando se hayan fijado tarifas para los sistemas de generación o de transmisión que afectan las compras de energía de las empresas distribuidoras. La nueva fórmula incorpora un factor de ajuste de (1+(n/365) para resarcir el rezago en la aplicación tarifaria, debido a la incorporación del trámite de participación ciudadana en ese tipo de fijaciones, en cumplimiento de la jurisprudencia constitucional.

III. Que el Comité de Regulación en la Resolución 977-RCR-2012 de las 10:20 horas del

3 de noviembre de 2012, estableció un ajuste de 7,6% en las tarifas del servicio de generación del ICE. Ese incremento fue publicado en el Alcance 178 a La Gaceta 219 del 13 de noviembre de 2012.

IV. Que tal como consta en autos, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., ha cumplido con los requisitos necesarios para aplicar el modelo de fijación extraordinaria de tarifas.

V. Que el Comité de Regulación sobre la base de lo indicado en el Oficio 1282-DEN-2012 / 116068 de la Dirección de Servicios de Energía, ordenó mediante Oficio 064-COR-2012 del 22 de noviembre de 2012 (folio 01) la apertura del expediente respectivo para tramitar el ajuste extraordinario en las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A. Asimismo, dispuso que la propuesta de aumento fuera sometida al trámite de participación ciudadana en cumplimiento de lo que establece la RRG-7205-2007.

VI. Que la convocatoria a la participación ciudadana se publicó en los diarios Diario Extra y La Prensa Libre del 6 de diciembre de 2012 (folios 61 a 62) y en La Gaceta 233 del 3 de diciembre de 2012 (folio 63).

VII. Que la Dirección General de Participación del Usuario mediante Oficio 2744-DGPU-2012, rindió el Informe de Posiciones y Coadyudancias señalando que no se había presentado ninguna.

VIII. Que la Intendencia de Energía mediante Oficio 56-IE-2012/119030 del 11 de

diciembre de 2012, analizó el ajuste extraordinario para el caso de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A., y el efecto en sus tarifas finales de distribución de energía eléctrica.

IX. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de ―Ordenar la apertura de los expedientes

tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria

que se presenten contra sus actuaciones‖.

X. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011, atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

XI. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

XII. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

XIII. Que el Comité de Regulación en su sesión número 245 de las 14:00 horas del 11 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XIV. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del Oficio 56-IE-2012/119030 que sirve de sustento para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

1. Para la obtención de los valores de los parámetros contenidos en la fórmula, se está aplicando el período comprendido del 1° de noviembre de 2012 al 31 de octubre de 2013. El estudio de mercado que da base a la obtención del porcentaje de variación de la fórmula, fue el utilizado para resolver la fijación tarifaria del sistema de generación del ICE.

2. La fórmula de ajuste que se aplicará a las tarifas de distribución de electricidad es la siguiente:

X= [((163 593 – 155 961) / (272 218)*(1+(35/365))]*100= 3,07% Donde: X: Ajuste porcentual promedio de los precios de las tarifas del servicio de distribución, producto de la variación en las compras de electricidad o del servicio de transmisión, (valor = 3,07%). Cp= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la variación tarifaria aprobada para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ163 593 millones). Ca= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la tarifa anterior para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ 155 961 millones), Iv= Ingresos estimados en colones, para el servicio de distribución por las ventas de energía con tarifas vigentes. (Valor = ȼ 272 218millones). n= Es el número de días aproximado que la Autoridad Reguladora estima que se tardará el proceso de consulta pública, incluyendo el plazo requerido para aprobar las tarifas y el de publicación en La Gaceta. (Valor = 35). (1+(n/365)= 1+ (35/365)=1,09589

3. Para este caso, se utiliza un plazo de 35 días (factor n) con base en la duración que han requerido los procesos extraordinarios tramitados con anterioridad.

4. Se requiere un ajuste promedio general de 3,07% para las tarifas de distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

5. Estas tarifas regirán hasta octubre de 2013, a partir del cual la tarifa deberá volver al nivel de setiembre de 2012.

6. Del total de gastos adicionales por compras de energía en el 2012, por el atraso en la puesta en vigencia de la Resolución 851-RCR-2012, la Compañía recuperará ¢4 398 millones hasta el año 2013 y en esta ocasión serán ¢1160 millones, para un total de ¢5 558 millones que se recuperarán hasta el año 2013.

II. Que de conformidad con los resultandos y del considerando que anteceden y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en 3,07%, promedio general, las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A.

III. Que en razón de que el ajuste que se recomienda es para que resarcir a la Compañía el

aumento en las compras al ICE del 2012 y dado que ese resarcimiento se daría en las tarifas durante el periodo indicado en la fórmula de ajuste extraordinario (12 meses), las tarifas después de ese periodo (octubre de 2013) deberán regresar al nivel de setiembre de 2 012.

POR TANTO: Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora mediante artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012;

EL COMITÉ DE REGULACIÓN RESUELVE:

I. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz, S.A., que regirán para los consumos originados a partir de la publicación de esta resolución y hasta el 30 de junio de 2 013, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial

1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.

2.- Precios mensuales:

Primeros 200 kWh a ............. ¢ 63/kWh Siguientes 100 kWh a ……….¢ 93/kWh Por cada kilovatio adicional…. ¢ 99

T-REH: Residencial horaria 1. Aplicación: Tarifa opcional para los usuarios del servicio descrito en la tarifa residencial T-RE.

2. Precios Mensuales:

Colones Punta Valle Nocturn

o Bloque de consumo Consumos inferiores a 300 kWh.

Por cada kWh 132 55 23 Consumos de 301 a 500 kWh. Por cada kWh 150 61 26 Consumos mayores a 500 kWh Por cada kWh 178 71 33

Tarifa T-GE: General 1.- Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de la CNFL.


Para consumos menores o iguales que 3 000 kWh

Por cada kWh................... ¢ 105

Para consumos mayores a 3 000 kWh

Cargo por demanda

Primeros 8 kW o menos........ ¢ 79 232

Cada kW adicional a............ . ¢ 9 904

Cargo por energía

Primeros 3 000 kWh o menos...... ¢ 192 000

Cada kWh adicional a............ ¢ 64

Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social 1.- Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores: Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto. Educación: Exclusivamente para los siguientes centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa estatal, por lo cual restaurantes, sodas, residencias, etc. a pesar de estar a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa. Religión: Exclusivamente para templos de iglesias, cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa. Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro. Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otro centro hospitalario equivalente. 2.- Precios mensuales: Para consumos mensuales menores o iguales que 3 000 kWh Por cada kWh .............. ¢ 70 Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh Cargo por demanda: Primeros 8 kW a................... ¢ 52 792 Cada kW adicional a ............ ¢ 6 599 Cargo por energía: Primeros 3 000 kWh o menos ..... ¢ 123 000 Cada kWh adicional ............... ¢ 41 Tarifa T-6: Promocional 1.- Aplicación: Para clientes con consumos mensuales mayores que 3 000 kWh, con un contrato especial de duración mínima de un año, el cual se considera renovado a su vencimiento por períodos iguales si ambas partes no hacen indicación de lo contrario tres meses antes de su vencimiento.

Cargo por demanda: La demanda máxima que se facturará será la carga promedio más alta en kW, para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, que se registre entre las 10:00 y las 12:30 horas o entre las 17:30 y las 20:00 horas (horas punta), siempre y cuando la potencia registrada en las horas pico sea al menos un 80% menor que la potencia máxima del período. De no cumplirse con las condiciones antes mencionadas, la potencia facturada será la más alta registrada en el período de facturación, independientemente de la hora punta.

No se tomarán en cuenta para efectos de facturación, las demandas registradas los días sábados, domingos y los días feriados, estos últimos de conformidad con lo que establece el artículo 148 del Código de Trabajo y su reforma, según la ley 8442, lo anterior aplica solamente a los feriados de pago obligatorio.


La potencia máxima así establecida y la energía se facturará de acuerdo con la tarifa T-GE.

Tarifa T-MT: Media tensión 1. Aplicación. Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta.

2. Precios mensuales

Cargo por potencia Periodo punta, por cada kilovatio ¢ 9 401 Periodo valle, por cada kilovatio ¢ 6 688 Periodo nocturno, por cada kilovatio ¢ 4 246

Cargo por energía Periodo punta, por cada kWh ¢ 55 Periodo valle, por cada kWh ¢ 26 Periodo nocturno, por cada kWh ¢ 20

DISPOSICIONES GENERALES: 1.- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces en los últimos 12 meses consecutivos o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. Tal clasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma.

2.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa.

3.- La potencia a facturar será la máxima medición registrada durante cada período del mes.

4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖ y AR-NTSDC ―Prestación del servicio de Distribución y comercialización.

5.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh y uso de la energía en actividades industriales, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio:

i. El tiempo total de interrupción del servicio.

ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma.

6. En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio:



iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión y corriente.

iv. El factor de potencia.

v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada

7.- Definición.

Período punta: Período comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Período valle: Período comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

Período nocturno: Período comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

II. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., que regirán para los consumos originados a partir del 1° de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.


Primeros 200 kWh a ............. ¢ 60/kWh

Siguientes 100 kWh a ……….¢ 91/kWh

Por cada kilovatio adicional…. ¢ 94



Colones Punta Vall

e Nocturno

Bloque de consumo Consumos inferiores a 300 kWh.





Por cada kWh................... ¢ 100


Cargo por demanda



Cargo por energía



Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social

1.- Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores:

Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto.

Educación: Exclusivamente para los siguientes centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa estatal, por lo cual restaurantes, sodas, residencias, etc. a pesar de estar a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa.

Religión: Exclusivamente para templos de iglesias, cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa. Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro. Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otro centro hospitalario equivalente. 2.- Precios mensuales: Para consumos mensuales menores o iguales que 3 000 kWh Por cada kWh .............. ¢ 67 Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh Cargo por demanda: Primeros 8 kW a................... ¢ 50 264 Cada kW adicional a ............ ¢ 6 283 Cargo por energía: Primeros 3 000 kWh o menos ..... ¢ 117 000 Cada kWh adicional ............... ¢ 39 Tarifa T-6: Promocional 1.- Aplicación: Para clientes con consumos mensuales mayores que 3 000 kWh, con un contrato especial de duración mínima de un año, el cual se considera renovado a su vencimiento por períodos iguales si ambas partes no hacen indicación de lo contrario tres meses antes de su vencimiento. Cargo por demanda: La demanda máxima que se facturará será la carga promedio más alta en kW, para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, que se registre entre las 10:00 y las 12:30 horas o entre las 17:30 y las 20:00 horas (horas punta), siempre y cuando la potencia registrada en las horas pico sea al menos un 80% menor que la potencia máxima del período. De no cumplirse con las condiciones antes mencionadas, la potencia facturada será la más alta registrada en el período de facturación, independientemente de la hora punta. No se tomarán en cuenta para efectos de facturación, las demandas registradas los días sábados, domingos y los días feriados, estos últimos de conformidad con lo que establece el artículo 148 del Código de Trabajo y su reforma, según la ley 8442, lo anterior aplica solamente a los feriados de pago obligatorio. 2.- Precios mensuales: La potencia máxima así establecida y la energía se facturará de acuerdo con la tarifa T-GE. Tarifa T-MT: Media tensión 1. Aplicación. Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta.




DISPOSICIONES GENERALES: 1.- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces en los últimos 12 meses consecutivos o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. Tal clasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma.













7.- Definición.




III. Fijar las tarifas para el servicio de distribución de electricidad de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., las cuales rigen para los consumos originados a partir del 1º de noviembre de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.


Primeros 200 kWh a ............. ¢ 58/kWh

Siguientes 100 kWh a ……….¢ 88/kWh

Por cada kilovatio adicional…. ¢ 91



Colones Punta Vall

e Nocturno

Bloque de consumo Consumos inferiores a 300 kWh.





Por cada kWh................... ¢ 97


Cargo por demanda



Cargo por energía



Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social 1.- Aplicación: Aplicable estrictamente a todos aquellos clientes que pertenezcan a alguno de los siguientes sectores:

Bombeo de agua potable: Exclusivamente para el consumo de energía en el bombeo de agua potable para el servicio de acueducto.

Educación: Exclusivamente para los siguientes centros de enseñanza, pertenecientes al sector de educación pública estatal: escuelas de educación primaria, escuelas de enseñanza especial, colegios de educación secundaria, colegios técnicos de educación secundaria, colegios universitarios, universidades y bibliotecas públicas, incluyendo las instalaciones que se dedican exclusivamente a la actividad educativa estatal, por lo cual restaurantes, sodas, residencias, etc. a pesar de estar a nombre de entidades educativas, no gozarán de esta tarifa.

Religión: Exclusivamente para templos de iglesias, cualquier otra actividad no relacionada directamente con el culto religioso quedará excluida de la tarifa.

Protección a la niñez y a la vejez: Hogares y asilos de ancianos, asilos de personas discapacitadas, guarderías infantiles promovidas por el Estado y hogares públicos para niños, todos los anteriores de carácter benéfico y sin fines de lucro.

Personas con soporte ventilatorio domiciliar por discapacidad respiratoria transitoria o permanente: Usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otro centro hospitalario equivalente. 2.- Precios mensuales:

Para consumos mensuales menores o iguales que 3 000 kWh

Por cada kWh .............. ¢ 65

Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh

Cargo por demanda:

Primeros 8 kW a................... ¢ 48 760

Cada kW adicional a ............ ¢ 6 095

Cargo por energía:

Primeros 3 000 kWh o menos ..... ¢ 114 000

Cada kWh adicional ............... ¢ 38

Tarifa T-6: Promocional 1.- Aplicación: Para clientes con consumos mensuales mayores que 3 000 kWh, con un contrato especial de duración mínima de un año, el cual se considera renovado a su vencimiento por períodos iguales si ambas partes no hacen indicación de lo contrario tres meses antes de su vencimiento.

Cargo por demanda: La demanda máxima que se facturará será la carga promedio más alta en kW, para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, que se registre entre las 10:00 y las 12:30 horas o entre las 17:30 y las 20:00 horas (horas punta), siempre y cuando la potencia registrada en las horas pico sea al menos un 80% menor que la potencia máxima del período. De no cumplirse con las condiciones antes mencionadas, la potencia facturada será la más alta registrada en el período de facturación, independientemente de la hora punta.

No se tomarán en cuenta para efectos de facturación, las demandas registradas los días sábados, domingos y los días feriados, estos últimos de conformidad con lo que establece el artículo 148 del Código de Trabajo y su reforma, según la ley 8442, lo anterior aplica solamente a los feriados de pago obligatorio.


La potencia máxima así establecida y la energía se facturará de acuerdo con la tarifa T-GE.

Tarifa T-MT: Media tensión 1. Aplicación. Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión con una vigencia mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los clientes a consumir como mínimo 120 000 kWh por año calendario. Si dicho mínimo no se ha cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para complementarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en período punta.




DISPOSICIONES GENERALES: 1.- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces en los últimos 12 meses consecutivos o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S. A. Tal clasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma.













7.- Definición.




IV. Indicar al operador que debe cumplir con lo establecido en el inciso segundo de la parte

dispositiva de la RRG-215-2010 de las 9:30 horas del 16 de marzo de 2010, publicada en La Gaceta 66 del 7 de abril de 2010, en torno a presentar un estudio ordinario antes de que se venzan los doce meses considerados en el cálculo de la fórmula.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública, 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 Comité de Regulación, al que 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 Ley general de la administración pública, 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.

Notifíquese y publíquese.—Luis Elizondo Vidaurre.—Carlos Solano Carranza.—Luis Fernando Chavarría Alfaro.—1 vez.—O. C. Nº 6992-12.—Solicitud Nº 775-133-2012.—C-791260.—(IN2012117140).


CONOCE EL COMITÉ DE REGULACIÓN DEL AJUSTE EXTRAORDINARIO

PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA DE SERVICIOS PÚBLICOS DE HEREDIA, S.A.


RESULTANDO:

I. Que la Autoridad Reguladora en la RRG-7205-2007 de las 10:20 horas del 7 de setiembre de 2007 publicada en La Gaceta 181 del 20 de setiembre de 2007, estableció el procedimiento para las fijaciones extraordinarias de tarifas de los servicios públicos, en el cual se incorpora la convocatoria para participación ciudadana.


III. Que el Comité de Regulación en la Resolución 977-RCR-2012 de las 10:20 horas del 2 de noviembre de 2012, estableció un ajuste de 7,6% en las tarifas del servicio de generación del ICE. Ese incremento fue publicado en el Alcance 178 a La Gaceta 219 del 13 de noviembre de 2012.

IV. Que tal como consta en autos, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S. A., ha cumplido con los requisitos necesarios para la aplicación del modelo de fijación extraordinaria de tarifas.

V. Que el Comité de Regulación sobre la base de lo indicado en el Oficio 1283-DEN-2012/116070 de la Dirección de Servicios de Energía, ordenó mediante Oficio 064-COR-2012 del 22 de noviembre de 2012 (folio 01), la apertura del expediente respectivo para tramitar el ajuste extraordinario en las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S. A. Asimismo, dispuso, que la propuesta de aumento fuera al trámite de participación ciudadana en cumplimiento de lo que establece la RRG-7205-2007.

VI. Que la convocatoria a la participación ciudadana se publicó en los diarios: Diario Extra y La Prensa Libre (folios 80-81) del 6 de diciembre de 2012. Y también en La Gaceta 233 del 3 de diciembre de 2012 (folio 82).

VII. Que la Dirección General de Participación del Usuario mediante Oficio 2744-DGPU-2012, rindió el Informe de Posiciones y Coadyudancias señalando que no se habían presentado ninguna.

VIII. Que la Intendencia de Energía mediante Oficio 57-IE-2012/119031 del 11 de diciembre de 2012, analiza el ajuste extraordinario para el caso de la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A. y el efecto en sus tarifas finales de distribución de energía eléctrica.

IX. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de ―Ordenar la apertura

de los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los

recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones‖.






CONSIDERANDO:

I. Que del Oficio 57-IE-2012/119031 que sirve de sustento para la presente

resolución, conviene extraer lo siguiente:

1. Para la obtención de los valores de los parámetros contenidos en la fórmula, se está aplicando el período comprendido del 1° de julio de 2012 al 30 de junio de 2013. El estudio de mercado que da base a la obtención del porcentaje de variación de la fórmula, fue el utilizado para resolver la fijación tarifaria del sistema de generación del ICE.

2. La fórmula de ajuste que se aplicará a las tarifas de distribución de electricidad

es la siguiente:

X= [((24 490 – 25 670) / (35 736)*(1+(35/365))]*100= 3,62% Donde:

X: Ajuste porcentual promedio de los precios de las tarifas del servicio de distribución, producto de la variación en las compras de electricidad o del servicio de transmisión, (valor = 3,62%).

Cp= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la variación tarifaria aprobada para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ25 670 millones).

Ca= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la tarifa anterior para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ 24 490 millones),

Iv= Ingresos estimados en colones, para el servicio de distribución por las ventas de energía con tarifas vigentes. (Valor = ȼ 35 736 millones).

n= Es el número de días aproximado que la Autoridad Reguladora estima que se tardará el proceso de consulta pública, incluyendo el plazo requerido para aprobar las tarifas y el de publicación en La Gaceta. (Valor = 35).

(1+(n/365)= 1+ (35/365)=1,09589 3. Para este caso, se utiliza un plazo de 35 días (factor n) con base en la duración

que han requerido los procesos extraordinarios tramitados con anterioridad. 4. Se requiere un ajuste promedio general de 3,62% para las tarifas de distribución

de la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A.

5. Estas tarifas regirán hasta octubre de 2013, a partir del cual la tarifa debe volver al nivel de setiembre de 2012.

6. Del total de gastos adicionales por compras de energía en el 2012, por el atraso en la puesta en vigencia de la Resolución 851-RCR-2012, ESPH S.A. recuperará ¢822 millones hasta el año 2013 y de esta ocasión serán ¢177 millones, para un total de ¢999 millones que se recuperarán hasta el año 2013.

II. Que de conformidad con los resultandos y del considerando que anteceden, y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en 3,62%, promedio general, las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A..

III. Puesto que el ajuste que se recomienda es para que resarcir a la Empresa el aumento

en las compras al ICE del 2012 y dado que ese resarcimiento se daría en las tarifas durante el periodo indicado en la fórmula de ajuste extraordinario (12 meses), las tarifas después de ese periodo (octubre de 2013) deberán regresar al nivel de setiembre de 2012.



I. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la

Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A., las cuales regirán para los consumos originados a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2012, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Precio mensual:

Primeros 200 kWh a ¢60/kWh Por cada kilovatio adicional ¢80

Tarifa T-GE: General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de la ESPH S.A. 2. Precio mensual:

Para consumos menores o iguales que 3 000 kWh Por cada kWh ¢ 89 Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh Cargo por demanda (potencia) Primeros 10 kW o menos ¢ 81 470 Por cada kW adicional ¢ 8 147 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 150 000 Por cada kWh adicional ¢ 50

Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social 1. Aplicación: Para consumos mensuales en centros pertenecientes al sector de educación pública en todos los niveles: jardines de niños, escuelas primarias, secundarias y universidades, escuelas de enseñanza especial, bibliotecas, instituciones de beneficencia tales como: La Cruz Roja Costarricense, asilos para ancianos, guarderías infantiles, hogares para niños, templos de iglesias, centros de salud rural y bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) y usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente. 2. Precio mensual:

Para consumos menores o iguales que 3 000 kWh Por cada kWh ¢ 60 Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh Cargo por demanda (potencia) Primeros 10 kW o menos ¢ 63 760

Por cada kW adicional ¢ 6 376 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 123 000 Por cada kWh adicional ¢ 41

Tarifa T-MT: Media tensión 1. Aplicación: Para clientes servidos en media tensión y consumos mayores de 20 000 kWh por mes. 2. Precios

Cargo por potencia, por cada kilovatio Periodo punta: ¢ 9 418 Periodo valle: ¢ 6 544 Periodo nocturno: ¢ 4 361 Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 57 Periodo valle: ¢ 28 Periodo nocturno: ¢ 23

Para cada periodo horario se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Disposiciones generales 1.- Se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa. 2- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces consecutivos en los últimos 12 meses o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. Tal reclasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma. 3.- La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. 4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖ y AR-NTSDC ―Prestación del servicio de Distribución y comercialización. 5.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh y uso de la energía en actividades industriales, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio:

i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. 6. En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión

y corriente. iv. El factor de potencia.


7- Definición de horario. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día.

II. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A., las cuales regirán para los consumos originados a partir del 1 de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2012, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.

2. Precio mensual:




Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social 1. Aplicación: Para consumos mensuales en centros pertenecientes al sector de educación pública en todos los niveles: jardines de niños, escuelas primarias, secundarias y universidades, escuelas de enseñanza especial, bibliotecas, instituciones de beneficencia tales como: La Cruz Roja Costarricense, asilos para ancianos, guarderías infantiles, hogares para niños, templos de iglesias, centros de salud rural y bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) y usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente.

2. Precio mensual: Para consumos menores o iguales que 3 000 kWh Por cada kWh ¢ 57 Para consumos mensuales mayores que 3 000 kWh Cargo por demanda (potencia) Primeros 10 kW o menos ¢ 60 730 Por cada kW adicional ¢ 6 073 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 117 000 Por cada kWh adicional ¢ 39



Para cada periodo horario se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Disposiciones generales 1.- Se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa. 2- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces consecutivos en los últimos 12 meses o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. Tal reclasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma. 3.- La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. 4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖ y AR-NTSDC ―Prestación del servicio de Distribución y comercialización. 5.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh y uso de la energía en actividades industriales, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio:

i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. 6. En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio:

i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión




III. Fijar las tarifas para el servicio de distribución de electricidad de la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, S.A., las cuales rigen para los consumos originados a partir del 1º de noviembre de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa T-RE: Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Precio mensual:




Tarifa T-CS: Preferencial de carácter social 1. Aplicación: Para consumos mensuales en centros pertenecientes al sector de educación pública en todos los niveles: jardines de niños, escuelas primarias, secundarias y universidades, escuelas de enseñanza especial, bibliotecas, instituciones de beneficencia tales como: La Cruz Roja Costarricense, asilos para ancianos, guarderías infantiles, hogares para niños, templos de iglesias, centros de salud rural y bombeo de agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) y

usuarios que requieren un equipo eléctrico para la asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente. 2. Precio mensual:




Para cada periodo horario se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Disposiciones generales 1.- Se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa. 2- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de 6 veces consecutivos en los últimos 12 meses o si se modificaren las características del servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponda, si así lo solicitare o de oficio por la Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. Tal reclasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia de la misma. 3.- La potencia por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. 4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖ y AR-NTSDC ―Prestación del servicio de Distribución y comercialización.


i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. 6. En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión






En cumplimiento de lo que ordena el artículo 345 de la Ley general de la administración pública, 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 Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.





PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE SAN CARLOS, R.L.


RESULTANDO:

Que la Autoridad Reguladora en la RRG-7205-2007 de las 10:20 horas del 7 de setiembre de 2007 publicada en La Gaceta 181 del 20 de setiembre de 2007, estableció el procedimiento para las fijaciones extraordinarias de tarifas de los servicios públicos, en el cual se incorpora la convocatoria para participación ciudadana.

Que la Autoridad Reguladora mediante la RRG-215-2010 de las 9:30 horas del 16 de marzo de 2010, publicada en La Gaceta 66 del 7 de abril de 2010, modificó la fórmula de la fijación extraordinaria de tarifas que había establecido en la RRG-3237-2003 de las 15:30 horas del 22 de octubre de 2003, para el servicio de distribución de energía eléctrica. Esa resolución se aplicará cuando se hayan fijado tarifas para los sistemas de generación o de transmisión que afectan las compras de energía de las empresas distribuidoras. La nueva fórmula incorpora un factor de ajuste de (1+(n/365) para resarcir el rezago en la aplicación tarifaria, debido a la incorporación del trámite de participación ciudadana en ese tipo de fijaciones, en cumplimiento de la jurisprudencia constitucional.

Que el Comité de Regulación en la Resolución 977-RCR-2012 de las 10:20 horas del 3 de noviembre de 2012, estableció un ajuste de 7,6% en las tarifas del servicio de generación del ICE. Ese incremento fue publicado en el Alcance 178 a La Gaceta 219 del 13 de noviembre de 2012.

Que tal como consta en autos, la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L., ha cumplido con los requisitos necesarios para la aplicación del modelo de fijación extraordinaria de tarifas.

Que el Comité de Regulación sobre la base de lo indicado en el Oficio 1284-DEN-2012/116072 de la Dirección de Servicios de Energía, ordenó mediante Oficio 064-COR-2012 del 22 de noviembre de 2012 (folio 01), la apertura del expediente respectivo para tramitar el ajuste extraordinario en las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L. Asimismo, dispuso que la propuesta de aumento fuera al trámite de participación ciudadana en cumplimiento de lo que establece la RRG-7205-2007.

Que la convocatoria a la participación ciudadana se publicó en los diarios: Diario Extra y La Prensa Libre (folios 73-74) del 6 de diciembre de 2012. Y también en La Gaceta 233 del 3 de diciembre de 2012 (folio 75).

Que la Dirección General de Participación del Usuario mediante Oficio 2744-DGPU-2012, rindió el Informe de Posiciones y Coadyuvancias señalando que no se habían presentado ninguna.

Que la Intendencia de Energía mediante Oficio 58-IE-2012/119034 del 11 de diciembre de 2012, analiza el ajuste extraordinario para el caso de la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., y el efecto en sus tarifas finales de distribución de energía eléctrica.

Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de ―Ordenar la apertura


recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones‖. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

Que el Comité de Regulación en su sesión número 245 de las 14:00 horas del 11 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de

ley.

CONSIDERANDO:



2. La fórmula de ajuste que se aplicará a las tarifas de distribución de electricidad

es la siguiente:

X= [((7 969 – 7 554) / (31 494)*(1+(35/365))]*100= 1,44%

Donde:






(1+(n/365)= 1+ (35/365)=1,09589

3. Para este caso, se utiliza un plazo de 35 días (factor n) con base en la duración

que han requerido los procesos extraordinarios tramitados con anterioridad.

4. Se requiere un ajuste promedio general de 1,44% para las tarifas de distribución de la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L.

5. Estas tarifas regirán hasta octubre de 2013, a partir del cual la tarifa debe volver al nivel de setiembre de 2012.

6. Del total de gastos adicionales por compras de energía en el 2012, por el atraso en la puesta en vigencia de la Resolución 851-RCR-2012, COOPELESCA R.L. recuperará ¢446 millones hasta el año 2013 y de esta ocasión serán ¢14 millones, para un total de ¢460 millones que se recuperarán hasta el año 2013.

II. Que de conformidad con los resultandos y del considerando que anteceden, y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en 1,44%, promedio general, las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., tal y como se dispone.

III. Puesto que el ajuste que se recomienda es para que resarcir a la Cooperativa el



EL COMITÉ DE REGULACIÓN

RESUELVE:

I. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., las cuales regirán para los consumos originados a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de

habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.

2. Características del servicio:

a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios.

b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda.

3. Precios mensuales:

Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 74/kWh

Por cada kWh adicional......................... ¢ 91

Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA.


a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos.

b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖.

c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio:



iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la distorsión armónica total de tensión y corriente.

iv. El factor de potencia

v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada.

d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales


Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh

Por cada kWh ................................... ¢ 98

Para consumos mayores de 3 000 kWh

Cargo por demanda

Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 72 705

Por cada kW adicional............................ ¢ 4 847

Cargo por energía

Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 240 000

Para cada kWh adicional............................... ¢ 80

Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta.


a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002.

b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖.

c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio:






3. Precios:

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 81 Periodo valle: ¢ 69 Periodo nocturno: ¢ 62

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢4703/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Disposiciones generales: 1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30

kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa.

2. Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde.

3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General).

4. Definición horario temporada. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

II. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., las cuales regirán para los consumos originados a partir del 1 de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa (T-RE): Residencial 1.-Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.

2.- Características del servicio:






Tarifa (T-GE): General 1.- Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA.











3.-Precios mensuales:


Por cada kWh ................................... ¢ 95


Cargo por demanda



Cargo por energía



Tarifa T-MT Media Tensión 1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta.










3.- Precios: Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 78 Periodo valle: ¢ 67 Periodo nocturno: ¢ 60


Disposiciones generales: 1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30

kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa.



4. Definición horario temporada.

Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

III. Fijar las tarifas para el servicio de distribución de electricidad de la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., las cuales rigen para los consumos originados a partir del 1º de noviembre de 2013, que se detallan de seguido:

Tarifa (T-RE): Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.







Tarifa (T-GE): General 1.- Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA.













Por cada kWh ................................... ¢ 94


Cargo por demanda



Cargo por energía



Tarifa T-MT Media Tensión 1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta.










3.- Precios:



Disposiciones generales: 1.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa.

2.- Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde.

3.- El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General).

4.- Definición horario temporada.

Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.



En cumplimiento de lo que ordena el artículo 345 de la Ley general de la administración pública, 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 Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.


Notifíquese y publíquese.—Luis Elizondo Vidaurre.—Carlos Solano Carranza.—Luis Fernando Chavarría Alfaro.—1 vez.—O. C. Nº 6992.—Solicitud Nº 775-135-2012.—C-564000.—(IN2012117150).



PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE GUANACASTE, R.L.


RESULTANDO:




IV. Que tal como consta en autos, la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L., ha cumplido con los requisitos necesarios para la aplicación del modelo de fijación extraordinaria de tarifas.

V. Que el Comité de Regulación sobre la base de lo indicado en el Oficio 1285-DEN-2012/116073 de la Dirección de Servicios de Energía, ordenó mediante Oficio 064-COR-2012 del 22 de noviembre de 2012 (folio 01) la apertura del expediente respectivo para tramitar el ajuste extraordinario en las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la COOPEGUANACASTE,R.L. Asimismo, dispuso que la propuesta de aumento fuera sometida al trámite de participación ciudadana en cumplimiento de RRG-7205-2007.

VI. Que la convocatoria a la participación ciudadana se publicó en los diarios: Diario Extra y La Prensa Libre (folios 12-13) del 6 de diciembre de 2012. Y también en La Gaceta 233 del 3 de diciembre de 2012 (folio 14).

VII. Que la Dirección General de Participación del Usuario mediante Oficio 2744-DGPU-2012, rindió el Informe de Posiciones y Coadyudancias señalando que se no se había presentado ninguna.

VIII. Que la Intendencia de Energía mediante Oficio 59-DEN-2012/119035 del 11 de diciembre de 2012, analiza el ajuste extraordinario para el caso de la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., y el efecto en sus tarifas finales de distribución de energía eléctrica.









CONSIDERANDO:




X= [((12 472 – 11 852) / (27 160)*(1+(35/365))]*100= 2,50%

Donde:






(1+(n/365)= 1+ (35/365)=1,09589

3. Para este caso, se utiliza un plazo de 35 días (factor n) con base en la duración que han requerido los procesos extraordinarios tramitados con anterioridad.

4. Se requiere un ajuste promedio general de 2,5% para las tarifas de distribución de la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L.

5. Del total de gastos adicionales por compras de energía en el 2012, por el atraso en la puesta en vigencia de la Resolución 851-RCR-2012, COOPEGUANACASTE R.L. recuperará ¢287 millones hasta el año 2013 y de esta ocasión serán ¢59 millones, para un total de ¢346 millones que se recuperarán hasta el año 2013.

II. Que de conformidad con los resultandos y del considerando que anteceden, y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en 2,5%, promedio general, las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L.

III. Puesto qu el ajuste que se recomienda es para resarcir a la Cooperativa de

Electrificación Rural de Guanacaste R.L. el aumento en las compras al ICE del 2012 y dado que el resarcimiento se daría en las tarifas durante el periodo indicado en la fórmula de ajuste extraordinario (12 meses), las tarifas después de ese periodo (octubre de 2013) deberán regresar al nivel de setiembre de 2 012.

POR TANTO:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora mediante artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012;

EL COMITÉ DE REGULACIÓN

RESUELVE:

I. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., que regirán para los consumos originados a partir de su publicación y hasta el 31 de julio de 2 013, que se detallan de seguido:

Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.


Primeros 200 kWh a ¢ 63/kWh Por cada kilovatio hora adicional ¢ 90

Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPEGUANACASTE R.L.


Para consumos menores o iguales de 3 000 kWh Por cada kWh ¢ 94 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda (potencia) Primeros 10 kW o menos ¢ 87 550 Por cada kW adicional a ¢ 8 755 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 174 000 Por cada kWh adicional ¢ 58

Tarifa (T-MT): Media tensión 1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes que se comprometan a consumir un mínimo de

180 000 kWh al año y deben permanecer en la tarifa un año como mínimo. El periodo será prorrogable por periodos de un año. Si el consumo mínimo no se cumple en el doceavo mes se suman los kWh hasta completar el consumo de 180 000 kWh y se les aplica la tarifa de punta.



La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3 535/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes.

DISPOSICIONES GENERALES:

1.- Si se modificaren las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitare o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. La clasificación no modificará las facturaciones anteriores. 2.- La demanda por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes.

3.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 4- Definición de horario.

Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día.

Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día.

Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día.


6.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio:





En los servicios que se brinden a hoteles con edificaciones horizontales o verticales de ocupación múltiple, la empresa eléctrica optativamente podrá efectuar y entregar al abonado, un registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro (Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada).

II. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la

Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., que regirán para los consumos originados a partir del 1 de agosto de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2 013, que se detallan de seguido:







Tarifa (T-MT): Media tensión 1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes que se comprometan a consumir un mínimo de

180 000 kWh al año y deben permanecer en la tarifa un año como mínimo. El periodo será prorrogable por periodos de un año. Si el consumo mínimo no se cumple en el doceavo mes se suman los kWh hasta completar el consumo de 180 000 kWh y se les aplica la tarifa de punta.




DISPOSICIONES GENERALES: 1.- Si se modificaren las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitare o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. La clasificación no modificará las facturaciones anteriores.

2.- La demanda por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes.

3.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 4- Definición de horario.











III. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., que regirán para los consumos originados a partir del 1 de noviembre, que se detallan de seguido:







Tarifa (T-MT): Media tensión 1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes que se comprometan a consumir un mínimo de 180 000 kWh al año y deben permanecer en la tarifa un año como mínimo. El periodo será prorrogable por periodos de un año. Si el consumo mínimo no se cumple en el doceavo mes se suman los kWh hasta completar el consumo de 180 000 kWh y se les aplica la tarifa de punta.




DISPOSICIONES GENERALES: 1.- Si se modificaren las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitare o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. La clasificación no modificará las facturaciones anteriores.

2.- La demanda por facturar será la carga promedio más alta en kilovatios o kilovatios amperio para cualquier intervalo de quince minutos durante el mes.

3.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico de la tarifa.

4- Definición de horario.











IV. Indicar al operador que debe cumplir con lo establecido en el inciso segundo de la parte dispositiva de la RRG-215-2010 de las 9:30 horas del 16 de marzo de 2010, publicada en La Gaceta 66 del 7 de abril de 2010, en torno a presentar un estudio ordinario antes de que se venzan los doce meses considerados en el cálculo de la fórmula.

En cumplimiento de lo que ordena el artículo 345 de la Ley general de la administración pública, 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 Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.





PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE ALFARORUIZ, R.L.


RESULTANDO:




IV. Que tal como consta en autos, la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz,R.L., ha cumplido con los requisitos necesarios para la aplicación del modelo de fijación extraordinaria de tarifas.

V. Que el Comité de Regulación sobre la base de lo indicado en el Oficio 1286-DEN-2012/1116076 de la Dirección de Servicios de Energía, ordenó mediante Oficio 064-COR-2012 del 22 de noviembre de 2012 (folio 01), la apertura del expediente respectivo para tramitar el ajuste extraordinario en las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz, R.L. Asimismo, dispuso que la propuesta de aumento fuera al trámite de participación ciudadana en cumplimiento de lo que establece la RRG-7205-2007.

VI. Que la convocatoria a la participación ciudadana se publicó en los diarios: Diario Extra y La Prensa Libre (folios 61-62) del 6 de diciembre de 2012. Y también en el La Gaceta 233 del 3 de diciembre de 2012 (folio 63).

VII. Que la Dirección General de Participación del Usuario mediante Oficio 2744-DGPU-2012, rindió el Informe de Posiciones y Coadyudancias señalando que no se había ninguna.

VIII. Que la Intendencia de Energía mediante Oficio 60-IE-2012/119037 del 11 de diciembre de 2012, analiza el ajuste extraordinario para el caso de la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz, R.L., y el efecto en sus tarifas finales de distribución de energía eléctrica.









CONSIDERANDO:

I. Que del Oficio 60-IE-2012/119037 que sirve de sustento para la presente

resolución, conviene extraer lo siguiente:



X= [((885 – 844) / (1 278)*(1+(35/365))]*100= 2,64%

Donde:


Cp= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la variación tarifaria aprobada para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ885 millones).

Ca= Costo estimado en colones de la energía comprada para el servicio de distribución con la tarifa anterior para el período de cálculo (12 meses). (Valor = ȼ 844 millones),



(1+(n/365)= 1+ (35/365)=1,09589

3. Para este caso, se utiliza un plazo de 35 días (factor n) con base en la duración

que han requerido los procesos extraordinarios tramitados con anterioridad.

4. Se requiere un ajuste promedio general de 2,64% para las tarifas de distribución de la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz, R.L.

5. Estas tarifas regirán hasta octubre de 2013, a partir del cual la tarifa debe volver al nivel de setiembre de 2 012.

6. Del total de gastos adicionales por compras de energía en el 2012, por el atraso en la puesta en vigencia de la Resolución 851-RCR-2012, COOPEALFARORUIZ R.L. recuperará ¢27 millones hasta el año 2013 y de esta ocasión serán ¢6 millones, para un total de ¢33 millones que se recuperarán hasta el año 2013.

II. Que de conformidad con los resultandos y del considerando que anteceden, y de

acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en 2,64%, promedio general, las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz R.L.

III. Puesto que el ajuste que se recomienda es para que resarcir a la Cooperativa el


POR TANTO:



I. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz R.L., las cuales regirán para los consumos originados a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2 013, que detallan de seguido:

Tarifa (T-RE) Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.





Por los primeros 200 kWh.................................... ¢ 65/kWh Por cada kWh adicional..................... .................. ¢ 84

Tarifa (T-GE) Servicio General : 1. Aplicación: 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de esta cooperativa.



b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (Tiempos de interrupción de servicio y variaciones de tensión); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3 y 2.4 de la norma AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖.




iii. El factor de potencia

d. La empresa eléctrica optativamente podrá efectuar y entregar al abonado, un registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro (Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada), así como de la distorsión total de tensiones y corrientes armónicas, conforme al apartado 4 y a los numerales 2.6 y 2.7 de la norma AR-NTCVS ―Calidad del voltaje de suministro‖.


Para consumos menores o iguales a 3.000 kWh. Por cada kWh............................................ ¢ 90 Para consumos mayores de 3.000 kWh Cargo por Demanda: Primeros 15 kW............................................. ¢ 127 860 Por cada kW adicional.................................. ¢ 8 524 Cargo por energía: Por los primeros 3 000 kWh........................... ¢ 162 000 Por cada kWh adicional.................................. ¢ 54

Disposiciones generales:

1.- Para las tarifas de electricidad se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa.

2.- El servicio de alumbrado particular se calculará por carga fija, de acuerdo con el cálculo del consumo total de energía de las lámparas, incluyendo el consumo propio de los transformadores, por norma 17% de la potencia nominal de la lámpara o en su lugar el que se demuestre a satisfacción de la cooperativa y aplicando la tarifa general.

II. Fijar las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que presta la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz R.L., las cuales regirán para los consumos originados a partir del 1 de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2 013, que detallan de seguido:







Tarifa (T-GE) Servicio General : 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de esta cooperativa.









3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3.000 kWh. Por cada kWh............................................ ¢ 87 Para consumos mayores de 3.000 kWh Cargo por Demanda: Primeros 15 kW............................................. ¢ 123 780 Por cada kW adicional.................................. ¢ 8 252 Cargo por energía: Por los primeros 3 000 kWh........................... ¢ 156 000 Por cada kWh adicional.................................. ¢ 52




III. Fijar las tarifas para el servicio de distribución de electricidad de la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaroruiz R.L., las cuales rigen para los consumos originados a partir del 1º de noviembre de 2013, que se detallan de seguido:







Tarifa (T-GE) Servicio General : 1. Aplicación: 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de esta cooperativa.










Para consumos menores o iguales a 3.000 kWh. Por cada kWh............................................ ¢ 85 Para consumos mayores de 3.000 kWh Cargo por Demanda: Primeros 15 kW............................................. ¢ 120 600 Por cada kW adicional.................................. ¢ 8 040 Cargo por energía: Por los primeros 3 000 kWh........................... ¢ 153 000 Por cada kWh adicional.................................. ¢ 51




IV. Indicar al operador que debe cumplir con lo establecido en el inciso segundo de la parte dispositiva de la RRG-215-2010 de las 9:30 horas del 16 de marzo de 2010, publicada en La Gaceta 66 del 7 de abril de 2010, en torno a presentar un estudio ordinario antes de que se venzan los doce meses considerados en el cálculo de la fórmula.

En cumplimiento de lo que ordena el artículo 345 de la Ley general de la administración pública, 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 Comité de Regulación, al que 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 Ley general de la administración pública, 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.


CONVOCA A AUDIENCIA PÚBLICA

Para exponer la propuesta tarifaria planteada por LARED Limitada, para ajustar las tarifas de las rutas 80-80A-84-85-86, y por concepto de corredor común las rutas:4-74-76 BS, 80 A BS, 81, 83 y 82, según se detalla:

RUTA DESCRIPCION

Tarifas vigentes (en colones)

Tarifas solicitadas (en colones) Incremento Regular

Regular Adulto Mayor Regular Adulto

Mayor Absoluto %

80-80A-84-85-

86

San José-San Rafael- San Juan-Poás

San José-San Rafael Abajo 195 0 230 0 35 17,95%

San José-San Rafael Abajo-B° Las Fuentes 195 0 230 0 35 17,95%

San José-San Rafael Abajo-B° Valencia 195 0 230 0 35 17,95%

San José-San Juan de Dios de Desamparados 195 0 230 0 35 17,95%

San José-San Rafael Arriba 195 0 230 0 35 17,95%

San José-Poás de Aserrí 215 0 250 0 35 16,28%

San José-Poás-San José de la Montaña 215 0 250 0 35 16,28%

San José-Poás- Lámparas 215 0 250 0 35 16,28%

Por corredor común:

4 San José-San Rafael Abajo-Santa Cecilia- La Florita y viceversa 175 0 230 0 55 31,43%

74-76 BS

San José-B° San Martin-Umara y Zorobaru-Luna Park (Busetas)

San José-San Martín-Umara 180 0 230 0 50 27,78%

San José-Zorobaru-Luna Park 180 0 230 0 50 27,78%

80A BS San José-San Rafael-Abajo (Busetas) 160 0 230 0 70 43,75%

81 San José-San Sebastián-López Mateos 205 0 230 0 25 12,20%

83

San José-Concepción de Alajuelita Por San Sebastián San José-Concepción de Alajuelita 205 0 230 0 25 12,20% San José-Concepción de Alajuelita- Vista Real-Monte Alto 205 0 230 0 25 12,20%

82 San José-San Sebastián- Colonia Kennedy 165 0 230 0 65 39,39%

La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 31 de enero del 2013 a las 17 horas (5:00 p.m.), en el Salón Comunal de la Asociación de Desarrollo Integral de San Juan de Dios de Desamparados, ubicado 350 metros al sur de la Iglesia Católica de San Juan de Dios de Desamparados, San Juan de Dios, Desamparados, San José. Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(*): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública. Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente.

mailto:[email protected]

Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-164-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Servicios/Consulta de Expedientes). Para información adicional, comunicarse con el Consejero del Usuario al teléfono 2506-3200 o al correo electrónico [email protected]. (*) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico, ésta

debe de ser escaneada y cumplir con todos los requisitos arriba señalados.

Luis Fernando Chavarría Alfaro.—Dirección General de Participación del Usuario.—1 vez.—O. C. 7019-12.—Solicitud 775-144-2012.—C-145120.—(IN2012116639).

http://www.aresep.go.cr/


Para exponer la propuesta tarifaria planteada por Transportes del Pacífico, S.A., para ajustar las tarifas de la ruta 629 descrita como: Quepos- Parrita-La Palma-Ext. Quepos- Cerros, según se detalla:

Descripción ruta 629: Quepos-Parrita-La Palma-Ext. Quepos-Cerros

Tarifas (en colones) Incremento Regular Vigentes Propuestas

Regular Adulto Mayor Regular Adulto

Mayor Absoluto

(¢) Porcentual

Quepos-La Palma 630 315 770 385 140 22,22 Quepos-Los Ángeles 555 280 680 340 125 22,52 Quepos-Parrita 495 250 605 305 110 22,22 Quepos-Palo Seco-Vueltas 440 0 540 0 100 22,73 Quepos-Pocares 395 0 485 0 90 22,78 Quepos-Pirrís-Damas 305 0 375 0 70 22,95 Quepos-Bambú 255 0 310 0 55 21,57 Quepos-Paquita 215 0 265 0 50 23,26 Ext. Quepos-Cerros 310 0 380 0 70 22,58 Tarifa Mínima 215 0 265 0 50 23,26

La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 30 de enero del 2013 a las 17 horas (5:00 p.m.), en el Salón Parroquial de la Parroquia San José de Parrita, ubicado 200 metros al este de Maxi-ferretería Vindas, La Julieta de Parrita, Parrita, Puntarenas. Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(*): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública. Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente. Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-176-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Servicios/Consulta de Expedientes). Para información adicional, comunicarse con el Consejero del Usuario al teléfono 2506-3200 o al correo electrónico [email protected]. (*) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico, ésta

debe de ser escaneada y cumplir con todos los requisitos arriba señalados.

Luis Fernando Chavarría Alfaro.—Dirección General de Participación del Usuario..—1 vez.—O. C. 7018-12.—Solicitud 775-143-2012.—C-80120.—(IN2012116638).




Para exponer la propuesta tarifaria planteada por la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., para aumentar las tarifas del servicio de alumbrado público que brinda dicha cooperativa, según se detalla:

COOPELESCA, R.L. SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

AÑO

TARIFA ACTUAL

TARIFA PROPUESTA (*)

VARIACIÓN ABSOLUTA

VARIACIÓN PORCENTUAL

2013 ₵3,71 ₵ 4,01 ₵ 0,30 8,09% (*) A partir del 1 de febrero del 2013 La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 29 de enero del 2013 a las 17:00 horas (5:00 p.m.), en el Edificio Urcozón, ubicado 50 metros oeste de la entrada a la Ciudad Deportiva de San Carlos, Ciudad Quesada, San Carlos. Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(*): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública. Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente. Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-186-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Expedientes). Para información adicional, comunicarse con el Consejero del Usuario al teléfono 2506-3200 o al correo electrónico [email protected]. (*) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico,

ésta debe de estar suscrita mediante firma digital, o en su defecto, el documento con la firma

debe de ser escaneado y cumplir con todos los requisitos arriba señalados.

Luis Fernando Chavarría Alfaro.—Dirección General de Participación del Usuario.—1

vez.—O. C. 7016-12.—Solicitud 775-141-2012.—C-65640.—(IN2012116637).




Para exponer la propuesta tarifaria planteada por la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., para aumentar un 16% promedio las tarifas del servicio de distribución de energía eléctrica que brinda dicha cooperativa, según se detalla:

COOPELESCA, R.L. SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Tarifa Tarifa (en colones) Variación

Porcentual Actual Propuesta (*) Residencia:

Primeros 200 kWh 73 75 2,74% Cada kWh adicional 90 94 4,44% General:

Menor de 3000 kWh

Por cada kWh adicional 97 115 18,56% Mayor de 3000 kWh

Mínimo 15Kw 71670 84929 18,50% Por cada Kw adicional 4778 5662 18,50% Primeros 3000 kWh 237000 280845 18,50% Por cada Kw adicional 79 94 18,99% Media Tensión:

Potencia: Punta 4636 5494 18,51% Valle 4636 5494 18,51% Noche - - - Energía:

Punta 80 95 18,75% Valle 68 81 19,12% Noche 61 72 18,03% (*) A partir del 1 de febrero del 2013

La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 29 de enero del 2013 a las 18:00 horas (6:00 p.m.), en el Edificio Urcozón, ubicado 50 metros oeste de la entrada a la Ciudad Deportiva de San Carlos, Ciudad Quesada, San Carlos.

Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(*): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública.

Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente.


Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-188-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Expedientes). Para información adicional, comunicarse con el Consejero del Usuario al teléfono 2506-3200 o al correo electrónico [email protected]. (*) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico,



Luis Fernando Chavarría Alfaro.—Dirección General de Participación del Usuario.—1

vez.—O. C. 7015-12.—Solicitud 775-140-2012.—C-93240.—(IN2012116636).



Para exponer la siguiente propuesta planteada por la empresa Estación de Servicio San Juan, S.A., para la revisión del margen de comercialización por venta de combustible a estaciones de servicio:

La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 5 de febrero del 2013 a las 17 horas 15 minutos por medio del sistema de video-conferencia(*) en los siguientes lugares: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Tribunales de Justicia de: Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro, Puntarenas Centro, Pérez Zeledón y Cartago Centro y; en forma presencial en el Salón Parroquial de Bribrí, Limón. Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(**): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública. Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente. Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-194-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Expedientes). (*) Si por motivo de fuerza mayor o caso fortuito la Audiencia Pública no se puede realizar por el sistema de video-conferencia, ésta se celebrará en forma presencial en cada una de las sedes señaladas al efecto). (**) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico,



Luis Fernando Chavarría Alfaro Dirección General de Participación del Usuario .—1 vez.—O. C. 7017-12.—Solicitud 775-142-2012.—C-58800.—(IN2012116635).

Vigente ¢/ litro

Propuesto ¢/ litro

Variación Absoluto Relativa

Margen de comercialización para las estaciones de servicio

¢43,4455

¢ 59,4221

¢15,9766

36,77 %




Para exponer la siguiente propuesta planteada por la empresa Transportes Otto Corrales Limitada, para incrementar el precio del flete por litro transportado del combustible denominado “producto negro”:

La Audiencia Pública se llevará a cabo el día 6 de febrero del 2013 a las 17 horas 15 minutos por medio del sistema de video-conferencia(*) en los siguientes lugares: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Tribunales de Justicia de: Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro, Puntarenas Centro, Pérez Zeledón y Cartago Centro y; en forma presencial en el Salón Parroquial de Bribrí, Limón. Quien tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia: en forma oral en la audiencia pública o por escrito firmado: ►en la audiencia pública, ►o en las oficinas de la Autoridad Reguladora, en horario regular, hasta el día de realización de la audiencia, ►o por medio del fax 2215-6002 o del correo electrónico(**): [email protected] hasta la hora programada de inicio de la respectiva audiencia pública. Las oposiciones o coadyuvancias deben de estar sustentadas con las razones de hecho y derecho, indicando un lugar exacto, o un medio (correo electrónico, número de fax o apartado postal), para efectos de notificación por parte de la ARESEP, y presentar documento de identificación aceptado en el país, o copia de dicho documento si es interpuesta por escrito. Las personas jurídicas deben interponer la oposición o coadyuvancia por medio del representante legal de dicha entidad y aportar certificación de personería jurídica vigente. Se informa que la propuesta se tramita en el expediente ET-206-2012, y se puede consultar en las instalaciones de la ARESEP y en la siguiente dirección electrónica: www.aresep.go.cr (Expedientes). (*) Si por motivo de fuerza mayor o caso fortuito la Audiencia Pública no se puede realizar por el sistema de video-conferencia, ésta se celebrará en forma presencial en cada una de las sedes señaladas al efecto). (**) En el caso de que la oposición o coadyuvancia sea enviada por medio de correo electrónico,



Luis Fernando Chavarría Alfaro Dirección General de Participación del Usuario .—1 vez.—O. C. 7014-12.—Solicitud 775-139-2012.—C-58800.—(IN2012116634).

FLETE Vigente ¢ / litro

Propuesto ¢ / litro

Aumento absoluto %

Zona Básica ¢ 2,8850 ¢ 3,1583 ¢ 0,2733 9,47 % Fuera de Zona Básica ¢ 0,0960 ¢ 0,1053 ¢ 0,0093 9,66 %



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RESOLUCIÓN 1024-RCR-2012 San José, a las 15:25 horas del 20 de diciembre de l 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA FIJACIÓN TARIFARIA PARA EL

SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE LA COOPERATIVA DE ELECT RIFICACIÓN RURAL DE SAN CARLOS R. L., EN VIRTUD DEL RECURSO DE APELACIÓN EN

SUBSIDIO, DECLARADO PARCIALMENTE CON LUGAR, POR LA JUNTA DIRECTIVA EN LA EN LA SESIÓN ORDINARIA 85-2012, EN RELACIÓN CON LA

RESOLUCIÓN 726-RCR-2011 DE LAS 14:45 HORAS DEL 9 DE DICIEMBRE DE 2011


RESULTANDO:

I. Que el Comité de Regulación mediante Resolución 726-RCR-2011 de las 14:45

horas del 9 de diciembre de 2011, publicada en el Alcance 111 a La Gaceta 248 del 26 de diciembre de 2011, aprobó un incremento promedio del 21,5% en las tarifas del servicio de distribución que presta Coopelesca, R. L., por costos propios, a partir del 15 de noviembre de 2011, logrando así un rédito para el desarrollo de 4,68% para el 2011 y de 10,74% para el 2012 (folio 1051 al 1062).

II. Que el 25 de junio del 2012 el señor Omar Murillo Miranda, representante legal de Coopelesca R. L., interpuso recurso de revocatoria con apelación en subsidio contra la Resolución 726-RCR-2011, objetando lo siguiente: a) Que la prima de riesgo utilizada estaba desactualizada y no era consistente con la Resolución RJD-152-2011, b) Que se había incumplido el plazo para resolver la solicitud tarifaria, c) Que se había valorado erróneamente la aplicación de una póliza de seguro y d) Que se había valorado inadecuadamente los costos de desconexión y reconexión (folio 1039 al 1050).

III. Que la Junta Directiva en el acuerdo 08-85-2012 de la sesión ordinaria 85-2012 celebrada el 18 de octubre de 2012, dispuso: 1) Declarar parcialmente con lugar el recurso de apelación interpuesto por Coopelesca R. L., contra la Resolución 726-RCR-2011, en cuanto a la utilización de la prima de riesgo desactualizada e inconsistente con la Resolución RJD-152-2011 y rechazarlo en todo lo demás, 2) Revocar parcialmente la Resolución 726-RCR-2011 y por conexidad la Resolución 819-RCR-2012 del 4 de abril de 2012 que resolvió el recurso de revocatoria y devolver el expediente al Comité de Regulación para que de forma inmediata, lleve a cabo el cálculo tarifario utilizando la prima de riesgo actualizada y de ser necesario ajuste la tarifa como corresponda, 3) Agotar la vía administrativa, 4) Trasladar el expediente al Comité de Regulación para lo que corresponda.

IV. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011, celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten contra sus actuaciones”.

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V. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011, atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VI. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

VII. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

VIII. Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

IX. Que el Comité de Regulación en su sesión número 248 de las 15:00 horas del 20 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

X. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO: I. Que del oficio 104-IE-2012 /120744 del 20 de diciembre del 2012, que sirve de

base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

2. ANÁLISIS REGULATORIO

2.1 Cálculo del nivel de rédito para el desarrollo. El cálculo de la retribución al capital del servicio de distribución de energía eléctrica que presta Coopelesca, R. L., se realiza por medio del modelo Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés). Al incorporar las observaciones señaladas por la Junta Directiva en la sesión ordinaria 85-2012 del 18 de octubre del 2012, específicamente en lo concerniente a la prima de riesgo, ya que en el cálculo inicial se utilizó: � La prima de riesgo (rm - rl) se estimó de acuerdo con la información suministrada por el consultor Martín Rossi, con base en información del Spread S & P 500. Se trata de un promedio (aritmético) de aproximadamente de 4 décadas para el mercado de los Estados Unidos de América, cuyo resultado fue de 4,13%. (“Ibbotson Associates" según Martín Rossi, 1966-2006). Siendo el parámetro correcto:

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� La Prima por riesgo (PR) obtenida de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. � Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses. � Como el periodo de corte del estudio tarifario de Coopelesca, R. L., para el servicio de distribución fue el 31 de agosto del 2011, se adjuntan las primas de riesgo de los 12 meses que anteceden a dicha fecha.

Cuadro No. 1

Coopelesca, RL Promedio de la Prima de riesgo setiembre-2010 – agosto-2011

01-sep-10 5,10%

01-oct-10 5,31%

01-nov-10 5,11%

01-dic-10 5,08%

01-ene-11 5,20%

01-feb-11 5,07%

01-mar-11 4,90%

01-abr-11 5,31%

01-may-11 5,16%

01-jun-11 5,27%

01-jul-11 5,72%

01-ago-11 5,92%

Promedio 5,26% Fuente: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls

La prima de riesgo promedio a utilizar es de 5,26%. Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el costo del capital propio de Coopelesca, R. L., (modelo CAPM), se obtienen cifras cercanas a 12,27%, suponiendo los valores citados. El costo del capital de la empresa (modelo WACC) es de 4,90%, mientras que el costo de la deuda es de 1,47%, según la información contable (auditada) a diciembre del 2010. (Ver anexo No. 2)

2.2 Análisis de los resultados

Los siguientes son los resultados obtenidos para el sistema de distribución una vez que se realizaron las modificaciones explicadas en los puntos anteriores. El ajuste en los ingresos y rédito calculados por ARESEP en comparación con las cifras proyectas por Coopelesca R. L., son las siguientes:

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Cuadro No. 2 Coopelesca; R.L.

31.441 29.720 30.211 32.584 31.195 31.686

16.023 16.129 16.129 1.572 1.505 1.505 3.799 3.396 3.396

619 516 516 GASTOS ADMINIST. Y GENERALES 1.153 1.110 1.110

2.544 2.324 2.324 45 28 28,4

2.955 2.952 2.952 28.710 27.959 27.959

10,89% 10,65% 12,27%Fuente. Elaboración propia.

ARESEP CON RECONOCIMIENTO

COMPRAS DE ENERGIA

GASTOS DE COMERCIALIZACIÓNGASTOS DE DISTRIBUCIÓN

DEPRECIACIÓN CANON ARESEPGASTOS FINANCIEROS

TOTAL GASTOS

TARIFAS PROPUESTASPROYECCION DE INGRESOS Y EGRESOS

CIFRAS EN MILLONES DE COLONES

INGRESOS VENTA ENERGÍAINGRESOS TOTALES

COSTOS DE GENERACIÓN

REDITO PARA EL DESARROLLO

COOPELESCA, RL ARESEP RESOL. DESCRIPCIÓN

2.3 Análisis del efecto de la rentabilidad propuest a.

Del análisis realizado en los apartados anteriores y con base en el rédito calculado, se concluye que el servicio de distribución de Coopelesca R. L., necesita un ajuste en los ingresos de ¢ 491 millones. Por lo tanto se recomienda incrementar las tarifas vigentes en un 1,4% en promedio, permitiendo obtener un nivel de rédito para el desarrollo del 12,27%, a partir de la respectiva publicación de la resolución.

2.4 Estructura de la tarifa A continuación se presentan las estructuras tarifarias para el servicio de distribución de electricidad que presta Coopelesca, R. L.

2.4.1 Propuesta de la Autoridad Reguladora.

Rige para los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2013 Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo,

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moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. 3. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 75/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 92 Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de Coopelesca, R. L. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la distorsión armónica total de tensión y corriente. iv. El factor de potencia v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada. d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales

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3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 100 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda00 Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 74 160 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 944 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 246 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 82 Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los

clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta.

2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión y corriente.

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iv. El factor de potencia. v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada 3. Precios:


La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢4703/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Disposiciones generales: 1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 2. Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. 3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General). 4. Definición horario temporada. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013 Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento

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permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. 1. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 72/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 89 Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.

ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la distorsión armónica total de tensión y corriente.

iv. El factor de potencia v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada.

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d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales 3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 97 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 71 535 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 769 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 237 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 79 Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta. II. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.

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ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión y corriente.

iv. El factor de potencia. v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada

3. Precios:


La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢4536/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Disposiciones generales: 1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 2. Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. 3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General). 4. Definición horario temporada. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de noviembre de 2013

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Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y

apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas.

2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 71/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 88 Tarifa (T-GE): General Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.


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d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales 3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 96 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 70 515 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 701 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 234 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 78 Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”.

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c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.



3. Precios:

Cargo por energía, por cada kWh

Periodo punta: ¢ 77 Periodo valle: ¢ 66 Periodo nocturno: ¢ 59

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢4472/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Disposiciones generales:

1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa.



4. Definición horario temporada. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

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III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos

precedentes y el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en promedio un 1,4%, para un nivel de rédito para el desarrollo de 12,27% en las tarifas del sistema de distribución de energía eléctrica que presta Coopelesca R. L., tal y como se dispone.

POR TANTO:



I. Fijar para el sistema de distribución de la Cooperativa de Electrificación Rural de

San Carlos R. L., las tarifas siguientes:

Rige para los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2013 Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. 3. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 75/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 92 Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de Coopelesca, RL 2. Características del servicio:

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a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio. ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según

norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la distorsión armónica total de tensión y corriente.


d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales 3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 100 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda00 Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 74 160 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 944 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 246 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 82 Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no

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es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.

ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión y corriente. iv. El factor de potencia. v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada

3. Precios:




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3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo

de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General).


Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013 Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. 3. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 72/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 89 Tarifa (T-GE): General 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA.

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2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.

ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la distorsión armónica total de tensión y corriente. iv. El factor de potencia v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada.

d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales 3. Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 97 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 71 535 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 769 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 237 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 79 Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y

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su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.

ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según norma. iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total de tensión y corriente. iv. El factor de potencia. v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI F47-0706 o equivalente actualizada

3. Precios:



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2. Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a

la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde.

3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo

de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General).


Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes. Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de noviembre de 2013 Tarifa (T-RE): Residencial 1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con actividades lucrativas. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, una fase, tres hilos, valor nominal 120/240 voltios. b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar, según corresponda. 3. Precios mensuales: Por los primeros 200 kWh ..................... ¢ 71/kWh Por cada kWh adicional......................... ¢ 88 Tarifa (T-GE): General

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Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de COOPELESCA. Características del servicio: a. Tensión de servicio: baja tensión, monofásico o trifásico, tres hilos o cuatro hilos. b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a 3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4 y 2.6 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.



d. El registro de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro no será de obligatoriedad para servicios en donde la energía se use en actividades no industriales Precios mensuales: Para consumos menores o iguales a 3 000 kWh Por cada kWh ................................... ¢ 96 Para consumos mayores de 3 000 kWh Cargo por demanda Primeros 15 kW o menos....................... ¢ 70 515 Por cada kW adicional............................ ¢ 4 701 Cargo por energía Primeros 3 000 kWh o menos................ ¢ 234 000 Para cada kWh adicional............................... ¢ 78

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Tarifa T-MT Media Tensión 1. Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión. Los clientes incluidos en esta tarifa deberán permanecer en ella un año completo y su permanencia será prorrogable por periodos anuales. Los clientes se comprometen a consumir como mínimo 180 000 kWh al año; si dicho mínimo no es cumplido por el cliente, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh necesarios para completarlo, a los que se les aplicará el precio de la energía en periodo punta. No se permite a los clientes incluidos en esta tarifa la utilización de plantas térmicas en el período punta. 2. Características del servicio: a. Tensión de servicio: media tensión, monofásico o trifásico, valores nominales y amplitudes de la tensión de servicio, en condiciones normales de explotación, conforme a las condiciones establecidas en los numerales 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6 de la norma técnica AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”, publicada en la Gaceta Nº 5 del 8 de Enero de 2002. b. Medición: Un único sistema a media tensión, con medidor monofásico o trifásico. El sistema de medición deberá contar con registro de: máxima demanda, factor de potencia y condiciones de calidad (variaciones de tensión, Total Distorsión Armónica de Tensión y Corriente); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los numerales 2.2, 2.3, 2.4, 2.6, 3.4, 3.6 y 3.7 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”. c. En la facturación mensual, la empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio: i. El tiempo total de interrupción del servicio.



Precios:


Periodo punta: ¢ 77 Periodo valle: ¢ 66 Periodo nocturno: ¢ 59


1024-RCR-2012 23

Disposiciones generales: 1. En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual, el equivalente a los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y estén clasificados en el bloque básico de la tarifa. 2. Si se modificaran las características del servicio, el abonado será reclasificado a la tarifa que corresponda, si el abonado así lo solicitara o de oficio por la Cooperativa. Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la reclasificación corresponde. 3. El servicio de alumbrado particular se debe cobrar sobre el cálculo del consumo de energía, de acuerdo con la capacidad de las lámparas, incluyendo el consumo propio (considerando el consumo del bombillo y la luminaria) y, aplicando la tarifa T-GE (General). 4. Definición horario temporada. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Se facturará la máxima medición de potencia registrada durante el mes.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) 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 Comité de Regulación, al que 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 L. G. A. P., 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. NOTIFÍQUESE.

LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE MLV / MVCA

CONSTANCIAS DE NOTIFICACIÓN

1 vez.—O.C. N° 7044-2012.—Solicitud N° 775-147-2012.—C-1.106.500.00.—

(IN2012117670).

RESOLUCIÓN 1025-RCR-2012 San José, a las 15:30 horas del 20 de diciembre del 2012.

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA FIJACIÓN TARIFARIA PARA EL SERVICIO DE

DISTRIBUCIÓN DE LA COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE ALFARO RUIZ R. L., EN VIRTUD DEL RECURSO DE APELACIÓN EN SUBSIDIO, DECLARADO CON LUGAR, POR LA JUNTA DIRECTIVA EN LA SESIÓN ORDINARIA 091-2012 CELEBRADA EL 8 DE NOVIEMBRE DE 2012, EN

RELACIÓN CON LA RESOLUCIÓN 773-RCR-2012 DE LAS 10:00 HORAS DEL 21 DE FEBRERO DE 2012


RESULTANDO:

I- Que el Comité de Regulación en la Resolución 773-RCR-2012 de las 10: 00 horas del 21

de febrero de 2012 fijó un aumento promedio de 0,5% para el sistema de distribución de

Coopealfaro Ruiz R. L. (folio 295 al 333).

II- Que el 21 de marzo de 2012 el señor Rolaman Navarro Rojas, Gerente General de

Coopealfaro Ruiz R. L., interpuso sólo recurso de apelación contra la Resolución 773-

RCR-2012, objetando básicamente que la prima de riesgo estaba desactualizada y no era

consistente con la Resolución RJD-152-2011 (folio 336 al 344).

III- Que la Junta Directiva mediante acuerdo 09-091-2012 de la sesión 091-2012 celebrada

el 8 de noviembre de 2012, decidió acoger por el fondo el recurso de apelación

interpuesto, revocar parcialmente la Resolución 773-RCR-2012, revocar parcialmente

esa resolución y devolver el expediente al Comité de Regulación para que de forma

inmediata llevara a cabo el cálculo tarifario utilizando la prima de riesgo actualizada y de

ser necesario, ajustara la tarifa como correspondiera.

IV- Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011,

celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de

Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las

tarifas de los servicios públicos y resolver los recursos de revocatoria que se presenten

contra sus actuaciones”.

V- Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de

Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VI- Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012,

modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano

Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis

Fernando Chavarría Alfaro.

1025-RCR-2012 2

VII- Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-

2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de

Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

VIII- Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta

Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la

información que sustenta esta resolución.

IX- Que el Comité de Regulación en su sesión número 248 de las 15:00 horas del 20 de

diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta

resolución.

X- Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del oficio 105-IE-2012 /120745 del 20 de diciembre del 2012, que sirve de base para

la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

2. ANÁLISIS REGULATORIO

2.1 Cálculo del nivel de rédito para el desarrollo.

El cálculo de la retribución al capital del servicio de distribución de energía eléctrica que

presta Coopealfaro Ruiz, R. L., se realiza por medio del modelo Valoración de Activos de

Capital (CAPM por sus siglas en inglés).

Al incorporar la observación señalada por la Junta Directiva en la sesión ordinaria 91-

2012 del 8 de noviembre del 2012, específicamente lo concerniente a la prima de riesgo,

ya que en el cálculo inicial se utilizó:

� La prima de riesgo (rm - rl) se estimó de acuerdo con la información

suministrada por el consultor Martín Rossi, con base en información del Spread S & P

500. Se trata de un promedio (aritmético) de aproximadamente de 4 décadas para el

mercado de los Estados Unidos de América, cuyo resultado fue de 4,13%. (“Ibbotson

Associates" según Martín Rossi, 1966-2006).

Siendo el parámetro correcto:

� La Prima por riesgo (PR) obtenida de la información publicada por el Dr. Aswath

Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección

de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls.

� Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los

últimos doce meses.

� Como el periodo de corte del estudio tarifario de Coopealfaro Ruiz, R.L. para el

servicio de distribución fue el 31 de diciembre del 2011, se adjuntan las primas de riesgo

de los 12 meses que anteceden a dicha fecha.

1025-RCR-2012 3

Cuadro No. 1

Coopealfaro Ruiz, RL Promedio de la Prima de riesgo Enero-2011 – diciembre-2011

01-ene-11 5,20%

01-feb-11 5,07%

01-mar-11 4,90%

01-abr-11 5,31%

01-may-11 5,16%

01-jun-11 5,27%

01-jul-11 5,72%

01-ago-11 5,92%

01-sep-11 6,39%

01-oct-11 7,64%

01-nov-11 6,49%

01-dic-11 6,51%

Promedio 5,80%

Fuente: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls

La prima de riesgo promedio a utilizar es de 5,80%.

Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el

costo del capital propio de Coopealfaro Ruiz, R.L. (modelo CAPM), se obtienen cifras

cercanas a 7,22%, suponiendo los valores citados. El costo del capital de la empresa

(modelo WACC) es de 6,76%, mientras que el costo de la deuda es de 1,08%, según la

información contable (auditada) a diciembre del 2010. (Ver anexo No. 2)

2.2 Análisis de los resultados

Los siguientes son los resultados obtenidos para el sistema de distribución una vez que

se realizaron las modificaciones explicadas en los puntos anteriores. El ajuste en los

ingresos y rédito calculados por ARESEP en comparación con las cifras proyectas por

Coopealfaro Ruiz, R.L. son:

1025-RCR-2012 4

Cuadro No. 2 Coopealfaro Ruiz; R.L.

COOPEALFARORUIZ, R.L.Solicitud

VENTAS DE ENERGÍA 1,936.20 1,705.3 1,716.3VENTAS ALUMBRADO PÚBLICO 63.47 69.8 69.8OTROS INGRESOS ELÉCTRICOS Y DIVERSOS 84.16 84.2 84.2

TOTAL INGRESOS 2,083.8 1,859.3 1,870.3GASTOSCOMPRAS ENERGÍA 1,509.90 1,375.9 1,375.9GASTOS DE DISTRIBUCIÓN 84.05 82.7 82.7GASTOS GENERALES Y ADMINISTRATIVOS 179.88 161.8 161.8DEPRECIACIÓN ACTIVOS PLANTA GENERAL 54.42 52.9 52.9DEPRECIACIÓN ACTIVOS PLANTA DISTRIBUCIÓN 75.78 60.8 60.8DEPRECIACIÓN ACTIVOS SUBESTACIONES 1.43 1.1 1.1CANON ARESEP - 2.8 2.84GASTOS FINANCIEROS 3.01 2.9 2.93BASE TARIFARIA 1,690.35 1,761.7 1,761.7REDITO PARA EL DESARROLLO 6.62% 6.72% 7.34%Fuente: Elaboración Propia

PERIODO 2012

COOPEALFARO RUIZ R.L.SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN

PROYECCIÓN DE INGRESOS Y EGRESOSTARIFAS PROPUESTAS

RECURSO ACUERDO JUNTA #09-91-12

CIFRAS EN MILLONES DE COLONES

DESCRIPCIÓNARESEP Recurso

Acuerdo de

ARESEP Resolución RCR-

773-2012

2.3 Análisis del efecto de la rentabilidad propuesta.

Del análisis realizado en los apartados anteriores y con base en el rédito calculado, se

concluye que el servicio de distribución de Coopealfaro Ruiz, R.L., necesita un ajuste en

los ingresos de ¢ 11 millones. Por lo tanto lo recomendable es incrementar las tarifas

vigentes en un 0,6% en promedio, permitiendo obtener un nivel de rédito para el

desarrollo del 7,34%, levemente superior al recomendado, esto a partir de la respectiva

publicación de la resolución.

2.4 Estructura de la tarifa

Rige para los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2013

Tarifa (T-RE) Residencial

1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos

de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No incluye áreas

comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de recreo,

hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de

apartamentos servidos por un solo medidor, ni establecimientos relacionados con

actividades lucrativas.


1025-RCR-2012 5


b. Medición: Un único sistema, compuesto por un medidor monofásico trifilar o bifilar,

según corresponda.


Por los primeros 200 kWh.................................... ¢ 66/kWh

Por cada kWh adicional..................... .................. ¢ 85

Tarifa (T-GE) Servicio General :

1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de esta cooperativa.



b. Medición: Un único sistema de medición a baja tensión, con medidor monofásico o

trifásico, tres o cuatro hilos, según corresponda. Para servicios con consumos superiores a

3000 kWh, el sistema de medición debe contar con registro de: máxima demanda, factor de

potencia y condiciones de calidad (Tiempos de interrupción de servicio y variaciones de

tensión); ajustado para verificar las condiciones de suministro de voltaje establecidas en los

numerales 2.2, 2.3 y 2.4 de la norma AR-NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”.

c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la empresa

reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la

calidad con que se suministra en el servicio:




d. La empresa eléctrica optativamente podrá efectuar y entregar al abonado, un registro

de la cantidad, duración y magnitud de los huecos de tensión de suministro (Curva SEMI

F47-0706 o equivalente actualizada), así como de la distorsión total de tensiones y

corrientes armónicas, conforme al apartado 4 y a los numerales 2.6 y 2.7 de la norma AR-

NTCVS “Calidad del voltaje de suministro”.


Para consumos menores o iguales a 3.000 kWh.

Por cada kWh............................................ ¢ 90

Para consumos mayores de 3.000 kWh

1025-RCR-2012 6

Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 127 860

Por cada kW adicional.................................. ¢ 8 524

Cargo por energía:

Por los primeros 3 000 kWh........................... ¢ 162 000

Por cada kWh adicional.................................. ¢ 54


1.- Para las tarifas de electricidad se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a

los primeros 30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén

clasificados en el bloque básico correspondiente de cada tarifa.

2.- El servicio de alumbrado particular se calculará por carga fija, de acuerdo con el cálculo

del consumo total de energía de las lámparas, incluyendo el consumo propio de los

transformadores, por norma 17% de la potencia nominal de la lámpara o en su lugar el que

se demuestre a satisfacción de la cooperativa y aplicando la tarifa general.

Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013


1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos









según corresponda.







1025-RCR-2012 7





















Por cada kWh............................................ ¢ 87


Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 123 780


Cargo por energía:











1025-RCR-2012 8

Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de noviembre de 2013


1. Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos









según corresponda.




Tarifa (T-GE) Servicio General:


















1025-RCR-2012 9






Por cada kWh............................................ ¢ 85


Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 120 600


Cargo por energía:











II. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y

el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en un 0,6% las tarifas para el

sistema de distribución que presta Coopealfaro ruiz R. L.; tal y como se dispone.

POR TANTO:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de

la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el

Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la

Autoridad Reguladora mediante artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-

2012, celebrada el 7 de junio de 2012;


I. Incrementar en promedio las tarifas de la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro

Ruiz R. L., (Coopealfaro Ruiz R.L) en un 0,6%.

1025-RCR-2012 10

II. Aprobar los pliegos tarifarios para el servicio de distribución de energía eléctrica, que de

seguido se detallan:

Rige para los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 30 de junio de 2013


1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos









según corresponda.




Tarifa (T-GE) Servicio General:










c. En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh, la

empresa reportará al cliente, para el periodo facturado, la siguiente información

relacionada con la calidad con que se suministra en el servicio:

1025-RCR-2012 11











Por cada kWh............................................ ¢ 90


Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 127 860


Cargo por energía:











Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de julio de 2013 y hasta el 31 de octubre de 2013

Tarifa (T-RE) Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos






1025-RCR-2012 12




según corresponda.



























Por cada kWh............................................ ¢ 87

1025-RCR-2012 13


Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 123 780


Cargo por energía:










se demuestre a satisfacción de la cooperativa y aplicando la tarifa general. Rige para los consumos que se originen a partir del 1° de noviembre de 2013

Tarifa (T-RE) Residencial 1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y apartamentos









según corresponda.




Tarifa (T-GE) Servicio General: 1. Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de esta cooperativa.

1025-RCR-2012 14






















Por cada kWh............................................ ¢ 85


Cargo por Demanda:

Primeros 15 kW............................................. ¢ 120 600


Cargo por energía:







1025-RCR-2012 15





En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración

Pública (L. G. A. P.) 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 Comité de Regulación, al que 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 L. G. A. P., 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.

NOTIFÍQUESE.

LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE

CONSTANCIA DE NOTIFICACIÓN

Se notifica la resolución anterior, a la Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz R. L., en

el lugar o medio señalado en el expediente: FAX 2463-9030. Escazú, a las ___________ horas del

_______ de __________ de 2012.

1 vez.—O. C. N° 7044-12.—Solicitud N° 775-147-2012.—C-609870.00.—

(IN2012117671).

RESOLUCIÓN 1026-RCR-2012 San José, a las 15:35 horas del 20 de diciembre del 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA CORRECCIÓN DE UN ERROR ARITMÉTICO EN LA

RESOLUCIÓN 1005-RCR-2012 DE LAS 15:00 HORAS DEL 7 DE DICIEMBRE DEL 2012, QUE CORRESPONDE A LA PETICIÓN TARIFARIA DE LA JUNTA ADMINISTRATIVA DEL SERVICIO

ELÉCTRICO MUNICIPAL DE CARTAGO (JASEC) PARA EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN


RESULTANDO:

I- Que el Comité de Regulación en la Resolución 1005-RCR-2012 de las 15:00 horas del 7

de diciembre de 2012, resolvió incrementar las tarifas del servicio de distribución de

Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago en un 4,15% en

promedio, para el año 2013 con respecto al pliego tarifario aprobado para que entrará a

regir a partir del 1° de enero de 2013, para alcanzar el rédito propuesto.

II- Que la Intendencia de Energía procedió a analizar el expediente ET-131-2012 y el

informe técnico emitido en el oficio 047-IE-2012 del 7 de diciembre de 2012, e identificó

la necesidad de realizar una corrección a ese informe y por consiguiente a la Resolución

1005-RCR-2012 de las 15:00 horas del 7 de diciembre de 2012.

III- Que la Ley General de la Administración Pública en el artículo 157 sienta el principio de

que en cualquier tiempo la Administración podrá rectificar los errores materiales o de

hecho así como los aritméticos.

IV- Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011,

celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de

Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las


contra sus actuaciones”.

V- Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de

Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VI- Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012,

modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano

Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis

Fernando Chavarría Alfaro.

VII- Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-

2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de

Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

1026-RCR-2012 2

VIII- Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta

Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la

información que sustenta esta resolución.

IX- Que el Comité de Regulación en su sesión número 248 de las 15:00 horas del 20 de

diciembre del 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta

resolución.

X- Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del oficio 094-IE-2012 / 120718 del 20 de diciembre del 2012, que sirve de base

para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

La corrección aritmética es respecto a la modificación de las compras de energía al ICE,

tomando en cuenta el último ajuste tarifario publicado en el Alcance Digital 178 a La

Gaceta 219 del 13 de noviembre del 2012. Esto debido a que las compras de energía en el

informe 047-IE-2012, fueron valoradas a las tarifas del ICE según el Alcance Digital 112 a

La Gaceta 157 del 16 de agosto de 2012.

La diferencia entre las compras de energía con la tarifa utilizada en el informe 047-IE-2012

y la tarifa vigente es de ¢ 771 millones. Ese monto se adiciona al valor incluido en el

informe mencionado anteriormente y con ello se obtiene un nuevo importe por concepto

de compras de energía del año 2013. Con base en las estimaciones actualizadas de la

Intendencia de Energía se propone un aumento de 2,27% en las tarifas del sistema de

distribución de JASEC, a partir del primero de enero del año 2013.

Con las modificaciones anteriores, se proyecta un total de ingresos por ventas de energía

con tarifa propuesta para el año 2013 de ¢33 097 millones, tal como lo evidencia el

siguiente cuadro.

Cuadro No. 1

JASEC: Estimación de ventas anuales de energía a los abonados directos, ingresos vigentes

y propuestos por la Intendencia de Energía.

Periodo 2012-2013

Año Ventas

(MWh) Ing.Vig

(millones ¢)

Ing. Prop

(millones ¢)

2012 496 694 32 082 -

2013 508 979 32 377 33 097

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia de Energía

Otros ingresos: para los otros ingresos del servicio de distribución, se tomó los cálculos de

la empresa y se actualizaron los índices inflacionarios y tipos de cambio, tomando los

calculados por la ARESEP. Los otros ingresos incluidos dentro de la tarifa en el informe

047-IE-2012, corresponden al monto de ¢1 675,93 millones de colones para el año 2013;

1026-RCR-2012 3

sin embargo, se incluye en otros ingresos la suma pendiente de reintegrar a JASEC, que

según el oficio 1982-DAF-2012, atañe compensar el monto de ¢ 19,78; es decir, la cuenta

de otros ingresos totaliza ¢ 1 695,72 (cifras en millones de colones).

Respecto al análisis financiero, cabe señalar que está orientado a mantener el rédito

recomendado en el informe técnico para el sistema distribución.

Con la actual propuesta tarifaria de la IE, se determina que las tarifas del sistema de

distribución, en promedio, deben incrementarse en un 2,27% respecto a las tarifas

aprobadas mediante la Resolución 1005-RCR-2012. Con este incremento se obtienen los

ingresos necesarios para resarcir los costos y gastos requeridos para el año 2013.

En virtud de lo anterior, la IE señala que deben mantenerse las conclusiones del informe

047-IE-2012, con la diferencia en las compras de energía, efecto de la actualización de las

tarifas vigentes, tomando en cuenta el último ajuste tarifario publicado en el Alcance

Digital 178 a La Gaceta 219 del 13 de noviembre de 2012 y el reintegro indicado a JASEC

mediante el oficio 1982-DAF-2012.

II. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes

y el mérito de los autos, lo procedente es incrementar en un 2,27% las tarifas para el

sistema de distribución que presta JASEC; tal y como se dispone.

POR TANTO:

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley 7593 y sus reformas, en la Ley general de

la administración pública, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, Reglamento a la Ley 7593, en el

Reglamento interno de organización y funciones y, en lo dispuesto por la Junta Directiva de la

Autoridad Reguladora mediante artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-

2012, celebrada el 7 de junio de 2012;


I. Incrementar las tarifas del servicio de distribución de Junta Administrativa del Servicio

Eléctrico Municipal de Cartago en un 2,27% en promedio, respecto al pliego tarifario

aprobado mediante 1005-RCR-2012, para que entre a regir a partir del 1° de enero de

2013.

II. Indicar que los pliegos tarifarios que rigen para los consumos que se originen a partir del

1° de enero de 2013, son los siguientes:

Tarifa T RE: Residencial

1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y

apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No

incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de

recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de

1026-RCR-2012 4




Primeros 200 kWh o

menos

¢57

Cada kWh adicional a ¢ 71

Tarifa T GE: General

1.- Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de JASEC.



Por cada kWh ¢ 79


Cargo por demanda (potencia)

Primeros 8 kW o menos ¢ 59 248

Por cada kW adicional a ¢ 7 406

Cargo por energía

Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 141 000

Por cada kWh adicional ¢ 47

Tarifa T CS: Preferencial de carácter social

1.- Aplicación: Para consumos mensuales en centros pertenecientes al sector de

educación pública en todos los niveles: jardines de niños, escuelas primarias,

secundarias y universidades, escuelas de enseñanza especial, bibliotecas, instituciones

de beneficencia tales como: La Cruz Roja Costarricense, asilos para ancianos, guarderías

infantiles, hogares para niños, templos de iglesias, centros de salud rural y bombeo de

agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del

Ambiente y Energía (MINAE) y usuarios que requieren un equipo eléctrico para la

asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios

de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser

prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia

Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente.


1026-RCR-2012 5


Por cada kWh ¢ 57

Para consumos mayores que 3 000 kWh



Por cada kW adicional ¢ 5 022

Cargo por energía

Por los primeros 3 000 kWh o menos ¢ 99 000


Tarifa T-MT: Media tensión

1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión, con una vigencia

mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los

clientes a consumir como mínimo 240 000 kWh por año. Si dicho mínimo no se ha

cumplido por el abonado, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh

necesarios para completar dicho mínimo, a los que se les aplicará el precio de la energía

en periodo punta. Adicionalmente no se permite a los usuarios incluidos en esta tarifa, la

utilización de plantas térmicas en el período punta.

2.- Precios:

Cargo por potencia, por cada kilovatio

Periodo punta: ¢ 7 846

Periodo valle:

¢ 5 626

Periodo nocturno: ¢ 3 847

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 45

Periodo valle: ¢ 22

Periodo nocturno:

¢ 15

Para cada periodo horario se facturará la máxima medición de potencia registrada

durante el mes.


1.- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de

6 veces en los últimos 12 meses consecutivos o si se modificaren las características del

servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponde, si así lo

solicitare o de oficio por JASEC.

1026-RCR-2012 6

Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la clasificación

corresponde. Tal clasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia

de la misma.

2. La demanda de facturación se define como la carga promedio más alta en kilovatios o

kilovatio-amperio para cualquier intervalo de 15 minutos durante el mes.

3.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros

30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén

clasificados en el bloque básico de cada tarifa.

4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben

ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS “Calidad del

voltaje de suministro” y AR-NTSDC “Prestación del servicio de Distribución y

comercialización.

5.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh y uso

de la energía en actividades industriales, la empresa reportará, para el periodo

facturado, la siguiente información relacionada con la calidad que se suministra en el

servicio:


ii. El porcentaje total del voltaje fuera y dentro del rango permitido según

norma.

6.- En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará,

para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad que se

suministra en el servicio:



norma.

iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total

de tensión y corriente.


v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI

F47-0706 o equivalente actualizada


Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30

horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día.

Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00


Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y

las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día.

1026-RCR-2012 7

III. Indicar que los pliegos tarifarios que rigen para los consumos que se originen a partir del

1° de julio de 2013, son los siguientes:

Tarifa T RE: Residencial

1.- Aplicación: Se entiende por consumo residencial el servicio para casas y

apartamentos de habitación que sirven exclusivamente de alojamiento permanente. No

incluye áreas comunes de condominios, áreas de recreo, moteles, hoteles, cabinas de

recreo, hospitales, hospicios, servicios combinados residencia – negocio, edificios de




Primeros 200 kWh o

menos

¢58

Cada kWh adicional a ¢ 72

Tarifa T GE: General

1.- Aplicación: Servicios no especificados en las otras tarifas de JASEC.



Por cada kWh ¢ 83




Por cada kW adicional a ¢ 7 729

Cargo por energía

Primeros 3 000 kWh o menos ¢ 147 000


Tarifa T CS: Preferencial de carácter social

1.- Aplicación: Para consumos mensuales en centros pertenecientes al sector de

educación pública en todos los niveles: jardines de niños, escuelas primarias,

secundarias y universidades, escuelas de enseñanza especial, bibliotecas, instituciones

de beneficencia tales como: La Cruz Roja Costarricense, asilos para ancianos, guarderías

infantiles, hogares para niños, templos de iglesias, centros de salud rural y bombeo de

agua potable para el servicio de acueducto, con la debida concesión del Ministerio del

Ambiente y Energía (MINAE) y usuarios que requieren un equipo eléctrico para la

asistencia directa en el ciclo de la respiración, que incluye suplemento de uno o varios

de los siguientes parámetros: oxígeno, presión o frecuencia respiratoria. Deben ser

1026-RCR-2012 8

prescritos a través de la Clínica de Servicios de Neumología y Unidad de Terapia

Respiratoria del Hospital Nacional de Niños u otra unidad médica equivalente.



Por cada kWh ¢ 59

Para consumos mayores que 3 000 kWh



Por cada kW adicional ¢ 5 194

Cargo por energía

Por los primeros 3 000 kWh o menos ¢

102 000

Por cada kWh adicional ¢

34

Tarifa T-MT: Media tensión

1.- Aplicación: Tarifa opcional para clientes servidos en media tensión, con una vigencia

mínima de un año, prorrogable por períodos anuales, debiendo comprometerse los

clientes a consumir como mínimo 240 000 kWh por año. Si dicho mínimo no se ha

cumplido por el abonado, en la facturación del doceavo mes se agregarán los kWh

necesarios para completar dicho mínimo, a los que se les aplicará el precio de la energía

en periodo punta. Adicionalmente no se permite a los usuarios incluidos en esta tarifa, la

utilización de plantas térmicas en el período punta.

2.- Precios:

Cargo por potencia, por cada kilovatio

Periodo punta: ¢ 7 985

Periodo valle:

¢ 5 725

Periodo nocturno: ¢ 3 917

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 45

Periodo valle: ¢ 22

Periodo nocturno:

¢ 15

Para cada periodo horario se facturará la máxima medición de potencia registrada

durante el mes.


1026-RCR-2012 9

1.- Cuando el consumo mensual no corresponda a la clasificación por bloques en más de

6 veces en los últimos 12 meses consecutivos o si se modificaren las características del

servicio, el abonado deberá ser reclasificado a la tarifa que corresponde, si así lo

solicitare o de oficio por JASEC.

Se tomarán en cuenta las características del servicio para definir si la clasificación

corresponde. Tal clasificación no modificará las facturaciones anteriores a la ocurrencia

de la misma.

2. La demanda de facturación se define como la carga promedio más alta en kilovatios o

kilovatio-amperio para cualquier intervalo de 15 minutos durante el mes.

3.- En cada tarifa se cobrará como suma mínima mensual el equivalente a los primeros

30 kWh, en los casos que el cliente consuma los 30 kWh o menos y que estén

clasificados en el bloque básico de cada tarifa.

4.- El suministro de los servicios, en condiciones normales de explotación, deben

ajustarse a las condiciones establecidas en las normas técnicas AR-NTCVS “Calidad del

voltaje de suministro” y AR-NTSDC “Prestación del servicio de Distribución y

comercialización.

5.- En la facturación mensual, de servicios con consumos mayores a los 3000 kWh y uso

de la energía en actividades industriales, la empresa reportará, para el periodo

facturado, la siguiente información relacionada con la calidad que se suministra en el

servicio:



norma.

6.- En la facturación mensual, de los servicios de media tensión, la empresa reportará,

para el periodo facturado, la siguiente información relacionada con la calidad que se

suministra en el servicio:



norma.

iii. El porcentaje total dentro y fuera de norma de la Distorsión armónica total

de tensión y corriente.


v. Cantidad, duración, magnitud de los huecos y picos de tensión. Curva SEMI

F47-0706 o equivalente actualizada


Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30


Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00


1026-RCR-2012 10

Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y

las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración

Pública (L. G. A. P.) 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 Comité de Regulación, al que 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 L. G. A. P., 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.

NOTIFÍQUESE.

LUIS FERNANDO CHAVARRÍA ALFARO LUIS A. ELIZONDO VIDAURRE

CONSTANCIAS DE NOTIFICACIÓN

Se notifica la resolución anterior, a JASEC en el lugar o medio que consta en el expediente: FAX

2551-4529 (folio 2649). Escazú, a las ___________ horas del _______ de __________ de 2012.

Se notifica la resolución anterior, al señor Luis Gerardo Gutiérrez Pimentel en el lugar o medio

que consta en el expediente: correo electrónico [email protected]. Escazú, a las

___________ horas del _______ de __________ de 2012.

Se notifica la resolución anterior, a la señora Bernardita Gómez Sarmiento en el lugar o medio

que consta en el expediente: correo electrónico [email protected]. Escazú, a las

___________ horas del _______ de __________ de 2012.

Se notifica la resolución anterior, al señor Errol Pereira Torres en el lugar o medio que consta en

el expediente: correo electrónico [email protected]. Escazú, a las ___________ horas del

_______ de __________ de 2012.

1 vez.—O. C. N° 7044-12.—Solicitud N° 775-149-2012.—C-546260.—(IN2012117672).

1027-RCR-2012 1

RESOLUCIÓN 1027-RCR-2012 San José, a las 15:45 horas del 20 de diciembre del 2012

CONOCE EL COMITÉ DE REGULACION DE LA PETICIÓN TARIFARIA PRESENTADA POR EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD PARA EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE

ELECTRICIDAD


RESULTANDO:

I. Que el 14 de setiembre de 2012, mediante oficio 5407-102-2012, el Instituto Costarricense

de Electricidad (ICE) presentó su solicitud de ajuste tarifario por medio del señor Francisco Garro Molina, en su calidad de Director con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma (según personería jurídica incluida en el folio 24), solicita un un incremento promedio en las tarifas del sistema de 8,16% a partir del 01 de enero del 2013 y una disminución promedio del 0,90% en las tarifas del sistema a partir del mes de marzo del mismo año, cuya concesión fue otorgada mediante la Ley 449 de creación del ICE y la cual tiene una vigencia de 90 años a partir de su promulgación en 1948.

II. Que el 10 de octubre de 2012, mediante oficio 1115-DEN-2012 la entonces Dirección de Servicios de Energía, le otorgó admisibilidad formal a la solicitud presentada por el ICE (folios 3621 y 3622).

III. Que la convocatoria a audiencia pública fue publicada en los diarios La Nación del 1° de

noviembre de 2012 y La Republica del 2 de noviembre de 2012 y en La Gaceta 214 del 6 de noviembre de 2012 (folios 3635, 3642 y3643).

IV. Que la audiencia pública se llevó a cabo el 5 de diciembre de 2012, según consta en el

acta visible en el expediente. V. Que de conformidad con lo indicado por la Dirección General de Participación del

Usuario en el Informe de Instrucción, que consta en el expediente, se presentaron las posiciones u oposiciones siguientes:

a. La Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía (ACOGRACE) b. La Asociación Cámara de Industrias y Comercio. c. Asociación Costarricense de la industria del Plástico d. Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham e. Cámara Nacional de Cafetaleros f. Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (ASOFRAS) g. Cámara Costarricense de la Construcción

VI. Que la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora por artículo 3 de la sesión 021-2011,

celebrada el 30 de marzo de 2011, adicionó parcialmente las funciones del Comité de Regulación estableciéndole la de “Ordenar la apertura de los expedientes tarifarios, fijar las

1027-RCR-2012 2


contra sus actuaciones”. VII. Que el Regulador General por Oficio 846-RG-2011 del 1° de diciembre de 2011,

atendiendo el Voto 16591-2011, ordenó la reanudación de funciones del Comité de Regulación en lo que respecta a fijar tarifas y resolver los recursos de revocatoria.

VIII. Que el Regulador General mediante Oficio 375-RG-2012/4361 del 29 de mayo de 2012, modificó la integración del Comité de Regulación así: Titulares: Lic. Carlos Solano Carranza, Lic. Alvaro Barrantes Chaves y Lic. Luis Elizondo Vidaurre. Suplente: Lic. Luis Fernando Chavarría Alfaro.

IX. Que la Junta Directiva por artículo 7 del acuerdo 07-044-2012 de la sesión ordinaria 44-2012, celebrada el 7 de junio de 2012 dispuso prorrogar la vigencia del Comité de Regulación del 1° de julio al 31 de diciembre de 2012.

X. Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva se indica que en el expediente constan en formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.

XI. Que el Comité de Regulación en su sesión número 248 de las 15:00 horas del 20 de diciembre de 2012, acordó por unanimidad y con carácter de firme, dictar esta resolución.

XII. Que en los procedimientos se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

CONSIDERANDO:

I. Que del Oficio 096-IE-2012/120729 del 20 de diciembre de 2012, que sirve de base para

la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

IV. ANÁLISIS REGULATORIO En este apartado se presenta el análisis regulatorio de la solicitud tarifaria del ICE, para el servicio de generación de electricidad. 1. Parámetros utilizados Parámetros utilizados por la Intendencia de Energía Las proyecciones de los parámetros económicos utilizados por la Intendencia de Energía para los respectivos estudios tarifarios y otras actividades que lo ameriten, han sido elaboradas tomando como referencia el diagnóstico de la situación económica presentada por el Banco Central de Costa Rica en su Programa Macroeconómico 2012-2013

1 y sus respectivas revisiones, las perspectivas de la economía mundial según el

1 Programa Macroeconómico, periodo 2012-2013. Aprobado por la Junta Directiva del Banco Central de Costa Rica en el artículo 7 del acta de la sesión 5532-2012 del 25 de enero del 2012. www.bccr.fi.cr.

1027-RCR-2012 3

Fondo Monetario Internacional, así como, las expectativas de inflación y variación de tipo de cambio plasmadas en las diferentes encuestas formuladas por el BCCR. En lo que respecta a la proyección de la inflación externa, se tomó como base las estimaciones realizadas por el Fondo Monetario Internacional

2 y las estadísticas serán

extraídas de la página electrónica del Bureau of Labor Statistic de los Estados Unidos de Norteamérica. Comportamiento macroeconómico y proyecciones según el BCCR El BCCR en su Programa Macroeconómico 2012-2013 y su respectiva revisión estableció como objetivo de inflación un 5% para los años 2012 y 2013, en ambos casos con un rango de tolerancia de ±1 punto porcentual (p.p.). La proyección de inflación propuesta por el Ente emisor está encaminada en avanzar, gradual y ordenadamente, hacia un esquema monetario de metas de inflación, en procura de ubicar la inflación, en el largo plazo, en niveles similares a los que presentan los principales socios comerciales del país (entre 3% y 4% anual). En el plano interno, existen ciertas presiones en los precios internos como consecuencia de factores como el elevado déficit fiscal, una mayor competencia por el ahorro financiero, así como, de los riesgos exógenos provocados por la inestabilidad en la situación europea y conflictos geopolíticos en Oriente Medio. Aunado a lo anterior, las expectativas de la economía costarricense para el 2012 apuntan a un incremento moderado en el precio de materias primas. En el caso del petróleo, aún cuando se disponía de un acuerdo de liberación de reservas por parte de países miembros de la Agencia Internacional de Energía y el aumento en producción acordado por la Organización de Países Productores y Exportadores de Petróleo (OPEP), el precio se ha visto afectado por políticas especulativas, provocando presiones alcistas asociadas con factores geopolíticos en Oriente Medio y climáticos, permitiendo expectativas de que la cotización promedio de hidrocarburos se ubique en torno a EUA$ 118 por barril para el 2012 y una leve reducción para el 2013 según los precios futuros en los mercados internacionales. De acuerdo con las proyecciones internacionales, las posibilidades de una mayor expansión de la producción por la vía de las exportaciones están limitadas, siendo por tanto la demanda interna el impulsor del crecimiento interno durante este período. En este contexto el PIB crecería alrededor de un 3,8% en el 2012 y un 3,5% en el 2013, resaltando rubros como construcción pública como privada enfocada en obras de mejora portuaria, almacenaje de combustibles, modernización de la planta de refinería de petróleo, construcción de carreteras y puentes y proyectos hidroeléctricos. A la fecha el comportamiento de la economía ha mostrado una leve recuperación, según el IMAE, siendo la inflación acumulada al mes de octubre de 3,42%, mientras que la inflación interanual resultó de 4,68%, aún cuando las expectativas de inflación siguen estando anclada en un 5% ±1

2 Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf

1027-RCR-2012 4

En lo que respecta al tipo de cambio, según lo establece el Programa Macroeconómico 2012-2013, el cual BCCR mantendrá su compromiso con los parámetros de la banda cambiaria en el corto plazo, sin que ello limite continuar con la transición, gradual y ordenada, hacia la flotación cambiaria y así cumplir uno de los prerrequisitos en el proceso de avance hacia un esquema monetario de metas de inflación. De acuerdo con lo anterior y dada la gran incertidumbre que impera en un mercado como el cambiario, el cual responde de conformidad con la cantidad de divisas (demanda de divisas– oferta de divisas) en la economía, inversión extranjera directa y la especulación en el corto plazo, la Intendencia de Energía proyectó que la depreciación del colón respecto al dólar será cercana al 3,40% para el año 2012 y 3,70% para el 2013, lo anterior basado en la teoría económica y la evidencia empírica que señalan que la presencia de un desequilibrio fiscal, lleva a un desequilibrio similar en la cuenta corriente de la balanza de pagos dada la presión que el gasto público ejerce, por lo que el ensanchamiento de esta brecha genera conlleva un efecto macroeconómico que puede derivar en inestabilidad cambiaria. Actualmente, el comportamiento del tipo de cambio ha presentado una tendencia contraria a la propuesta por la ARESEP durante el año, ya que a octubre ha sufrido una apreciación del colón con relación al dólar del 2,91%, comportamiento explicado en parte por una mayor oferta de divisas en el mercado local, la intervención en el mercado de divisas del Ente emisor y a políticas de endeudamiento de los diferentes actores en moneda extranjera (dólar), provocando por ende, un efecto amortiguador para los consumidores de energía, dado que no trasfiere presiones vía costos a las tarifas de los servicios que prestan las empresas del mercado energético. En lo que respecta a la inflación externa (Índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos), éste ha sido, en promedio, cercana al 2,27% (promedio simple de largo plazo - últimos 5 años-). No obstante, la economía estadounidense ha resentido los efectos de la crisis económica que arrastró la economía mundial los últimos años. Si bien es cierto, la inflación acumulada de los últimos dos años, a saber 2010 y 2011 ha sido de 1,50% y 2,96% respectivamente, es de esperar que para los años 2012 -2013 según las estimaciones del Fondo Monetario Internacional (Perspectivas de la Economía Mundial. Fondo Monetario Internacional. Enero, 2012. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/weo/2012/update/01/pdf/0112s.pdf), que la inflación de los EEUU se ubique cercana al 2,0% y 1,30% respectivamente. En el siguiente cuadro resumen, se puede observar el comportamiento de los índices antes mencionados y el porcentaje de apreciación del colón respecto al dólar, siendo estos parámetros los utilizados por la Autoridad Reguladora en los respectivos estudios tarifarios y otras acciones.

Cuadro No. 2

Índices de Precios y Tipo de Cambio Utilizados por la Autoridad Reguladora Porcentajes de Variación Anuales (%)

Periodo 2010-2014

1027-RCR-2012 5

Inflación Interna (IPC-CR) 5,83% 4,73% 4,27% 5,00% 5,00%Inflación Externa (IPC-USA)

1,50% 2,96% 2,77% 1,30% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -9,39% 0,05% -2,37% 3,70% 3,70%

Inflación Interna (IPC-CR) 5,66% 4,88% 4,44% 4,64% 5,00%Inflación Externa (IPC-USA)

1,64% 3,16% 2,21% 1,59% 1,30%

Depreciación (¢/U.S$) -8,41% -3,20% -0,94% 1,66% 3,70%

INDICES 2010 2011 2012 2013 2014

Variaciones según ARESEP (al final del año)

Variaciones según ARESEP (promedio anual)

Notas: Los años 2013 - 2014 son estimados. Las variaciones se estiman a finales de año (diciembre) o como variación de los promedios anuales de los respectivos índices.

Fuente: Programa Macroeconómico 2012-2013 y el Fondo Monetario Internacional.

2. Análisis del mercado

a. Mercado presentado por el ICE

Como parte de la metodología utilizada para los estudios tarifarios tramitados por la Intendencia de Energía (IE), se procedió a estudiar y analizar la petición tarifaria presentada por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Los aspectos más importantes de este estudio son los siguientes: El ICE solicitó un ajuste promedio del 8,16% en el sistema de generación. Específicamente, un 9,25% en las tarifas de T-CB: Ventas a ICE distribución y CNFL, SA T-SG: Sistema de Generación y para el caso de la tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de generación del ICE no se pide aumento (folio 2). Los ingresos generados con el aumento tarifario solicitado, equivalentes a ¢34 702 millones, permitirán atender los costos y gastos de operación, mantenimiento y comercialización, cubrir el servicio de la deuda y generar recursos para el financiamiento de la contrapartida local del plan de expansión (folio 2). El estudio de mercado del ICE presenta datos reales hasta junio del 2012 y se estima el resto del período; de julio de 2012 hasta diciembre de 2014. La estimación de las ventas totales de energía eléctrica del ICE se realizó para cuatro tipos de clientes: Empresas distribuidoras, Clientes ICE distribución, Clientes en alta tensión y Clientes de transmisión (folio 75). Para cada empresa distribuidora se tomaron las estadísticas mensuales de las ventas de energía eléctrica totales, a consumidores directos, desde enero 1994 hasta junio 2012. Utilizando el software Eviews, se analizó el comportamiento de cada serie histórica y se

1027-RCR-2012 6

le aplicó el método de suavizamiento exponencial para encontrar el modelo de mejor ajuste, es decir, aquel cuyo error estándar es mínimo, y se realizaron las proyecciones de las ventas a sus clientes hasta diciembre 2014 (folio 75). El mismo procedimiento se aplicó para los clientes de ICE distribución: residencial, general, industrial menor y grandes industrias y los clientes ICE de alta tensión (folio 80 y 83). El ICE menciona en el informe que a las estimaciones de las compras de energía de las empresas distribuidoras al ICE generación se les restó la generación propia correspondiente a cada una de ellas.

b. Situación actual del mercado

El sector eléctrico de Costa Rica, consta de las siguientes entidades: Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que tiene los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público; junto con la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, S.A.), La Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH, S.A.), la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), las Cooperativas de Electrificación Rural: COOPEGUANACASTE, R.L., COOPELESCA, R.L., COOPESANTOS, R.L., y COOPEALFARO RUIZ, R.L. y los Generadores privados de energía. El ICE es el mayor productor de energía donde también participan la CNFL, S.A., las empresas municipales ESPH, SA y JASEC, tres cooperativas COOPELESCA, R.L., COOPEGUANACASTE, R.L. y COOPESANTOS, R.L. y generadores privados, los cuales conectan sus plantas a la red de transmisión. De acuerdo con las estimaciones de ARESEP, las ventas del sistema de generación en el 2012 se distribuyen así: un 53,9% a las siete empresas distribuidoras; un 42,5% al propio sistema de distribución del ICE y un 3,6% a las industrias conectadas a Alta Tensión. Posteriormente, el ICE Generación presentó información para el estudio extraordinario por CVC. Para este estudio, el ICE actualizó la información real a setiembre 2012 y proyectó las ventas a las empresas distribuidoras para el año 2013, así como el balance energético, el cual incluye la proyección de generación de energía por planta.

c. Resultados del mercado de la Intendencia de Energía y comparación con resultados del ICE.

Las ventas de energía estimadas por la IE para las empresas distribuidoras, se obtuvieron del estudio de mercado realizado para cada una de ellas con la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basa en un mercado tendencial, en el cual se efectúan las estimaciones a partir de datos históricos mensuales de los abonados por sectores hasta el mes de octubre del 2012. Para ello, se empleó el paquete estadístico Forecast Pro, que se especializa en el análisis de series de tiempo. En las distintas estimaciones por empresa, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de suavizamiento exponencial. Las

1027-RCR-2012 7

ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado. Además, se utilizó el porcentaje de pérdida propio de su sistema de distribución, con el cual se determinaron las necesidades de energía para atender la demanda de sus consumidores directos. En el caso de las empresas distribuidoras que disponen de plantas generadoras de energía, para atender parte de sus necesidades, las compras de energía al ICE se determinan al disminuir a la demanda de energía la generación propia, y para el caso de las cooperativas, además de la generación propia se restan las compras de energía a Coneléctricas. Para las estimaciones de las industrias de alta tensión, se utilizaron las series de tiempo de enero 2010 a octubre de 2012. Para la estimación de la demanda del ingenio Azucarera El Viejo y la Planta Eólica Guanacaste se obtuvo un promedio de los meses en los que se presenta demanda de energía. Si cabe señalar, que dichas empresas tienen un nivel de demanda irregular y significativamente más bajo que el resto de las empresas con tarifas de alta tensión. El estudio de la IE incluye la cantidad de energía en GWh y en millones de colones correspondiente a las exportaciones de energía del ICE al mercado centroamericano para los años 2012 al 2013. El procedimiento utilizado para dicha estimación es el siguiente:

i. Se tomó los MWh exportados reales acumulados al mes de setiembre del año

2012, se le suman las exportaciones reales de los meses de octubre a diciembre del 2011

para completar la estimación del 2012. Se proyecta la misma cantidad de unidades

físicas (MWh) para el año 2013.

ii. El monto en millones de colones se estimó tomando el monto en dólares

americanos acumulado al mes de setiembre del año 2012 más el monto correspondiente

de los MWh de octubre a diciembre 2011 al tipo de cambio proyectado por ARESEP para

esos mismos meses. Entonces para estimar el monto en colones para el año 2013, se

tomó el monto en dólares y se convirtió a colones con tipo de cambio mensual estimado

por la ARESEP.

Además, cabe aclarar que en el monto de las exportaciones no se contemplan cargos por transmisión ya que el ICE entrega su energía en los nodos de frontera, es decir en Liberia y Río Claro. Además, por lo general en el Mercado Eléctrico Regional el agente que compra es quien asume los cargos de transmisión regional. Por otra parte, cabe mencionar que la IE realizó sus estimaciones de generación total, tomando como base el balance energético presentado por el ICE a septiembre 2012. Esto en términos de la generación propia de sus plantas de Regulación (Arenal, Corobicí y Sandillal) y la planta eólica Tejona. Para las demás plantas, la IE utilizó sus propias proyecciones, las cuales estima tomando en cuenta el comportamiento histórico de cada una de ellas. Para el resto de generadores (otras empresas distribuidoras y generadores privados) la intendencia también realiza sus propias estimaciones.

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Se observan diferencias en los resultados de la IE de compras de energía de las empresas distribuidoras al ICE generación con respecto a las estimaciones del ICE. Específicamente, diferencias de un 3,1% con respecto al estudio ordinario y de un 2,5% con respecto al de CVC. Al hacer la comparación y análisis respectivo se observa que hay diferencias en los siguientes aspectos de las estimaciones:

i. El porcentaje de pérdida utilizado por el ICE es distinto al utilizado por ARESEP

para las empresas distribuidoras, el cual la Intendencia (en aquel momento DEN) estimó

con datos de cada empresa. Lo cual genera diferencias en las ventas totales de energía

de las empresas a sus clientes y en las estimaciones de compra de energía al ICE

generación.

ii. El ICE realizó sus modelos estadísticos y estimaciones con datos reales al mes de

junio 2012, y posteriormente para el CVC al mes de setiembre 2012. Mientras que

ARESEP cuenta con datos reales por empresa hasta octubre, lo cual genera diferencias

en los modelos de estimación ajustados y en las respectivas proyecciones. Cabe

mencionar que las discrepancias disminuyen con respecto a las estimaciones del ICE a

setiembre. El ICE realiza las estimaciones de las compras de energía de las empresas

distribuidoras al ICE generación restando la generación propia de cada empresa.

iii. Es importante resaltar que existen variaciones en los montos de compras de

energía al ICE Generación, a precios vigentes, por parte de las empresas distribuidoras.

Esto debido a que en el estudio presentado por el ICE, no se incluye el aumento

promedio del 7,6% en dichas tarifas. Este aumento entró a regir del 13 de noviembre de

2012 y es hasta junio 2013 inclusive.

iv. Para la estimación de las compras de energía al ICE, la IE incluye la generación

de las nuevas plantas hidroeléctricas y eólicas de las empresas distribuidoras,

específicamente se incorporó el proyecto eólico Valle Central (CNFL, SA) a partir de

diciembre del 2012, hidroeléctrica Toro III (JASEC/ICE) a partir de febrero 2013, planta

Tacares (ESPH, SA) a partir de julio 2013, Cubujuquí (COOPELESCA, RL) a partir de

setiembre 2012 y Balsa Inferior (CNFL, SA) a partir de setiembre 2013. La incorporación

de dicha generación propia adicional a la existente en las empresas distribuidoras

disminuye la cantidad de energía requerida para comprar al ICE.

v. Se observó una subestimación en la generación del proyecto geotérmico Las

Pailas, pues su capacidad es de 35 GW y al observar los datos reales de generación de

enero a octubre 2012 existe una generación acumulada de 277 GWh y el ICE proyecta

para todo el 2013 solamente 264 GWh, mientras que ARESEP la estima 331 GWh.

1027-RCR-2012 9

vi. Las diferencias en la generación térmica estimada por el ICE en el estudio de

CVC con respecto a las estimaciones de ARESEP se deben principalmente a las siguientes

razones:

• Al comparar el balance energético presentado por el ICE a setiembre 2012 con

las estimaciones de ARESEP, la generación térmica proyectada por el ICE se encuentra

sobre-estimada debido a las diferencias encontradas en la generación hidroeléctrica

subestimada de Toro III en JASEC, de Coneléctricas y de CNFL, SA.

• La subestimación en la generación del proyecto geotérmico Las Pailas indicada

en el punto v. anterior.

• Esta subestimación en la generación del ICE con fuentes limpias da como

resultado un aumento en la generación térmica esperada para el año 2013 según el ICE.

vii. Como parte de las ventas totales del año, la IE incluye las exportaciones de

energía del ICE a otros países centroamericanos. Se estiman las exportaciones de 29,66

GWh para el año 2013.

Por lo expuesto en los puntos anteriores, se decidió tomar las estimaciones elaboradas por la IE para la generación y ventas del ICE generación. De acuerdo con las proyecciones realizadas por la IE, las ventas del sistema de generación del ICE decrecerán a una tasa anual de 0,94% del año 2012 al 2013, debido al aumento esperado en la generación de las plantas propias de las empresas distribuidoras. Además, se espera un crecimiento del 2,6% en la generación nacional. Como se infiere del siguiente cuadro, las ventas del sistema de generación en el 2013 se distribuyen así: un 54% a las siete empresas distribuidoras; un 42% al propio sistema de distribución del ICE y un 4% a las industrias conectadas a Alta Tensión. De acuerdo con las proyecciones realizadas por la IE, las ventas del sistema de producción del ICE crecerán a una tasa anual de 2,14% del año 2012 al 2013.

Cuadro No. 3

Sistema de generación: ventas estimadas en GWH. 2012-2013.

AÑO ICE DISTRIBUCIÓN ALTA TENSIÓN OTRAS

DISTRIBUIDORAS TOTAL

2 012 3 567,6 316,9 4 896,3 8 810,0

2 013 3 692,8 317,4 4 688,5 8 728,6

Nota: No se incluyen las exportaciones. Fuente: IE, ARESEP.

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A los ingresos vigentes del ICE por ventas de energía a las empresas distribuidoras, se les disminuyó un 5,25% y a las empresas de alta tensión un 10,7%, para eliminar el gasto por combustibles, diferencia en los porcentajes explicados por la existencia de tarifas competitivas para el sub-sector de alta tensión. Esto produjo ingresos totales sin combustibles del 2013 de ¢377 403 millones, incluyendo las exportaciones de ¢2 138 millones que permanecen constantes durante todo el periodo de análisis. Posteriormente, a los ingresos sin combustibles, de las ventas a cada empresa distribuidora y de alta tensión, se les aumentó un 19,55% por concepto de gastos por combustibles, generando ingresos de ¢450 767 millones, incluyendo las exportaciones. El detalle de los resultados anteriores, se observan en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 4

Sistema de generación: ingresos estimados vigentes sin combustibles y con combustibles, 2013 (Millones de colones)

INGRESOS ICE

DISTRIBUCIÓN ALTA TENSIÓN

OTRAS DISTRIBUIDORAS

TOTAL

Vigentes 168 460 11 267 216 980 396 706 Sin combustibles 159 615 10 061 205 589 375 265 Con combustibles 190 820 12 028 245 781 448 629

Nota: No se incluyen las exportaciones.

Fuente: IE, ARESEP. Con base en el análisis financiero contable efectuado por la IE, por el efecto neto de la disminución y aumento de combustibles, se determinó que se requiere un incremento en las tarifas del sistema de generación del ICE, sobre la base sin combustibles, de un 14,3% en general para las empresas distribuidoras incluyendo al ICE distribución y de un 8,9% en las empresas de alta tensión. Se recomienda que dicho aumento rija a partir del 1 de enero del 2013. Con lo cual el ICE obtendrá ingresos adicionales de ¢51 923 millones durante el año 2013. Cabe aclarar que en los ingresos propuestos se incluyen también las exportaciones del ICE a otros países Centroamericanos. Para la cantidad de GWh, se espera un crecimiento esperado del 2,6%, tomando como base el crecimiento esperado en la generación nacional. Por su parte, los ingresos vigentes en dólares se convierten a colones, con el tipo de cambio mensual proyectado por ARESEP.

3. Análisis de activos a capitalizar y retirar

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a. Objetivo del análisis de inversiones

El objeto de este análisis del programa de inversiones para el sistema de generación presentado por ICE, es determinar su vialidad técnica o económica según su petitoria ordinaria de tarifas para el servicio de generación, así como el cumplimiento de lineamientos indicados en anteriores resoluciones emitidas por la Autoridad Reguladora y lo correspondiente al detalle de adición de activos.

b. Análisis de inversiones del sistema de generación

El parque de generación nacional, a diciembre del 2011, contaba con una capacidad instalada efectiva de 2 590 MW, de los cuales el 65% corresponde a plantas hidroeléctricas, un 21% a plantas térmicas, un 8% a plantas geotérmicas, un 5% a plantas eólicas, y un 1% a biomasa. Le corresponde al ICE operar un 77% con plantas propias, contratar a generadores privados independientes por un 14%, y el resto de la generación es de las empresas otras eléctricas reguladas que alcanza un 9% de la capacidad instalada. (Folio 49). En cuanto al plan de inversiones, éste representa la estimación cuantitativa de metas y esfuerzos necesarios para el desarrollo y mejoramiento del sistema de generación, de acuerdo con los requerimientos previstos en el Plan de expansión de generación. (Folio 105). En el año 2011, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) generó 9 760 GWh, experimentando un aumento del 2,7% con relación al 2010. (Folio 42). Las variables macroeconómicas y de escalamiento, que se aplicó el petente para la presentación tarifaria, son las siguientes: tipo de cambio promedio anual de ¢512,56; ¢510,17; ¢521,65 y ¢534,76 por dólar estadounidense, para los años 2011, 2012, 2013 y 2014 respectivamente; inflación local de 4,88%, 4,81%, 5,00% y 4,96% para el mismo período y de inflación externa de 3,16%; 2,00%; 1,46% y 2,38% para los años 2011, 2012, 2013 y 2014 respectivamente. (Folio 48). El ICE presenta en el expediente ET-137-2012, las inversiones para el sistema de generación, período 2011-2016, inversiones que fueron analizadas, y las cuales cumplen con el estudio para el año 2012-2014. (Folios 105-138). Las inversiones propuestas por el ICE se encuentran integradas en primera instancia por el segmento correspondiente a la expansión de la generación, que abarca los proyectos en ejecución y los proyectos futuros y un segundo segmento que contempla la modernización de las plantas en operación. La metodología utilizada para la estimación de las inversiones consideradas en el plan de desarrollo hasta el año 2016, se basan en la revisión de los objetivos y metas cumplidas en años anteriores y en las metas a desarrollar en los próximos años, considerando la disponibilidad razonable de recursos, contemplando únicamente los proyectos cuyo financiamiento está asegurado. (Folios 109-116). El nuevo plan de inversiones contempla la construcción de las plantas hidroeléctricas Toro III, Reventazón y la ampliación de Cachí II, incluyendo las inversiones complementarias asociadas con la planta geotérmica Las Pailas, así como la modernización de las unidades No.1, No.2, No.3, No.4 y No.5 de la planta Río Macho y la planta térmica de Moín, y los estudios de proyectos

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como el P.G. Las Pailas II, P.G. Borinquén, P.H. Savegre, P.H. RG 430, el P.H. Ayil, P.G. Pocosol- Arenal y P.H. RC500 y Los Llanos. (Folio 110). Tomando en cuenta lo anterior y el contenido del cuadro N° 6.3 de inversiones (folio 132), el siguiente cuadro muestra el resumen de las inversiones propuestas por el ICE.

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Cuadro No. 5

Fuente: Expediente ET-137-2012 ICE – Folio 132, Tomo I

Con base en los datos reales y proyecciones de inflación y tipo de cambio, utilizados por la Autoridad Reguladora, para el periodo citado, aplicables a los valores aportados por el ICE para sus cálculos tarifarios, se procedió a recalcular los montos de las inversiones propuestas. Considerando lo que representan estas inversiones y que las justificaciones aportadas por el ICE, resultan razonables, la Autoridad Reguladora, considera la realización de las obras solicitadas en esta petición tarifaria con los cambios planteados, por lo que las inversiones y montos a considerar son los que se señalan en el cuadro siguiente:

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Cuadro No. 6

Fuente: Con base en el expediente ET-137-2012.

c. Capacidad de ejecución plan de inversiones

De acuerdo con lo que se señala en la tabla No. 6.1 del expediente en estudio, el ICE tuvo los siguientes porcentajes de ejecución: Año 2009: 153,6%, 2010: 71,0% y para el año 2011: 52,7% (folio 105), los valores anteriores corresponden a el sistema de generación, tal y como se muestra en el cuadro siguiente:

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Cuadro No. 7

Detalle del componente financiero de obras Sistema de generación, ICE

2009-2011 AÑO Inversión estimada por

ARESEP Inversión Ejecutada por

ICE Porcentaje de

Ejecución

2009 103 413,00 158 839,00 153,60%

2010 371 835,40 263 986,10 71,00%

2011 411 463, 70 217 035,10 52,70%

Promedio 92,43% Fuente: Tabla No.6.1, Expediente ET-137-2011, folio 105.

Dentro de las razones que señala el ICE para la justificación de la ejecución de obras se citan las siguientes:

i. En esta tabla las cifras consignadas como inversión estimada por la ARESEP para cada año, fueron tomadas de los informes técnicos que respaldan las resoluciones tarifarias.

ii. Para el año 2011, la inversión ejecutada por el ICE proviene del resumen de los movimientos en los registros contables de las distintas obras y actividades contempladas dentro de plan de inversiones sistema de generación.

iii. La inversión ejecutada por el ICE en el año 2010, se determinó de manera similar a la inversión ejecutada en el año 2011, presentado a la Autoridad Reguladora, mediante el oficio 510-770-2011, del 13 de junio del 2011, en atención a lo solicitado por la Intendencia de Energía.

iv. Para el mismo año 2009, según muestra el anterior, se ejecutaron inversiones por ¢153 839,00 millones, que representan el 153,6% del monto de inversiones reconocidas por la Autoridad Reguladora, que ascienden a ¢103 413,0 millones. Se procedió a la revisión de la referencia citada por el ICE, determinándose que en ese Cuadro No. 3, puede leerse que para el año 2009, el monto autorizado por la Autoridad Reguladora fue de ¢199 047,76 millones, y no el monto que consignó el ICE en este estudio tarifario, por lo que el porcentaje de ejecución correcto es de 79,80%.

d. Adición de activos del sistema de generación

El ICE presenta en el cuadro siguiente la adición de activos para el período 2012-2014, (Folio 969).

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Cuadro No. 8

Del análisis de las justificaciones sobre las adiciones, se extrae lo siguiente:

i. En lo correspondiente a proyectos de generación, en el período en estudio, para el año 2012 se registró únicamente las mejoras realizadas el P.H. Pírris.

ii. En referencia a los proyectos hidroeléctricos Cachí II, Reventazón, Río Macho y las modernización de Moín, las mismas se esperan estar terminadas entre el período comprendido del 2014 al 2016.

iii. En lo que respecta a las inversiones en otras mejoras de plantas y mantenimientos mayores de plantas, así como de otras actividades, se adicionó anualmente el monto reflejado en el programa de inversiones. Con base en los datos reales y proyecciones de inflación y tipo de cambio utilizados por la Autoridad Reguladora para los citados años, aplicables a los valores aportados por el ICE para sus cálculos tarifarios, y el porcentaje promedio de ejecución calculado por la ARESEP se procedió a recalcular, los montos de las adiciones de activos propuestas. Las adiciones a considerar son las que se señalan en el cuadro siguiente:

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Cuadro No. 9

El cuadro siguiente muestra el resumen consolidado de las inversiones y adiciones del sistema de generación de acuerdo con la propuesta del ICE

Cuadro No. 10

Sistema de Generación, ICE Inversiones y adiciones totales propuestas por ICE

Período 2012-2014 (millones de colones)

Año 2012 2013 2014 Total Período

2012-2014

Actividad

INVERSIONES ₡249 952,70 ₡168 013,70 ₡110 259,50 ₡528 225,80

ADICIONES ₡111 686,30 ₡50 611,10 ₡179 519,50 ₡341 816,89

El cuadro siguiente muestra el resumen consolidado de las inversiones y adiciones del sistema de generación de acuerdo con la propuesta del ARESEP

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Cuadro No. 11

Sistema de Generación, ICE Inversiones y adiciones consideradas por la ARESEP

Período 2012-2014 (Millones de colones)

Año 2012 2013 2014 Total Período

2012-2014

Actividad

INVERSIONES ₡211 009,13 ₡155 244,81 ₡107 402,39 ₡473 386,33

ADICIONES ₡80 145,46 ₡36 326,34 ₡126 158,42 ₡242 630,22

e. Obras asociadas a la normativa de calidad consideradas en las inversiones del sistema de generación

La obras que el ICE propuso conllevan la intención de garantizar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento de la electricidad del sistema costarricense. En ese sentido se destacan los proyectos contenidos en Plan de Inversiones 2012-2014, previstas para disponer de un mayor parque de generación. De esta manera se trata de garantizar, la satisfacción de la demanda del país, evitar racionamientos en el corto plazo en los períodos de verano y ampliar y mejorar las plantas generadoras actuales. Asimismo, prever una medida alternativa ante la posibilidad de retrasos en obras actualmente en construcción o en proceso de adjudicación. También se contemplan inversiones asociadas con la actualización y culminación de los estudios de factibilidad de los proyectos geotérmicos.

f. Retiro de activos.

Para el activo fijo en operación en el periodo 2012-2014, el ICE previó retiros de activos productivos. En relación con los otros activos en operación, la ARESEP en la Resolución No. RRG-9367-2008 publicada en La Gaceta No. 12 del 19 de enero de 2009, en el Por tanto VIII.h le indico al indica que el ICE: h. Debe implementar la metodología de retiros de activos, de manera que estos

activos se incluyan (rebajando en los cálculos según la metodología vigente) en la

revaluación de manera que no afecte el activo revaluado neto promedio utilizado en la

determinación de la base tarifaria.

Sobre este requerimiento, posteriormente la misma Autoridad Reguladora en resolución No. RRG-9720-2009 del 03 de abril de 2009, en el Por tanto I.1 resuelve:

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1. Conceder una prórroga al ICE, hasta el final del año 2009, para el cumplimiento

de los requisitos establecidos en el Por Tanto VIII. incisos d, g. y h. de la resolución RRG-

9367-2008.

Tomando en cuenta lo anterior, se adjunta en el Anexo N°9 el “Informe de estimación

retiro de activos productivos 2012 – 2014”, que a continuación se detalla en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 12

Sistema de Generación, ICE Retiro de activos propuestos por el ICE y asumidos por ARESEP

Período 2012-2014 (Millones de colones)

Retiro de Activos segúnICE

Hidro Costo Mejoras Revalúo Dep.Costo Dep. Mejoras Dep.Revalúo Costo Mejoras Revalúo Dep.Costo Dep. Mejoras Dep.Revalúo Costo Mejoras Revalúo Dep.Costo Dep. Mejoras Dep.Revalúo

Río Macho 48,97 362,79 3 984,60 27,13 77,19 2 746,32 1,89 33,93 103,77 0,93 3,89 71,27 77,78 612,48 6 162,47 42,43 123,33 4 246,85

Cachí 0,89 123,75 239,12 0,65 28,47 173,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cachí 0,11 15,90 31,08 0,09 3,68 23,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Sandillal 11,00 0,00 0,00 1,83 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Arenal 37,30 0,00 1 028,08 13,95 0,00 674,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Río Macho 12,20 0,00 119,30 3,03 0,00 81,86 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Toro II 76,14 0,00 200,50 21,97 0,00 60,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

GEC 6,42 6,72 43,75 2,82 1,81 18,57 31,22 79,12 491,20 16,68 18,23 258,94 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Toro 43,72 18,70 213,60 14,48 3,25 69,77 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ARCOSA 50,95 92,08 2 195,80 30,31 19,04 1 433,06 451,13 632,20 13 550,73 262,57 128,96 8 677,93 53,60 26,14 373,10 22,60 3,07 153,95

Angostura 463,95 240,62 786,08 119,02 61,72 200,93 35,67 17,82 60,46 9,15 4,74 15,45 963,18 481,18 1 632,37 247,14 128,09 417,27

Angostura 472,43 236,02 800,66 121,22 62,83 204,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Subtotal 1 224,08 1 096,58 9 642,57 356,50 257,99 5 686,16 519,91 763,07 14 206,16 289,33 155,82 9 023,59 1 094,56 1 119,80 8 167,94 312,17 254,49 4 818,07

Total Hidro 2 320,66 9 642,57 614,49 5 686,16 1 282,98 14 206,16 445,15 9 023,59 2 214,36 8 167,94 566,66 4 818,07

Térmico

Moín 127,82 242,75 981,26 58,32 57,93 533,42 40,90 71,70 289,82 17,23 17,11 157,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Moín 5 327,74 0,00 6 271,20 1 004,38 0,00 3 567,80 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

COSABA 64,47 0,21 2,21 10,72 0,02 0,26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Colima 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 39,77 1 881,04 4 547,63 33,04 598,50 3 893,74 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Colima 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 255,87 0,08 396,81 39,16 0,01 28,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Subtotal 5 520,03 242,96 7 254,67 1 073,42 57,95 4 101,48 336,54 1 952,82 5 234,26 89,43 615,62 4 079,42 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total Térmico 5 762,99 7 254,67 1 131,37 4 101,48 2 289,36 5 234,26 705,05 4 079,42 0,00 0,00 0,00 0,00

Geotérmico

Miravalles 57,20 52,33 164,52 18,34 13,65 55,35 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 384,38 742,18 3 000,14 178,32 177,13 1 630,90

Subtotal 57,20 52,33 164,52 18,34 13,65 55,35 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 384,38 742,18 3 000,14 178,32 177,13 1 630,90

Total Geotérmico 109,53 164,52 31,99 55,35 0,00 0,00 0,00 0,00 1 126,56 3 000,14 355,45 1 630,90

Eólico

Tejona 1 055,39 0,00 0,00 0,00 209,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 055,39 0,00 0,00 0,00 209,60 0,00

Subtotal 1 055,39 0,00 0,00 0,00 209,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 055,39 0,00 0,00 0,00 209,60 0,00

Total Eólico 1 055,39 0,00 209,60 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1 055,39 0,00 209,60 0,00

Total Planta Generación 9 248,57 17 061,76 1 987,45 9 842,99 3 572,34 19 440,42 1 150,20 13 103,01 4 396,31 11 168,08 1 131,71 6 448,97

2012 2013 2014

AÑO

4. Retribución al capital A continuación se muestra el cálculo del rédito para el desarrollo y la base tarifaria para el servicio de generación que presta el Instituto Costarricense de Electricidad.

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a. Tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo

Según la metodología tarifaria vigente, los ingresos de operación (precio promedio multiplicado por las cantidades vendidas de energía, más otros ingresos), deben ser iguales que la suma de los gastos tarifarios, más el rédito de desarrollo o rentabilidad en términos absolutos (monetarios); de tal modo que esta última variable determina en gran medida el nivel de las tarifas. El ICE propone, en primera instancia, un rédito para el desarrollo promedio para el 2013 del 6,70%, según el siguiente detalle: sistema de generación = 6,66%; sistema de transmisión = 7,30%; sistema de distribución = 6,45% y sistema de alumbrado público = 6,01%, según se detalla en el Informe “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector Electricidad y los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público de agosto 2012” Para obtener una tasa de rentabilidad o rédito para el desarrollo que sirva como parámetro para esta fijación tarifaria, la Intendencia de Energía utilizó el modelo Promedio Ponderado del Costo de Capital (WACC por sus siglas en inglés) y el Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM por sus siglas en inglés). El primero de estos modelos indica que la tasa de rentabilidad de la empresa, se obtiene ponderando las tasas del costo del capital propio y del costo de la deuda. Este último se puede obtener, por ejemplo, como el costo marginal del endeudamiento (v.g. tasa de interés del último crédito obtenido); como el costo promedio ponderado de los diferentes préstamos que tiene la empresa o como la razón del costo de la deuda entre el pasivo promedio. El Modelo de Valoración de Activos de Capital (CAPM), utilizado para calcular el costo del capital propio, señala que los cambios en el retorno de un activo, están relacionados con el riesgo asociado con éste y pueden ser separados en dos grandes componentes: los relacionados con el mercado en su conjunto (riesgo sistemático) y los derivados de las inversiones específicas (riesgo específico)

3. Este modelo es consistente con la

política regulatoria que contempla como uno de sus objetivos básicos la sostenibilidad del servicio, dado que esto implica entre otras cosas, garantizar un rendimiento sobre el capital invertido que haga atractivas las inversiones en el sector, lo cual además es consistente con lo establecido en la Ley 7593 que regula los servicios públicos en nuestro país. Para el cálculo del costo de capital del ICE se emplearon las siguientes fórmulas:

(1) rkp = rl + ββββ (rm – rl) + rp (modelo CAPM) En donde: rkp = Costo del capital propio

3 Los estudios efectuados por la Autoridad Reguladora y resumido en esta sección se han basado en el documento preparado por Martín Rossi, Martín Rodríguez y Omar Chisari, especialmente el documento “El Costo del Capital en Empresas Reguladas, Incentivos y Metodología”, del cual se extraen las principales conclusiones que se citan.

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rm = Rendimiento de una cartera diversificada de acciones y rl = Tasa libre de riesgo. rm - rl = Prima de riesgo. rp = Riesgo país.

β = Mide la correlación entre los rendimientos de mercado y los de una inversión específica.

(2) rk = rd * (1-t) * D/A + r kp * P/A (modelo WACC) En donde: rk = Costo de capital de la empresa rd = Costo del endeudamiento rkp = Costo del capital propio t = Tasa impositiva D = Valor de la deuda P = Valor del capital propio (KP) o patrimonio A = Valor total de los activos (D + P). Los valores y la fuente de información de cada variable del modelo es la siguiente: � La tasa libre de riesgo (rl ) fue obtenida como el promedio de los promedios mensuales de los últimos 12 meses de la tasa de interés de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América a 20 años plazo, con corte al 30 de noviembre del 2012 (2,56%). Se utilizó como fuente de información, la siguiente dirección electrónica: http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15

� La Prima por riesgo (PR) (rm – rl)se obtuvo de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York (EUA), en la siguiente dirección de Internet: http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/implprem/ERPbymonth.xls. Se utilizará el promedio aritmético de los valores disponibles dentro de los últimos doce meses, siendo éste de 6,52% con corte al mes de noviembre del 2012.

� El riesgo país (rp) se consideró como cero (0) en este caso, entre otras cosas por tratarse de una empresa de propiedad pública, que no tiene la posibilidad de invertir alternativamente en recursos fuera del país.

� El valor de la beta (β) se obtendrá de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, profesor de la Universidad de Nueva York, USA, según la página: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar. Su valor se estimó en 0,48 (beta desapalancada).

� El valor del costo de la deuda (rd) se obtuvo del estudio elaborado por el ICE para estos efectos (informe titulado “Tasa de rédito del desarrollo del ICE-Sector

Electricidad y los sistemas de generación, transmisión, distribución y alumbrado público

de agosto 2012”), remitido mediante el oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012 y es de 5,55% en promedio.

� La tasa impositiva (t) se supuso igual a cero (0) en este caso, dada la naturaleza pública del ICE y el acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999).

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� El valor de la deuda (D) se estimó con base en el estudio efectuado por el ICE sobre costo de la deuda (oficio 5407-097-2012 del 29 de agosto del 2012).

� El valor del capital propio o patrimonio (P) es de ¢ 1 221 494 millones y el valor total de los activos (A) es de ¢2 203 438 millones, se calcula con base en información de los Estados Financieros auditados del ICE a diciembre del 2011.

Con la información disponible, se concluye que utilizando este modelo para estimar el costo del capital total del ICE-generación (modelo WACC), se obtienen cifras cercanas al 6,85%, suponiendo los valores citados. El costo del capital propio de generación (modelo CAPM) es de 8,12%, mientras que el costo de la deuda de dicho sistema es de 5,44% en promedio. En general los resultados de este modelo para cada uno de los Sistemas del ICE – Electricidad, son los siguientes:

Cuadro No. 13

Tasas de rentabilidad recomendadas para el ICE por sistema Modelo CAPM y WACC – 2013

Costo del Capital Propio (CAPM)

solicitado

Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC)

solicitado

Costo del Capital propio (CAPM),

ARESEP

Costo Promedio Ponderado del

Capital (WACC), ARESEP

WACC reconocido por

ARESEP

7,66% 6,66% 8,12% 6,85% 6,66%9,38% 7,30% 11,12% 7,35% 7,30%6,73% 6,45% 6,89% 5,51% 5,51%7,26% 6,01% 7,24% 4,54% 4,54%7,64% 6,70% 7,88% 7,51% 6,70%

Sistema

Sistema de Alumbrado PúblicoTotal ICE-Electricidad

Sistema de GeneraciónSistema de TransmisiónSistema de Distribución

Notas: Los cálculos son con base en la última información financiera auditada a diciembre del 2011, parámetros de mercado a noviembre del 2012 y el costo ponderado de la deuda a mayo del 2012 (según informe del ICE a agosto del 2012). Fuente: Elaboración propia con base en la información aportada por el ICE y la Intendencia de Energía.

De acuerdo con la información financiera presentada por el ICE a diciembre 2011, al Informe “Tasa de rédito para el desarrollo del ICE Electricidad y los Sistemas de

Generación, Transmisión, Distribución y Alumbrado Público de agosto 2012” y la información financiera a diciembre del 2011 y dado que los ajustes del ICE afectan a todo el SEN, la IE considera conveniente para el año 2013 un nivel de rédito para el desarrollo de la siguiente manera:: generación un 6,66%, transmisión un 7,30%, distribución un 5,51% y alumbrado público un 4,54%. Es importante indicar que siendo el ICE una empresa de capital costarricense, la cual es regulada mediante la metodología “Tasa de Retorno” y que no presenta una alta exposición a riesgos de mercado, debería de aprovechar esas ventajas para colocar instrumentos de deuda (bonos de largo plazo) a costos menores, razón por la cual, esta Intendencia considera que el ICE no debe de endeudarse por encima de su costo promedio ponderado del capital.

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Adicionalmente, es pertinente recalcar que las estimaciones de rédito para el desarrollo son muy sensibles al costo de la deuda, motivo por el cual es pertinente que dicho aporte de información sea lo más reciente posible, de igual forma que la información financiera de la empresa para su respectivo cálculo, ya que las estimaciones no son las más adecuadas cuando entre los datos existen diferencias temporales de 6 meses, dado que se tratan de realidades diferentes de la empresa y el mercado como tal.

b. Análisis de la base tarifaria

El presente apartado se realiza el cálculo de la base tarifaria, los siguientes son los criterios generales para realizar el cálculo:

i. Se partió de los saldos iniciales a diciembre del 2011, según Estados Financieros Auditados a esa fecha. Estos saldos coinciden con los empleados por el ICE.

ii. Los parámetros económicos utilizados son los resumidos en la sección de parámetros de este informe, y se encuentran actualizados con respecto a los utilizados por el ICE en sus proyecciones.

iii. Se utilizaron las tasas de depreciación vigentes aprobadas por el SNE en su momento. Además, de la revisión efectuada a los activos que integran la base tarifaria, detallados en la propuesta del actual estudio tarifario por parte del ICE, se determinó la necesidad de aplicar ajustes. Las razones de esta variación se encuentran principalmente en los siguientes rubros:

i. Las adiciones de activos se tomaron de las cifras estimadas por los técnicos de la Intendencia de Energía, de acuerdo con el análisis de inversiones efectuado. (Ver detalle en análisis de los activos a capitalizar).

ii. El ICE presentó la estimación de retiro de activos en operación para su sistema de generación, con el fin de realizar la exclusión de la base tarifaria, folios 875 al 877 del apartado de inversiones del ET-137-2012. No obstante, para otros activos en operación no presentan estimaciones, por lo cual se procede a realizar la estimación del retiro para dichos activos usando el porcentaje de la tasa de depreciación de cada grupo de activos, excluyendo de este cálculo los terrenos y edificios.

iii. La revaluación de activos se calculó partiendo de los saldos auditados al 31 de diciembre del 2011, a este total se aplicó el respectivo índice de revaluación, calculado con base en la metodología aprobada por ARESEP, utilizando el índice de revaluación obtenido para cada tipo de activo y tomando en cuenta los parámetros macroeconómicos señalados en el presente informe, calculado con base en el componente local y externo de cada tipo de activo, los cuales fueron obtenidos del informe enviado por el ICE, “Análisis del

Componente Local y Externo del costo de los activos fijos en operación” mediante el oficio No. 5407-069-2012.

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Debido a todos los factores citados anteriormente, los saldos del total del activo neto en operación mostraron cambios con respecto a lo calculado por el ICE, según el siguiente detalle:

Cuadro No. 14 Sistema de Generación, ICE

Detalle del activo neto en operación 2011-2013

(millones de colones) Concepto 2011 2012 2013

Activo Fijo en Operación neto

revaluado 1 419 748,80 1 446 760,41 1 471 596,75

Otros activos en operación neto

revaluado 71 654,15 70 487,14 76 357,20

Activo Fijo Neto en operación Promedio

1 504 325,25 1 532 601,75

Fuente: Estados Financieros Auditados, Diciembre 2011 y Elaboración propia IE.

Capital de Trabajo

En cuanto al capital de trabajo, este es el producto de los costos diarios de la empresa y el período medio de cobro de cada sistema objeto de estudio. El período medio de cobro se obtiene de las cuentas por cobrar, según saldo promedio mostrado en los Estados Financieros Auditados de los años 2009, 2010 y 2011. El total de estas cuentas por cobrar se divide entre las ventas de energía local y se multiplica por 360 días, para la obtención de un período medio de cobro de 37,56 días, el detalle de estos cálculos se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 15

Sistema de Generación, ICE Calculo del activo neto en operación

2009-2013 (Millones de colones)

CONCEPTO 2009 2010 2011 PROMEDIO

CUENTAS POR COBRAR 22 206,00 25 310,00 29 346,00 25 620,67

VENTAS 254 756,00 238 982,00 243 018,00 245 585,33

ROTACION DE CUENTAS POR COBRAR 0,09 0,11 0,12 0,10

PERIODO PROMEDIO DE COBRO 31,38 38,13 43,47 37,56

FUENTE: Elaboración propia con base en los Estados Financieros Auditados 2009 al 2011.

Para continuar con el cálculo del capital de trabajo, al gasto de operación se le excluye las depreciaciones, tanto de activos en operación como de otros activos en operación y

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los gastos por partidas amortizables, ya que estas no representan erogaciones reales de efectivo. Estos gastos sin depreciación se dividen entre 360 para obtener los costos diarios y se multiplican por el periodo medio de cobro detallado en el cuadro anterior para obtener un capital de trabajo, tal y como se muestra a continuación:

Cuadro No. 16

Sistema de Generación, ICE Estimación del activo neto en operación, 2013

(Millones de colones)

CONCEPTO 2013

TOTAL DE COSTOS DE OPERACION 347 961,62

MENOS: GASTOS DE DEPRECIACION Y ABSORCIÓN DE PATIDAS AMORTIZABLES

62 017,79

COSTOS SIN DEPRECIACION 285 943,83

DIAS DE AÑO FISCAL 360

COSTOS DIARIOS 794,29

PERIODO MEDIO DE COBRO 37,56

CAPITAL DE TRABAJO 29 831,06

Fuente: Elaboración propia.

El capital de trabajo contemplado en los cálculos es de ¢29 831,06 millones para el 2013.

5. Análisis financiero

a. Criterios de proyección aplicados

Los criterios financieros utilizados por la Intendencia de Energía para proyectar los gastos del servicio de generación de energía eléctrica, son los siguientes:

i. Las proyecciones de los gastos de operación, mantenimiento y comercialización, administrativos y gestión productiva 2013-2014 se realizan a partir de escalamientos. Se tomó como base de proyección el 2012 calculado este con base en los gastos reales de enero a mayo y la estimación de los meses de junio a diciembre a precios de 2012, se hizo análisis histórico de los crecimientos superiores a la inflación y se depuró con base en las justificaciones que se presentan en los folios 278 en adelante del ET-137-2012.

ii. iii. Los componentes local y externo de los costos utilizados para actualizar los

escalonamientos fueron tomados del oficio 5407-065-2012 del 13 de junio de 2012,

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elaborado por el ICE, además; en el folio 57, en la tabla N° 3.6 se detalla la separación del componente, según el resumen de gastos de operación y mantenimiento y comercialización de todas las fuentes para el periodo 2012-2014.

iv. v. Las cargas sociales se estimaron con base en el desglose del anexo No. 7 de

requerimientos. (Folio 2017). vi.

vii. Los escalonamientos que se utilizaron para realizar las proyecciones son los siguientes:

Cuadro No. 17

Escalonamientos

2012 (*) 2013Indice Interno 1,0443 1,0464 Indice Externo 0,9980 1,0327 Indice Total Sistema 1,0394 1,0449

Hidro TérmicoPonderación Interna fuente 93,50% 79,50%Ponderación Externa fuente 6,50% 20,50%

2012 (*) 2013Indice Hidro 1,0413 1,0455 Indice Térmico 1,0348 1,0436 Indice Geotérmico 1,0404 1,0452 Indice Eólico 1,0318 1,0427 Indice Comercialización 1,0437 1,0462

Fuente: Elaboración propia

viii. El escalonamiento calculado se aplicó a los gastos reales de los años 2011 y 2012 para obtener el año base 2012 con una parte real (5 meses) y otra estimada (7 meses) como se detalló en el primer punto de esta sección. Aplicando a esta base los escalonamientos de los años 2013, se obtienen las estimaciones de gastos respectivas. Además se revisaron las justificaciones de gastos no recurrentes o no tarifarios.

b. Análisis de las partidas relevantes de ingresos y egresos

A continuación se presenta el análisis de cada una de las cuentas de ingresos y gastos contempladas en la petición tarifaria del ICE para su sistema de generación de energía eléctrica.

i. Ingresos por ventas de energía: Para los ingresos por venta de energía, se consideraron las cifras resultantes del análisis mercado. Para estimar los ingresos propuestos, primero se determinó la necesidad de ingresos adicionales para lograr un excedente de operación tal que permita, para el servicio de generación, un rédito para el desarrollo cercano al 6,85% recomendado. Una vez determinada la necesidad de ingresos adicionales, por medio de la sensibilización de resultados, se calcularon los ingresos necesarios y los efectos tarifarios específicos que se muestran en el apartado del Análisis del Mercado.

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ii. Ingresos por CVT: Según lo señalado por el ICE con la entrada del Reglamento del Mercado Regional, se utilizará un nuevo modelo en que los cargos por uso de la Red de Transmisión Regional RTR, estarán basados en un sistema de transmisión multimodal que utilizará un modelo matemático para calcular los precios nodales en esta red, que considera todos los parámetros físicos de los elementos que la constituye, así como las ofertas de inyección y retiro de los agentes en todos los nodos de dicha red. De esta forma, los flujos que resultan de los intercambios entre agentes de distintas áreas de control (países), son los que establecen las pérdidas regionales, por éstas es que se cobran a los agentes que participaron en dichos flujos, los cargos de transmisión regional, mismos que resultan de la diferencia de precios nodales por el valor de la magnitud del flujo.

Para poder establecer los posibles ingresos por el servicio de trasiego regional se necesitaría tener un modelo matemático complejo que solo el Ente Operador Regional posee producto de un desarrollo informático pagado por los países miembros. Además, se necesitarían los pre-despachos nacionales de los seis países, los programas de mantenimiento de la red, sus indisponibilidades, las posibles ofertas de inyección y retiro de los agentes. Por lo tanto, no se incorporan los ingresos por servicios de transmisión a nivel de trasiego regional por no contar con registros históricos de transacciones bajo este nuevo modelo para realizar una proyección basada en estadísticas.

iii. Ingresos por contrato de operación y mantenimiento PH Toro III: Este rubro se incluye como ingreso a recibir por el ICE, de acuerdo a la información presentada por JASEC en el trámite de solicitud tarifaria del expediente ET-131-2012, anexo 4, en donde se adjuntó documentación que indicó que al ICE por la operación y mantenimiento de la planta Toro III, recibirá ¢700,07 millones que corresponde al 50% del monto total del contrato de operación y mantenimiento, el otro 50% corre por cuente del ICE, socio de JASEC por partes iguales en este negocio. Revisar esto

iv. Devolución Servicios de regulación 2012: De acuerdo a lo establecido en el oficio 1982-DAF-2012, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe reintegrar por excedentes efectivos al ICE la suma de ¢155,45 millones, estos se distribuyen entre los sistemas de la misma forma que el ICE distribuye el canon que debe pagar a la ARESEP para el 2013, siendo los porcentajes asignados a cada sistema los siguientes: generación 27%, transmisión 18%, distribución 46% y alumbrado público 9%. El monto del canon devuelto al ICE en su sistema de generación es de ¢41,97 millones para el año 2013.

v. Operación, mantenimiento y comercialización de generación: Respecto a los gastos

recurrentes, para la proyección de esta cuenta por parte de la intendencia, se utilizó el procedimiento descrito en los criterios generales, las observaciones del análisis se muestran a continuación para los gastos recurrentes:

a. En algunas cuentas hay datos que no concuerdan entre el análisis de variación y el anexo 4.1, en estos casos para realizar la proyección se tomó el registro menor, ejemplos de la situación descrita son el objeto de gasto 830 de la fuente geotérmica, 829 de comercialización, etc.

Fuente Hidroeléctrica

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b. En la hoja electrónica “proyección hidro”, para estimar el periodo junio-diciembre 2012, se tomó los datos reales del mismo periodo 2011 y se le aplicó el escalonamiento, a este resultado se le suma el periodo enero a mayo 2012 real, lo cual completaría el año base 2012, sin embargo, el ICE a este resultado le vuelve a aplicar otra vez el escalonamiento, lo que incrementa la cifra de gasto sin justificación alguna para el año base. c. En los gastos de proyectos geotérmicos hay errores en la formulación de la hoja, por ejemplo para el 2014, los datos en las posiciones AK1058 (4 765,28) +AL1058 (1 985,19) + AM1058 (6 814,92).

d. En los gastos de proyectos eólicos hay errores en la formulación de la hoja, por ejemplo para el 2014, los datos en las posiciones AK1058 (891,46) +AL1058 (0,00) + AM1058 (955,22). e. En los gastos de comercialización hay errores en la formulación de la hoja, por ejemplo para el 2012, los datos en las posiciones V251 (177,21) + W251 (335,99) = X251 (513,20) correspondiente al total de gasto de ese año, el cual debería ser igual al total de gastos recurrentes a saber: AB251 (177,21) + AC251 (333,53) = AD251 (510,74), ya que en este año no se reportan gastos no recurrentes.

f. Objeto de gasto 074, transporte de bienes, periodo junio-diciembre 2011 para la generación hidroeléctrica, se presenta un crecimiento de 1507,6%, correspondiente a 14,7 millones, se analizó la cuenta desde el 2009 y este crecimiento es puntual y la justificación indica que se debió al arreglo de un camino, por lo que se considera no recurrente, este rubro se estima con base en el 2010 adicionándole el concepto de inflación. g. Objeto de gasto 089 otros servicios de gestión y apoyo, en el periodo junio-diciembre 2011, se incrementa 50,5%, según justificación debido a mantenimiento de zona recreativa, se elimina este crecimiento por considerarse un gasto que no es necesario para prestar el servicio. Para la proyección de este objeto de gasto se tomó el periodo junio-diciembre 2010 y se le aplicó la inflación. h. Los objetos de gasto 109 y 119, incluyen gastos no recurrentes como reparación de mayas, pintura de casa de máquinas y servicio de instalación de vidrios y canoas, entre otros, por lo que se proyectó con base en el periodo anterior sumándole únicamente el concepto de inflación. i. El objeto de gastos 150 alimentos y bebida se eliminó de todas las fuentes por considerarse que es un gasto que no debe cubrir el consumidor, el alimento para los funcionarios debe costearlo personalmente cada uno de los funcionarios del ICE. j. Deducibles, objeto de gasto 128, no presenta justificación por lo tanto se excluye de los gastos, esta cuenta no presenta saldo en su comportamiento histórico. k. Objeto de gasto 816 estimación para validación de existencia para el periodo junio- diciembre 2011, crece 120,8%, no se utiliza este gasto en la proyección ya que este

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crecimiento en exceso incentiva la ineficiencia en el control de los inventarios, este gasto se calcula con base en el periodo junio-diciembre 2010 y se le aplica la inflación. l. Objeto de gasto 112 mantenimiento y reparación de maquinaria y equipo de producción, según justificación su crecimiento de 24,6% para los meses de enero a mayo 2012 se debe a un error de registro de un gasto administrativo, entre otros, como no se detalla el monto del error cometido se procede a calcular este periodo con base en los meses de enero a mayo 2011 adicionándole la inflación. Fuente Térmica

m. De las cuentas de gastos para la fuente térmica, en las que no incluyó justificación de crecimiento por encima de la inflación, por ejemplo para el periodo enero mayo de 2010-2011 algunos de los objetos de gasto son: 160, 178, 179, entre otros. n. Para el periodo junio-diciembre 2010-2011, las cuentas sin justificación son: 113-114-116-178-179, entre otras. o. Y para el periodo enero-mayo 2011-2012: 113-114-116-149-178-179, entre otras. p. Para el objeto de gasto 871 en el folio 520 y para los meses de enero a mayo 2012 se registran cero colones, sin embargo, en el folio 598, para la misma cuenta en el mismo periodo se registra un monto de ¢6,48 millones, al no coincidir la información se utiliza para la proyección el periodo enero-mayo 2011 más inflación. q. Para el objeto de gasto 876 en el folio 520 y para los meses de enero a mayo 2012 se registran cero colones, sin embargo, en el folio 598, para la misma cuenta en el mismo periodo se registra un monto de ¢25,33 millones, al no coincidir la información se utilizó para la proyección el periodo enero-mayo 2011 más inflación.

Fuente Geotermia

r. En el objeto de gasto 002 se encontraron diferencias en el gasto histórico las cuales se detallan a continuación: para el periodo enero a mayo 2010, en el folio 524 se indica un saldo de ¢102,5 millones, mientras en el folio 606 ¢5,28 millones. Para el periodo junio diciembre de 2010 el folio 529 reporta un saldo de ¢42,8 millones, mientras que el folio 601 ¢17,6 millones. Y por último el periodo enero a mayo 2012, en el folio 535 el saldo es de ¢37,1 millones, mientras que en el folio 606 es de ¢2,64 millones. Debido a las inconsistencias encontradas las estimaciones de esta cuenta se realizaron sobre los saldos de los folio 601 y siguientes, por presentar los rubros de gastos menores. Hay diferencias también en el objeto de gasto 829. s. Para las siguientes cuentas no se incluye justificación a los crecimientos por encima de la inflación: transportes dentro del país, viáticos en el exterior, mantenimiento y reparación equipo de transporte, por lo tanto se proyectó con base en los datos del 2010, en ese año y el anterior la cuenta se comportó estable.

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t. Los siguientes objetos de gasto presentan estimaciones negativas para el periodo junio- diciembre 2012: 003 Servicios especiales, 509 Reintegro de subsidios C.C.S.S. enfermedad y maternidad. En estos casos para ese periodo el gasto no se estimó (¢0).

u. La cuenta 812 presenta un incremento del 100% en el periodo junio- diciembre de 2011, el ICE realizó la proyección sobre dicho crecimiento, sin embargo no se adjunta la justificación de dicho comportamiento por lo cual se excluye este rubro de los cálculos. Fuente Eólica

v. Los objetos de gasto 110 Mantenimiento de vías de comunicación y 123 Otros impuestos, 156 Madera y sus derivados, 158 Materiales y productos de vidrio no tienen justificación de su crecimiento superior a la inflación, por lo tanto no se incluye en los cálculos, este crecimiento. Proyección campo geotérmico

w. Para esta fuente no hay justificaciones de crecimiento por encima de la inflación, por lo tanto estos gastos se recortaron.

Con respecto a los gastos no recurrentes, a solicitud de la ARESEP, el ICE en los últimos cuatro estudios ha presentado un informe de seguimiento a los gastos no recurrentes, de dicho informe cabe rescatar que la ejecución ha sido deficiente, los resultados se muestran en el siguiente cuadro:

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Cuadro No. 18

2011 2010 2009 2008 PromedioHidraúlica 64,30% 31,69% 40,01% 0,00% 34,00%

Térmica 49,62% 9,78% 0,52% 54,39% 28,58%

Geotérmica 54,87% 83,26% 46,22% 0,00% 46,09%

Eólica 82,67% 47,00% 0,00% 0,00% 32,42%

% Ejecución

Intituto Costarricense de ElectricidadSistema de generación

Seguimiento de gastos no recurrentes

Fuente: Seguimiento de gastos no recurrentes folio 1793 ET-137-2012, folio 2088 ET-140-2011, folio 1417 ET-173-2010, folio ET-193-2009.

Como consecuencia de la sub-ejecución de gastos que se muestra en el cuadro anterior, y con base en el principio del servicio al costo, se procederá a reconocer para efectos de este costo de referencia para cada una de las fuentes, el porcentaje detallado en cuadro anterior sobre las estimaciones del ICE, con el fin de que los usuarios cubran únicamente gastos que puede ejecutar la empresa para la prestación del servicio, algunas excepciones a los cálculos del ICE se muestran a continuación, detallados por fuente y acompañados de la justificación respectiva para los años 2013 y 2014: Fuente Hidroeléctrica

vi. Ítems 2013-1 Reparación Ventana Humo y Ventana B, 2014-18 Cambio de

cubierta de techo de casa de máquinas y almacén de repuestos, se reconocieron en los gastos estimados para el 2011 (folios 1795-1796), por lo tanto se excluye de esta estimación.

vii. Ítem 2014-19 Lavado de tubería de presión, este gasto se realizó en el periodo de junio a diciembre 2011, por lo tanto para su cálculo se tomó ese dato y se le adicionó el concepto de inflación, ejercicio que sirvió para demostrar que los gastos que incluye el ICE en sus cálculos no se realizan bajo esta metodología ya que el resultado obtenido difiere del presentado por el ICE. Fuente geotérmica

viii. Ítem 2013-5 Barra colectora para baterías, se reconoció en los gastos estimados

para el 2011 (folios 1845), por lo tanto se excluye de esta estimación. Fuente Campo geotérmico

ix. Ítem 2013-1 Cierre con malla casetas de inhibición y contrapozos, este rubro se excluye del cálculo de costo de referencia ya que por el mismo concepto se le reconoció en los cálculos de la tarifa anterior ¢27,80 millones En el caso de los centros de servicio se utilizó el mismo criterio de estimación, únicamente se actualizaron los índices que generaron diferencias muy pequeñas.

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Por último, es importante resaltar que, se excluyeron todos los gastos claramente identificados relacionados a la operación y mantenimiento del Proyecto Pailas, ya que el Contrato de arrendamiento (folios 1383-1419), cláusula vigésima tercera, la cual también fue modificada por el addendum No. 2 al Contrato, en el punto 8, folio 192, anexo 13 establece que el costo para el ICE de las labores de mantenimiento de la Planta será cobrado al BCIE y este último incluirá el monto de dicho cobro en la cuota de arrendamiento, incluirlos en esta cuenta implicaría un doble reconocimiento. Con base en el análisis anterior, se incluye para el cálculo del costo de referencia un gasto de operación, mantenimiento y comercialización de ¢39 966,98 millones para el 2013.

x. Estudios preliminares: Para la proyección de gastos preliminares se utilizó el criterio general de proyección. De acuerdo al análisis realizado se determinaron los siguientes resultados:

i. La ejecución del gasto de algunas cuentas, sobrepasan el monto previamente aprobado por ARESEP para los meses de junio a diciembre 2011, así como la inflación del periodo, sin presentar justificación alguna por este crecimiento, dentro de estas cuentas se encuentra la cuenta 865; debido a lo expuesto se utilizó para realizar su proyección lo autorizado en el estudio tarifario anterior, ¢22,64 millones.

ii. En las cuentas 867-868-869-870-871-872 y 873 se aplicó el mismo criterio utilizado por el ICE, para los meses de junio a diciembre 2012, el cual consiste en utilizar como base de proyección, las cifras de junio a diciembre del 2011, multiplicadas por el índice de inflación acumulada de junio 2011 a mayo 2012, que fue de 1 0443, los ajustes correspondientes a:

• La depreciación, ya que está proyectada en el estado de ingresos y gastos.

• La absorción de partidas amortizables.

De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos preliminares incluidos en el cálculo de este costo son ¢6 941,77 millones para el año 2013.

xi. Combustible y lubricantes: Las unidades físicas estimadas por ARESEP de generación térmica para el año 2013 son de 866 GWh, mientras que para el ICE, según la información enviada para la aplicación de la metodologías RJD-017-2012, en el año 2013 va a requerir de 1 106 GWh. Esto significa que las estimaciones de ARESEP son aproximadamente un 21 por ciento menores en el año 2013. El gasto estimado por ARESEP en consumo de combustibles para generación térmica es de ¢73 215,92 millones para el año 2013. La proyección de gasto en generación térmica del ICE para el año 2013 es de ¢116 201,21 millones. La diferencia relativa en el año 2013 es de 36,99 % menor el gasto estimado por la ARESEP que el dato del ICE. El costo estimado por kWh generado para ARESEP por combustibles en el 2013 es de ¢84,92 y para el ICE de ¢105,39.

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La principal diferencia entre las estimaciones del ICE y las de la Autoridad Reguladora es la cantidad de unidades físicas necesarias de producir y la cantidad de litros a consumir de diésel. Además, se dan diferencias en los precios de los hidrocarburos para los cuales el ICE hace una proyección y ARESEP utilizó los precios vigentes el día de la audiencia pública, también existen diferencias en los parámetros económicos utilizadas por ambas instituciones. Para distribuir la energía entre las plantas térmicas, la Autoridad Reguladora para el año 2013, inicia asignando la generación de la planta con mayor rendimiento (kWh/l) a las de menor rendimiento, siguiendo la forma de distribución por plantas del ICE en los casos en que la generación térmica estimada por ARESEP es menor a la del ICE. En los meses en los que ARESEP estimó una generación mayor se asigna a la planta con mayor rendimiento un monto no mayor al máximo que el ICE le haya asignado anteriormente (para de alguna manera tomar en cuenta las restricciones de transmisión) y así con las demás plantas. El rendimiento de las plantas utilizado es el promedio real por planta obtenido de enero a octubre del presente año. Los precios de los combustibles (diésel térmico y bunker) utilizados para los cálculos son los publicados en el Alcance Digital Nº188 de La Gaceta Nº227 del 23 de noviembre del 2012, precios vigentes actualmente. Se utilizó el precio de plantel con impuesto (se obtiene del Decreto Nº37233-H del 14 de agosto de 2012) más el flete de transporte de combustible que le corresponde pagar al ICE. Para obtener el flete que le corresponde pagar al ICE por concepto de transporte de diésel térmico se utilizó la fórmula establecida en la resolución 696-RCR-2011 publicada en el Alcance Nº 111 de La Gaceta Nº 248 del 26 de diciembre de 2011 y por concepto de búnker se utilizó la fórmula establecida en la resolución 656-RCR-2011 publicada en La Gaceta No. 191 del 05 de octubre de 2011. Se supone que en promedio se recorren 100 kilómetros para transporte de combustibles. El precio del combustible total se valoró al tipo de cambio de venta para las operaciones con el sector público no bancario de la misma fecha que la publicación de los precios vigentes de los combustibles, en este caso, del 23 de noviembre del 2012. Los precios utilizados para valorar el diésel térmico y el búnker para generación se presentan en el cuadro siguiente:

Cuadro No. 19

Precios de combustibles para generación térmica Colones por litro

Diesel Búnker

Componentes 23-nov-12 23-nov-12

Precio Plantel 420,811 334,563

Impuesto Único 125,25 20,75

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Flete 10,7 9,61

Total 556, 761 364,923

Fuente: Autoridad Reguladora, Intendencia Energía

Respecto a los gastos de combustibles (¢15 542 millones), correspondientes al segundo semestre del 2012, no fueron reconocidos en la presente petición tarifaria, ya que se determinó que se requiere llevar a cabo un proceso de seguimiento tarifario post-fijación, en el cual se pueda cotejar el cierre financiero (estado financiero auditado) del 2012 con relación a lo aprobado por ARESEP en el estudio ordinario ET-140-2011 y los ajustes por combustibles aplicados durante el presente periodo.

xii. Lubricantes: El precio de los lubricantes se calculó como el precio promedio real por litro pagado (cociente del gasto en lubricantes en colones y el consumo de lubricantes en litros) por el ICE con base en el documento de control de lubricantes de enero a octubre del 2012 remitido por el ICE a la Intendencia de Energía. Este precio se dolariza utilizando el tipo de cambio de venta del mes de octubre del 2012. El rendimiento (kWh/l) utilizado para calcular la cantidad necesaria de litros de lubricantes para el año 2013, es el presentado por el ICE (folio 1247). Los litros de lubricantes estimados por ARESEP para el año 2013, son 320 830 litros, por su parte, el ICE calcula que va a requerir 301 747 litros para el mismo periodo. Esto significa un gasto en consumo de lubricantes de ¢ 340,10 millones en el 2013, el monto estimado por el ICE es de ¢ 316,69 millones para el mismo año.

xiii. Complementarios de operación: Estos gastos se estiman conforme al plan de actividades de cada proyecto. Se ajustan las estimaciones de los gastos correspondientes a la UEN de Producción de Electricidad con base en los escalonamientos, los cuales contemplan los parámetros económicos utilizados en este informe. En el análisis de los gastos de la UEN Proyectos y Servicios Asociados (PYSA) que se estiman según las actividades anuales programadas, se encontraron que algunos gastos no estaban debidamente justificados, presentaban inconsistencias, no suministraron los cálculos específicos de algunos rubros o se estimaban en base a datos que no se incorporaron en el expediente. Para el proyecto Capulín se modificó la proyección para el 2013 utilizando el monto real ejecutado en este proyecto durante el año 2011 y éste se proyectó considerando los parámetros económicos estimados en este estudio, esto debido al análisis del comportamiento de la partida durante el año 2012 y tomando en consideración la base de las estimaciones señaladas por el ICE. Para los proyectos PH Chiripa y PH Orosi, se modificaron las estimaciones para el año 2013 tomando en consideración la correlación entre sus actividades programadas y las actividades del proyecto Capulín, y que en los estados financieros del ICE a setiembre del 2012 no refleja que estos proyectos hayan tenido operaciones; por lo que para la estimación del año 2013 se estiman en base al monto ejecutado por el Proyecto Capulín en el año 2011 según los estados financieros del ICE. Para la estimación del proyecto PH Reventazón para el año 2013, se utilizó el monto estimado del Proyecto Hidroeléctrico Toro III para el período de junio a diciembre del año 2012 y para el año 2014 se estima lo proyectado para Proyecto

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Hidroeléctrico Toro III para el año 2012, debido a que no se indica la fecha estimada en que se firmará el contrato de fideicomiso y se iniciarán las operaciones bajo esta modalidad, y no presenta el detalle de los gastos estimados de mano de obra que se incluyeron a dicha partida para los años de proyección. Los gastos complementarios de operación se proyectan en ¢993,8 millones para el 2013

xiv. Compras de energía a generadores privados: Para la estimación de esta cuenta la Autoridad Reguladora estimó que la generación privada en el año 2013 será de 1 664 GWh, mientras que el ICE estimó una producción de 1 696 GWh para el año 2013, lo que significa que la estimación del ente regulador es 1,91% menos que la del regulado. Además, se estimó que para el 2013 las compras a generadores privados serán por un monto de ¢ 61 950,20 millones, lo que significa en el año 2013 un monto menor al del ICE de 2,55% ciento, en promedio la tarifa es de ¢37,23 por KWh. Las diferencias entre los datos que estima la ARESEP y el ICE son principalmente por los parámetros económicos utilizados y por la cantidad de energía estimada para ambos años, la cual es menor para la Autoridad Reguladora en unidades físicas totales y en colones. Los precios utilizados para obtener los montos en colones a pagar por el ICE a cada generador privados son:

• Para los generadores privados hidroeléctricos y eólicos (plantas existentes) amparados en la Ley No. 7200 se aplicó una tarifa promedio anual de 0,0645 dólares por kWh aprobada en la resolución 750-RCR-2012 del 09 de enero del 2012 y publicada en La Gaceta Nº 43, del día 29 de febrero del 2012.

• Vara Blanca está considerada como una planta nueva, por lo cual el ICE utilizó la banda tarifaria fijada en la resolución 796-RCR-2012, publicada en La Gaceta Nº 92 del 14 de mayo del 2012. La tarifa utilizada es la banda inferior aprobada, que es una tarifa promedio de 0,0798 dólares por kWh, misma que el ICE utiliza para calcular los pagos.

• El Ángel tiene un precio aprobado de 0,071 dólares por kWh según la resolución RCR-293-2011 del 19 de enero del 2011.

• Para los generadores privados que utilizan como fuente el bagazo de caña se aplicó la tarifa aprobada por ARESEP en la resolución 989-RCR-2012 del 16 de noviembre del 2012, publicada en el Alcance Digital Nº 193 de La Gaceta No. 231 del 29 de noviembre del 2012, la cual aprueba una tarifa de 0,0855 dólares por kWh.

• En el caso de los BOT`s se utilizan los mismos precios en dólares que el ICE utiliza en sus cálculos.

xv. Servicios de regulación: Para la asignación del canon de regulación se utilizó el porcentaje detallado en el folio 64 del ET-137-2012. El monto que debe cancelar el ICE

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por concepto de canon 2013 es el aprobado y publicado en la Gaceta Nº 214, Alcance 173 del 6 de noviembre de 2012. El gasto de canon incluido en el estudio corresponde a ¢161,88 millones para el año 2013.

xvi. Administrativos: Para la proyección de gastos administrativos se utilizó el criterio general de proyección, las justificaciones que presentó el ICE para aquellos gastos que crecen más que la inflación fueron muy escuetas, se presenta una descripción de los objetos de gasto que tuvieron mayor crecimiento y no las razones que causaron ese crecimiento, en los casos en que manifiestan las razones estas no se cuantifican. Se detalla que hubo restructuraciones dentro de la Institución, el crecimiento porcentual de los gastos, etc., con este nivel de detalle no es posible validar la información, por tal razón en consulta adicional se solicitó ampliar la información. Para las cuentas cuya justificación tiene argumento débil o nulo se consideró un crecimiento igual a la inflación con el fin de depurar el año base. Del análisis de cuentas se presentan los siguientes resultados:

• La cuenta 016: retribución por años servidos, se justifica un único monto para todos los sistemas, a saber, ¢59,52 millones y ¢19,31 millones. Ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el monto justificado de la cuenta de forma proporcional entre los cuatro sistemas, tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, asignando los siguientes porcentajes: 47% generación, 19% transmisión, 28% distribución y 5% alumbrado público; asimismo, la justificación no explicó el crecimiento total que la cuenta sufrió por encima de la inflación, por lo que se excluye la diferencia correspondiente a ¢48,93 millones para el caso de generación.

• En la proyección de las cuentas 084, 086 y 104 se excluye los gastos ocasionales y/o no recurrentes, por cuanto son de carácter esporádico, los mismos no se ejecutan en periodos futuros, por ejemplo de la cuenta 084 se excluye la contratación directa No. 2010CD-3275-PROV, por el monto de ¢62,00 millones y la contratación del Despacho Lara Eduarte SC por el monto de $150 mil. Para estas cuentas no separa ni cuantifica lo que corresponde a cada sistema, ante esta situación, en ausencia de criterios para dividir el gasto entre los diferentes sistemas, se procedió a distribuir el gasto ocasional proporcionalmente entre los cuatro sistemas; tomando como parámetro el valor de los gastos reales del 2011, para asignar así un porcentaje y con ello determinar el monto a excluir en cada uno de los sistemas, a continuación se muestra los porcentajes utilizados en cada cuenta, y el monto que se excluye en el sistema de generación:

− Cuenta 084: Servicios en ciencias económicas y sociales, se excluyó el monto de ¢73,35 millones en el sistema de generación, los porcentajes utilizados para realizar este cálculo son 46% generación, 16% transmisión, 33% distribución y 5% alumbrado público.

− Cuenta 086: Servicios generales, se excluyó el monto de ¢17,32 en el sistema de generación, los porcentajes utilizados son 41% generación, 19% transmisión, 33% distribución y 6% alumbrado público.

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− Cuenta 104: Actividades de capacitación, los porcentajes utilizados son 44% generación, 21% transmisión, 30% distribución y 5% alumbrado público, para un monto de ¢27,73 millones excluido en el sistema de generación.

• Los siguientes objetos de gasto se excluyeron de la estimación: (304) transferencias a FONAFIFO y (094) Transporte dentro del país correspondiente al aporte para el pago de transporte de los niños del Centro de Formación Infantil por considerarse gastos no tarifarios. Se recomienda ahondar más en la justificación de los gastos reales, por ejemplo para los gastos relacionados con remuneraciones incluir cantidad de nuevas contrataciones, detallar puesto, condiciones de contratación (empleado fijo o temporal), objetivo de la contratación o necesidad a satisfacer, salario, entre otros; para el caso de restructuraciones, movimientos de personal de un departamento a otro, o cambio de un puesto a otro, cuantificar los cambios, de forma que se evidencie el crecimiento. Para las otras cuentas incluir detalle de las erogaciones que incrementan el gasto. Además de presentar detalle de las justificaciones de gastos recurrentes y ocasionales, separado por sistema. Además, debe cerciorarse de excluir las cuentas relacionadas con el servicio de telecomunicaciones con el fin de no crear subsidios entre tarifas. La información remitida a la ARESEP debe ser verificada con anterioridad, ser clara e identificable de forma que no induzca a malinterpretaciones al analista. De acuerdo con los resultados anteriores, los gastos administrativos incluidos en el cálculo de este costo de referencia son ¢12 129,32 millones para el año 2013.

xvii. Seguros: Para el cálculo de esta cuenta se utilizó la misma metodología que aplicó el ICE y que detalla en los folios 923 al 953 del ET-137-2012, las variaciones en los resultados se deben a: i) La aplicación de tipo de cambio calculado por la Intendencia de Energía, para convertir las primas de seguros, ii) se incluyó en la estimación del periodo 02-Abril-2013 a 01-Abril-2014 dentro del valor asegurado 10 nuevos transformadores por un monto de $7,5 millones de dólares, iii) se incorporó en el valor asegurado del periodo 02-Abril-2014 al 01-Abril-2015 la suma de $167,17 millones de dólares correspondiente a la ampliación de la planta hidroeléctrica Cachí, iv) así como, la suma de $80,40 millones de dólares pertinentes a la repontecialización de la planta hidroeléctrica Río Macho (unidades 1 a la 4), v) y se incluyó 5 nuevos transformadores por un monto de $3,6 millones de dólares, vi) por último, se excluye el valor asegurado del Proyecto Hidroeléctrico Toro III, correspondiente al monto de $188,10 millones de dólares, así como, los $37,9) millones de dólares que representa el efecto de la tubería y el TOC del proyecto Toro III proyectado a una tasa de 34,99%; por cuanto el monto de las primas del seguro de este arrendamiento se le reconoce al ICE a través del fideicomiso. (Folio 3881-3883). En relación con el punto vi anterior, se detalla el criterio utilizado de exclusión, debido a que la prima del proyecto hidroeléctrico Toro III no se reconoce al ICE vía tarifaria, se depura la base de proyección, excluyendo del año 2012 el valor asegurado por el monto de $28,10 millones de dólares correspondiente al tanque de oscilación y el túnel, así

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como la prima pagada por este concepto; se aplica el mismo criterio en las adiciones de los años proyectados 2013-2014. Una vez excluido P.H. Toro III, se obtiene un nuevo valor asegurable, al cual se le aplica el factor 0,3504 correspondiente a la tarifa que se pagó al INS en el año 2012 (folio 936), obteniendo así el nuevo valor de la prima anual, la cual es válida del 02/04/2012 al 01/04/2013, este monto sirve como base para asignar el valor a la prima del seguro por el periodo comprendido de enero a diciembre 2012. El total del gasto de seguros es distribuido en cada uno de los sistemas de conformidad el peso porcentual de los activos asegurados de cada uno respecto al total de los valores asegurados por el ICE-Electricidad de cada año. La prima de seguros incluida en los cálculos para el 2013 es de: ¢7 057,83 millones.

xviii. Depreciación activos en operación: El gasto de depreciaciones se estimó utilizando las cifras de los activos y sus respectivas depreciaciones tanto al costo como revaluado del período 2011, tomadas de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2011. Las diferencias generadas en este rubro corresponden a:

• Las modificaciones realizadas a las inversiones y adiciones indicadas en el apartado de activos a capitalizar de este informe.

• Se procede a utilizar para los años de proyección de la cuenta otros activos en operación como retiros de activos, el porcentaje de depreciación de cada grupo de activo, tanto para el activo al costo y revaluado y sus respectivas depreciaciones, lo anterior debido a la ausencia de proyección de los retiros de esta cuenta por parte del ICE.

• El ICE plantea la metodología para asignar el gasto por depreciación de la cuenta otros activos en operación que utilizan en los estados de resultados tanto en tarifas vigentes como en las propuestas, obteniendo un 61,07% para destinarlo a operación y la diferencia a construcción, 38,93% (folio 872). La Intendencia asume la metodología propuesta por el ICE. Todo lo anterior se realizó tomando como base la información aportada por ICE, en el expediente de la petición tarifaria, la información electrónica y la obtenida de los Estados Financieros suministrados por la empresa en su momento. El gasto por depreciación de activos en operación estimado para el 2013 es de ¢55 653,72 millones y de ¢60 117,71 millones para el 2013, y el gasto por depreciación de otros activos en operación es de ¢5 118,15 millones para el 2013 y de ¢5 730,02 millones para el 2014.

xix. Absorción de partidas amortizables e intangibles: Para estimar esta cuenta se utiliza la misma metodología que el ICE, se presentan algunas variaciones por las siguientes razones:

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• Al no especificarse nada sobre la amortización de las mejoras, se asume que estas se dan un mes después de adquirido el activo, por lo tanto si la amortización del activo finaliza en enero, la amortización de la mejora finaliza en febrero.

• Se presenta una diferencia con el ICE, ya que en sus cálculos se amortiza el activo intangible número 350180411 para los años 2012 y 2013, sin embargo; en el detalle del activo se especifica que se adquirió en el 2008 y que finaliza su amortización en el 2011, por lo tanto para los años del estudio ARESEP no considero ninguna amortización. Debido a las anotaciones anteriores se presentan unas diferencias para el monto incluido para el año de proyección por las razones antes indicadas, el monto es ¢1 964,87 millones para el año 2013, lo que representa una diferencia de -0,06% con respecto a la información presentada por el ICE.

xx. Alquileres operativos de instalaciones: El pago por arrendamiento estimado por ARESEP para el 2013 es de ¢59 823,7 millones, monto que es menor al del ICE en un 9,19%. Este monto se diferencia del que presentó el ICE principalmente debido que el arrendamiento de Toro III se considera a partir de julio del 2013 (según se indicó en el contrato de arrendamiento, este se inicia el 1 de junio del 2013 y se realiza al mes vencido) y a los parámetro económicos utilizados como lo es el tipo de cambio. Se verifican las facturas y los contratos – folios 1280-1451 del ET-137-2012 – para asegurarse de que las cuotas sean las correctas. En el caso de P.H Cariblanco, P.T. Garabito y P.H. Toro III, además; de la revisión anterior se verificó la determinación de cuota de arrendamiento para las siguientes plantas: Proyecto Hidroeléctrico Peñas Blancas: El Proyecto Hidroeléctrico Peñas Blancas se realizó mediante un Fideicomiso de Titularización y Desarrollo de Infraestructura Eléctrica, entre el Banco Nacional de Costa Rica y el Instituto Costarricense de Electricidad. En el contrato de arrendamiento del proyecto, se establece en la cláusula segunda el precio del arrendamiento (folios 1280-1285), sin embargo, en el año 2005 los montos fueron ajustados debido a que el fideicomiso estaba acumulando flujos de caja. El monto establecido para el año 2013 es de $ 692 923 mensuales. El plazo de arrendamiento es de ciento cincuenta y cinco meses, contados a partir de agosto del año 2002. Proyecto Hidroeléctrico Cariblanco: Al igual que P.H. Peñas Blancas, el Proyecto Hidroeléctrico Cariblanco se realizó mediante un fideicomiso de titularización, el cual tiene como objeto el financiamiento de la construcción del Proyecto, la construcción del proyecto dentro del plazo previsto y el arrendamiento de la Planta al ICE. En el contrato de arrendamiento y mantenimiento de la planta (folios 1311-1319), se establece en la cláusula segunda el precio del arrendamiento. El 18 de octubre 2007, la

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Unidad Ejecutora del Fideicomiso, recomienda que la cuota de arrendamiento sea de US$ 2 070 000, realizada a partir de los flujos de caja, para garantizar el equilibrio financiero. El plazo del arrendamiento es de ciento cuarenta y siete meses, contados a partir del primero de octubre del año 2007, según la cláusula tercera. Proyecto Térmico Garabito: En el contrato de arrendamiento de la Planta Térmica Garabito (folios 1345-1356), establece en la cláusula segunda el precio de la cuota de arrendamiento, sin embargo, se indica que la fórmula es para efectos de referencia y que la cuota de arrendamiento se fijará en forma definitiva al momento de iniciar el arrendamiento, velando por el equilibrio financiero del Fideicomiso. El plazo del arrendamiento es de ciento cuarenta y dos meses, contados a partir del primero de junio del año 2010. La Unidad Ejecutora del Fideicomiso procedió a recomendar una cuota el día 17 de junio 2010, por el monto de US$ 5 230 000. Es importante indicar, que según la nota del ICE 3010-320-2011 presentada en la información adicional, se desarrollaron obras tanto de generación como de transmisión eléctrica, razón por la cual se realizaron cálculos para establecer el porcentaje correspondiente a cada unidad estratégica de negocio (UEN) y el resultado es que un 5,34% corresponde a la UEN Transmisión y el restante 94,66% corresponde a UEN Producción. Esto con motivo de que cada UEN asuma presupuestariamente y contablemente la proporción que le corresponde de la cuota. Proyecto Geotérmico Las Pailas: El Proyecto Geotérmico Las Pailas se financió mediante un esquema de financiamiento no tradicional, en el cual el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) se compromete a desarrollar y financiar la construcción de la planta y a arrendarla con opción de compra al ICE por un período de doce años, para lo cual el “arrendatario” pagará 24 cuotas en forma semestral. La cuota de arrendamiento quedó definida en la cláusula décima quinta (folios 1383-1419), el cual fue modificado con el addendum Nº 2 al Contrato de Arrendamiento, de forma que las cuotas son fijadas sobre la recuperación del 85% de la inversión acumulada total (IAT) al término de la etapa de construcción por un monto de US$160,0 millones, más la aplicación de una tasa de rentabilidad total invariable durante todo el plazo del arrendamiento acordada entre el ICE y el BCIE de 4,90% anual sobre el 100% de la IAT pendiente de recuperar. El monto calculado por semestre a pagar por arrendamiento es de $ 8 150 203. Según la cláusula vigésima tercera, la cual también fue modificada por el addendum No. 2 al Contrato, establece que el costo para el ICE de las labores de mantenimiento de la

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Planta será cobrado al BCIE y este último incluirá el monto de dicho cobro en la cuota de arrendamiento. El monto de mantenimiento estimado por el ICE es de $ 1 125 000 semestral. El caso del Proyecto Geotérmico Las Pailas, es similar al de la P.T. Garabito en cuanto a que un porcentaje del desarrollo del proyecto corresponde a transmisión. En este caso el porcentaje correspondiente a la UEN Transporte es un 11% y el restante 89% corresponde al sistema de generación. Proyecto Hidroeléctrico Toro III: El Proyecto Hidroeléctrico Toro III se desarrolló mediante el vehículo de arrendamiento operativo, bajo las condiciones descritas en el Contrato de Fideicomiso entre el Banco de Costa Rica e ICE-JASEC (folios 1421-1447). Para calcular la cuota de arrendamiento se utiliza la fórmula indicada en la cláusula quinta del contrato de arrendamiento, que es la siguiente:

Donde:

Cuota = Cuota de arrendamiento mensual, pagadera por mes vencido US$ CCA = Costo capitalizado del Activo en la fecha de inicio del arrendamiento, según la contabilidad

del Fideicomiso, expresado en US$. Ti = Tasa implícita de la operación, calculada con el modelo financiero y expresada como tasa

equivalente anual. α = - 1 624 528,52 β = 0,011495724 γ = 113 093 867,37

El resultado de cuota de arrendamiento se debe dividir en partes iguales entre JASEC y el ICE, y será el valor por mes a pagar al fideicomiso. Se indica en la cláusula sexta que la fórmula es para efectos de referencia y que la cuota de arrendamiento se fijará en forma definitiva al momento de iniciar el arrendamiento, velando por el equilibrio financiero del Fideicomiso. La cuota de arrendamiento utilizada para el presente estudio es la misma utilizada en el estudio de JASEC (ET-131-2012), por consistencia. En el estudio indicado, se utiliza la fórmula establecida en el contrato, pero utilizando como tasa implícita 11,56%, en lugar de 12,19%. Las razones para realizar esto se encuentran en el informe 047-IE-2012. Según el contrato de arrendamiento, el plazo del mismo es de ciento treinta y siete meses, contados a partir del primero de junio del 2013. Teniendo que realizar el primer pago al mes vencido.

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La cuota de arrendamiento correspondiente al ICE es de US$ 1 101 587,8 mensuales. El monto a reconocer es diferente al indicado para JASEC por variaciones en el tipo de cambio.

ix. xxi. Costos administrativos del EOR-OMCA: Se calculó el Cargo servicios de operación del

sistema eléctrico regional (E.O.R.) y el Cargo de regulación del MER (C.R.I.E.) conforme a la metodología establecida, sin embargo, al analizar el Tratado Marco y los protocolos, se consideró que este gasto debe ser incluido en el sistema de transmisión, ya que si bien es cierto lo debe cubrir el ICE como operador de la red, este gasto debe ser trasladado a la demanda nacional, como un gasto por transmisión de energía.

xxii. Importación de electricidad y cargos regionales por transmisión: El ICE señala que las proyecciones de importaciones son para dar suministro eléctrico a zonas aisladas durante paros programados por mantenimiento o por situaciones de emergencia y cuando resulte económicamente más barato importar energía, que generar con algunas plantas térmicas costarricenses. Para efectos de la proyección de las importaciones del 2013, se estimó un incremento del 2,5% con respecto a las importaciones reales del 2012 (según el informe de octubre del 2012 suministrado por el ICE), porcentaje que se explica por el crecimiento de la demanda eléctrica del 2013 con relación al 2012. Se utilizó el precio de $249,85 por MWh que se obtuvo del costo de las importaciones totales entre los MWh totales importados, conforme a los datos reales presentados en dicho informe, considerando que el precio es representativo de las operaciones del año 2012 al utilizar los datos reales más actualizados disponibles. Adicionalmente, las estimaciones se ajustaron con los parámetros económicos utilizados en este estudio. Las importaciones estimadas son ₡4 540,1 millones para el año 2013. El cargo por transmisión corresponde a ₡345,7 millones para el año 2013.

x. xxiii. Estudios de preinversión: para realizar el análisis se aplicó el criterio general de

estimación, las diferencias en el cálculo con respecto al ICE se dieron en el año base y estas se detallan a continuación:

• En el grupo de remuneraciones la diferencia es de -7,7% con respecto a las estimaciones del ICE, esto debido a que el objeto de gasto 001 (de Junio a Diciembre) y el objeto de gasto 003 (para ambos períodos) no presentan justificación, por lo tanto solo se reconoció incremento por inflación.

• En la cuenta servicios la diferencia es de -0,82%, esto porque el OG-084 no presentó justificación y no se tomó en cuenta en las estimaciones de ARESEP, lo mismo sucedió en el grupo de Transferencias Corrientes, donde al no haber justificación del OG-311 solo se le reconoció lo correspondiente a inflación.

• Finalmente el grupo Contables presenta una diferencia de -2,22% debido a la falta de justificación para el OG-852 y OG-856 no se tomaron en cuenta para realizar las estimaciones.

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Para el 2013 la ARESEP estimó gastos por ¢6 288,7 millones, lo que significa con una diferencia de -5,87% con respecto a las estimaciones del ICE.

xxiv. Canon de aguas: Para el año 2013 se consideraron las estimaciones suministradas por la

Dirección de Agua del Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET) en el oficio DA-2638-2012 del 12 de octubre del 2012, que corresponde a ¢1 469,4. Esta información se validó con la información remitida por el ICE de la estimación de los caudales promedio por planta para el año 2013 suministrada en el oficio de fecha 2012-08-31 No.3010-464-2012.

xxv. Gestión productiva: Para la proyección de los gastos de esta partida se actualizaron los escalonamientos conforme a los parámetros económicos establecidos en este estudio. Se efectuaron modificaciones a la base de proyección de algunas partidas debido a las justificaciones presentadas en el análisis de variaciones tales como error en un registro, gastos que corresponden a costos del sistema de transmisión, alumbrado público y distribución, y otros que se consideran no recurrentes o no están debidamente justificados según el detalle presentado. La Gestión Productiva se proyecta en ₡10 717,9 millones para el 2013.

c. Resultados financieros del sistema de generación

De acuerdo al detalle que antecede, los costos propios del sistema de generación estimados por la ARESEP son menores a los propuestos por el ICE en un 14,53% para el 2013, es importante aclarar que no incorpora en dicho resultado el rezago por el gasto en combustible correspondientes al 2011 y 2012, así como la estimación de dicho gasto para el 2013. Al incluir la proyección de gasto en combustibles para el 2013, los costos totales del servicio representan un 8,24% mayores a los propuestos por el ICE.

El cuadro siguiente compara los gastos que presentó el ICE versus las estimaciones hechas por ARESEP, el detalle por cuenta de gasto se amplia en los anexos No. 7 al 10:

Cuadro No. 20

Sistema generación, ICE Gastos Proyectados sin combustibles

Periodo 2013 (millones de colones)

Descripción ICE ARESEP Variación Variación

Costos y Gastos

321.466,27

274.745,70

(46.720,57)

-14,53%


Cuadro No. 21 Sistema generación, ICE

Gastos Proyectados con combustibles

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Periodo 2013 (millones de colones)

Descripción ICE ARESEP Variación Variación

Costos y Gastos

321.466,27

347.961,62

26.495,35

8,24%


Por otra parte, tomando en cuenta los resultados del cuadro anterior y los obtenidos en los apartados anteriores se presenta el Estado de ingresos y gastos con tarifas vigentes y propuestas obtenidos por ARESEP para el sistema de generación de energía eléctrica una vez que se realizaron las modificaciones explicadas. Para un detalle más amplio, ver los anexos No. 7 al 10.

Cuadro No. 22

Sistema de Generación, ICE Estado de ingresos y gastos proyectados sin combustible

Tarifas vigentes y propuestas, 2013 (millones de colones)

Descripción Vigente Propuesta Variación

Porcentual

Ingresos 399

586,49 378 145,04 -5,37%

Costos y Gastos 274

745,70 274 745,70 0,00%

Excedente de Operación

124 840,79

103 399,34 -17,18%

Base Tarifaria 1 554

793,57 1 554

793,57

Rédito para el desarrollo

8,03% 6,65% -17,18%


Cuadro No. 23

Sistema de Generación, ICE Estado de ingresos y gastos proyectados con combustible

Tarifas vigentes y propuestas, 2013 (millones de colones)

Descripción Vigente Propuesta Variación

Porcentual

1027-RCR-2012 45

Ingresos 399 586,49

451 509,04

12,99%

Costos y Gastos 347 961,62

347 961,62

0,00%

Excedente de Operación 51 624,87

103 547,42

100,58%

Base Tarifaria 1 554 793,57

1 554 793,57

0,00%

Rédito para el desarrollo 3,32% 6,66% 100,58%


Del cuadro No. 22 se desprende que al excluir los combustibles del estado de resultados el ICE requiere una disminución en los ingresos para cubrir los costos, gastos y generar el rédito para el desarrollo de la empresa. Ahora bien, al incorporar los costos de combustible estimados para el 2013, se concluye que el ICE requiere un incremento en los ingresos, por lo cual se recomienda ajustar las tarifas aumentando el total de ingreso de operación en un 13,58%, con este ajuste se obtendrían ingresos para el 2013 de ¢451 509,04 millones, generando un rédito para el desarrollo de 6,66% cercano al rédito de referencia.

d. Resultados financieros consolidados del ICE-Sector Electricidad

Los resultados financieros consolidados se encuentran en el Informe del sistema de distribución (ET-138-2012).

e. Efecto de la rentabilidad propuesta

Del análisis realizado en los apartados anteriores, con base en el rédito calculado y teniendo en consideración que el año de fijación tarifaria se centró en el año 2013, se concluye que se requiere un incremento en las tarifas del sistema de generación del ICE, sobre la base con combustibles, de un 14,3% en general para las empresas distribuidoras incluyendo al ICE distribución y de un 8,9% en las empresas de alta tensión sobre ingresos vigentes, dando como resultado un rédito para el desarrollo de 6,66%, cercano al recomendado como adecuado para este servicio. Se recomienda que dicho aumento entre a regir a partir del 1 de enero del 2013. La diferencia en los incrementos entre las tarifas del sistema de generación, corresponden a lo definido en la resolución 856-RCR-2012.

f. Aplicación de la resolución 856-RCR-2012 correspondiente a tarifas competitivas para el sub-sector de alta tensión de energía eléctrica del sistema de generación del ICE.

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Para cumplir con los nuevos objetivos del Plan Nacional de Energía y mejorar la competitividad de las empresas intensivas en energía eléctrica, las cuales están representadas por medio de la tarifa T-UD correspondiente a “Usuarios directos del servicio de generación del ICE”, se propuso en la resolución 856-RCR-2012 un procedimiento que permite disponer de una tarifa similar a las tarifas que presentan algunos países con los cuales se tienen una estrecha relación comercial, sin que con ello se provoque una distorsión en las tarifas en el mediano plazo y la competitividad del sector eléctrico. Para poder continuar compitiendo con éxito en el entorno global y proveyendo nuevas oportunidades, es preciso que el país promueva acciones en diversos campos que le permitan elevar su competitividad. Uno de ellos es precisamente el de la energía, en donde se hace necesario mejorar la calidad, seguridad y eficiencia del suministro, así como contar con una estructura de precios competitivos. Para garantizar y reforzar el cumplimiento de estos objetivos y metas, el Poder Ejecutivo, emitió la Directriz No. 31 MINAET dirigida a las instituciones integrantes del Subsector Electricidad, en la que se establece que: “Artículo 1.- Con el fin de facilitar la función estatal de fomento, promoción y atracción

de proyectos de inversión, que permitan un mayor desarrollo socioeconómico nacional,

las instituciones del Subsector Electricidad deberán ajustar y adecuar las tarifas para los

usuarios del servicio público de electricidad de alta y media tensión, considerando

elementos que contribuyan al incremento de la competitividad país, con base en lo

dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Nacional de Energía vigentes.

Artículo 2.- Solicitar a las entidades e instituciones públicas del Subsector Energía, que

procedan al análisis y trámite de los esquemas tarifarios requeridos para dar fiel

cumplimiento a lo establecido en los artículos anteriores, de acuerdo con sus

competencias y lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo y Plan Nacional de

Energía.” Del marco legal e institucional comentado, se concluye que es conveniente establecer tarifas competitivas para los usuarios de alta tensión. La Ley No. 7593 permite este tipo de fijaciones, siempre que se enmarque dentro del Programa Nacional de Desarrollo y se cumplan algunos elementos técnicos que la misma ley establece (equilibrio financiero global de la empresa, justificación técnica, etc.), todo lo cual se desarrolla en las siguientes secciones. De acuerdo con lo establecido en la resolución 856-RCR-2012 del 11 de mayo de 2012 y publicada en el alcance 81 del 21 de junio de 2012, a continuación se procede a calcular una tarifa competitiva para el sub-sector de alta tensión. Para estimar el factor de carga promedio para el sub-sector de Alta Tensión se procedió a realizar un promedio de las compras de energía medidas en GWH de todo el año 2012 para cada una de las empresas que lo integran, así como el factor de carga, tal y como se detalle en el siguiente cuadro:

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Cuadro No. 24 Sistema generación, ICE

Factor de carga de las empresas de Alta Tensión Periodo 2012

SUB-SECTORCOMPRAS DE

ENERGÍA (GWH)FACTOR DE CARGA

HOLCIM, SA 76.234.610 0,64

CEMEX, SA 14.837.832 0,58

INTEL, SA 84.288.845 0,83

ALUNASA, SA 141.417.863 0,90

EOLICO GUANACASTE, SA 113.926 0,09

EL VIEJO, SA 76.818 0,03

TOTAL 316.969.894 0,513646299

FACTOR DE CARGA PROMEDIO

Fuente: Intendencia de Energía

51,36%

El factor de carga promedio anual para los seis clientes directos que integran el sub-sector de alta tensión es de 51,36%. El nivel de compras de energía eléctrica en GWh para el subsector de energía de Alta Tensión y el peso relativo del sub-sector de Alta Tensión en relación con las compras totales de energía, se obtuvieron tal y como se detalla en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 25

Sistema generación, ICE Peso relativo del sub-sector de alta tensión en relación con las compras

totales de energía Periodo 2013

SUB-SECTORCOMPRAS DE

ENERGÍA (GWH)

PORCENTAJE DE

PARTICIPACIÓN

T-CB VENTAS AL ICE DISTRIBUCIÓN Y CNFL, SA 7022,92 80,78%

T-SG SISTEMA DE GENERACIÓN 1353,45 15,57%

T-UD USUARIOS DIRECTOS DEL SERVICIO DE

GENERACIÓN 317,4 3,65%

TOTAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN (GWH) 8693,77 100,00%


En este caso, el sub-sector de alta tensión representa el 3,65% del total de las compras de energía del sistema de generación de energía eléctrica del ICE. Para el cálculo del monto del rédito para el desarrollo a descontar en el sub-sector de alta tensión se obtiene de la siguiente manera:

i. Se partió del supuesto que el nivel de rédito para el desarrollo obtenido mediante la fijación tarifaria según el expediente ET-137-2012 para el sistema de generación de energía eléctrica del ICE se distribuye proporcional entre ICE distribución, alta tensión y otras empresas distribuidoras, por lo cual, para el sub-sector de alta tensión le corresponde un 3,65% del nivel de rédito para el desarrollo obtenido.

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ii. El nivel de rédito para el desarrollo a descontar es el obtenido del producto del factor de carga y el rédito para el desarrollo proporcional del sub-sector.

iii. El porcentaje a disminuir en la tarifa de alta tensión (T-UD) es el obtenido al dividir el monto de rédito a descontar entre los ingresos propuestos para la tarifa de alta tensión. En este caso el resultado es una disminución del 17% de la tarifa propuesta con combustibles para todas las empresas, a saber Holcim, SA, Cemex, SA, Intel, SA, Alunasa, SA, El Viejo, SA y Eólico Guanacaste, SA.

iv. Para obtener la tarifa por kWh en dólares americanos, se debe de dividir la tarifa resultante para el sub-sector de alta tensión por el tipo de cambio promedio correspondiente para cada periodo de interés, en este caso corresponde a ¢516,14 por dólar.

Cuadro No. 26

Sistema generación, ICE Cálculo de la rentabilidad a descontar en el sub-sector de alta tensión

Periodo 2013

SUB-SECTORCOMPRAS

(GWh)

PARTICIPACIÓN

EN COMPRAS

RENTABILIDAD

PROPORCIONAL

FACTOR DE

CARGA

RENTABILIDAD

A DESCONTAR

TARIFA PROM.

ACTUAL ¢/Kwh

TARIFA PROM.

PROPUESTA

¢/kWh

TARIFA PROM.

PROPUESTA EN

$/kWh

ALTA TENSIÓN 317,4 3,65% 3.780,47 51,36% 1.941,82 40,47 31,70 0,0614

BASE TARIFARIA SIST. GENERACIÓN

(millones de colones) 1.562.636,71

REDITO DEL SIST. GENERACIÓN (%) 6,85%

RENTABILIDAD SIST. GENERACIÓN

(millones de colones) 103.549,25

Tipo de cambio 516,14


6. Pliego tarifario Rige sobre los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 3 de marzo de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:

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Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: ¢ 57,40

Periodo valle: ¢ 47,00

Periodo nocturno: ¢ 40,10

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3045/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión. Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:


Periodo punta: ¢

56,70

Periodo valle: ¢

46,40


La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3045/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE. A. Aplicación: Todos aquellos clientes directos del servicio de generación del ICE, cuyo punto de entrega de energía es estrictamente a 138 000 voltios o más. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión.

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C. Precios mensuales:

Cargo por energía, por cada kWh Periodo punta: $ 0,077

Periodo valle: $ 0,063

Periodo nocturno: $ 0,055

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $4,10/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, el impuesto de venta, ni el tributo a bomberos.

DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día.

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Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde de encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 4 de marzo de 2013 y hasta el 30 de junio de 2013

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Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:





Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2764/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en

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los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

Tarifa T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE. A. Aplicación: Todos aquellos clientes directos del servicio de generación del ICE, cuyo punto de entrega de energía es estrictamente a 138 000 voltios o más. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $4,13/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas.

DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo

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establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora.

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En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde de encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 1° de julio de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:






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Periodo punta: ¢

47,80

Periodo valle: ¢

39,20

Periodo nocturno: ¢

33,40

La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2569/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.






DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del

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ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, Exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

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- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde de encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE.

II. Que en relación con las manifestaciones de los opositores, resumidas en el Resultando V

de esta resolución, se indica lo siguiente:

1. Asociación Costarricense de Grandes Consumidores de Energía, folios 3886 - 3902 del ET-137-2012. Los siguientes son los argumentos presentados por ACOGRACE y sus correspondientes respuestas:

• Rechazar las solicitudes de aumento en las tarifas eléctricas del ICE presentadas

bajo los expedientes ET-136-137-138 y 139-2012 por considerar que el equilibrio del ICE

no se verá afectado con las tarifas vigentes.

El artículo No. 30 y 31 de la Ley 7593 indica que las empresas tiene la obligación de solicitar tarifa al menos una vez al año. No obstante, el hecho que una empresa regulada presente una petición tarifaria, no quiere decir que se le reconocerá tácitamente el porcentaje de ajuste tarifario solicitado. Para ello se lleva a cabo un análisis de los diferentes costos y gastos propuestos y el comportamiento en el tiempo de estos, además de las inversiones, rédito para el desarrollo, parámetros económicos y proyecciones de la demanda para el año en estudio. Para el caso específico del ICE, en la audiencia pública se indicó que además de revisar los costos propios de cada uno de los servicios del sistema eléctrico provisto por el ICE, se incluiría los costos y gastos en combustibles y lubricantes proyectados para el 2013, ya que de lo contrario no se podría establecer una tarifa para el servicio. Razón por la cual, a priori no se puede recomendar

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el mantener las tarifas vigentes a la fecha para cada servicio y mucho menos rechazar la petición sin el previo estudio.

• En caso de rechazar la petición anterior se solicita que la ARESEP:

o Realice un estudio para determinar que componentes del costo de inversión del

proyecto hidroeléctrico Pirris, no deben ser reconocidos.

o Garantice una mejora en la eficiencia en la prestación de los servicios del ICE

mediante la fijación de una meta de exportación de excedentes de al menos 7,6 mil

millones de colones.

o Realice el análisis tarifario considerando un aumento en las ventas del ICE del

5% y un tipo de cambio de 497,25 colones por US$.

Respecto a las exportaciones de energía eléctrica, la Intendencia de Energía estimó que aumentarán en relación al crecimiento de la generación de energía del país, garantizando que para el 2013, éstas muestren un crecimiento real. En lo que respecta al rubro de importaciones de energía, éstas se proyectaron en relación con el crecimiento de la demanda de energía definida por la Intendencia para el periodo 2013-2012. En lo que respecta a las ventas de energía (estimaciones de demanda) para el presente estudio tarifario, corresponden a las estimaciones que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario. Respecto al tipo de cambio, la Intendencia de Energía cuenta con sus propias estimaciones de tipo de cambio, las cuales se ajustan al comportamiento real del tipo de cambio. En este caso, el tipo de cambio promedio utilizado para el 2013 para las estimaciones económicas y financieras es de 507,72 colones por dólar.

• Iniciar cuanto antes la fiscalización técnica del ICE y el resto de empresas

distribuidoras de electricidad del país

El artículo No. 6 de la Ley 7593 establece las obligaciones de la Autoridad Reguladora, entre las que resalta la de “Regular y fiscalizar contable, financiera y técnicamente, a los prestadores de servicios públicos, para comprobar el correcto manejo de los factores que afectan el costo del servicio, ya sean las inversiones realizada, el endeudamiento en que han incurrido, los niveles de ingresos percibidos, los costos y gastos efectuados o los ingresos percibidos y la rentabilidad o utilidad obtenida”. En este sentido la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento a finales del primer cuatrimestre, tomando como insumo los estados financieros auditados de las empresas y lo aprobado por la ARESEP en la fijación tarifaria más reciente y de encontrar algún excedente, éste deberá de ser devuelto a los usuarios.

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2. Asociación Cámara de Industrias de Costa Rica, folios 3903-3928, Asociación Costarricense de la Industria del Plástico (ACIPLAST), folios 3929-3957, Asociación Cámara Costarricense – Norteamericana de Comercio – Amcham, folios 3943-3957, Cámara Nacional de Cafeteros, folios 3958 – 3970, Asociación de Empresas de Zonas Francas de Costa Rica (AZOFRAS), folios 3971-3986 y Cámara Costarricense de la Construcción, folios 3987-3999, todos del expediente ET-137-2012. Los siguientes son los argumentos presentados por la Cámara de Industrias de Costa Rica y sus correspondientes respuestas:

• Revisar y corregir las estimaciones de demanda para no subestimar ingresos y

afectar artificialmente las tarifas para los consumidores

Las estimaciones de demanda utilizadas en el estudio tarifario corresponden a las que dispone la Intendencia de Energía, las cuales son provistas por las mismas empresas distribuidoras de energía eléctrica. En este sentido, es importante mencionar que aún cuando la petición tarifaria rige el 1 de enero del 2013, muchos de los datos que la respaldan son con corte a mayo del 2012 por parte de la petente, siendo una de las razones del porque existen diferencias entre lo proyectado y lo real. Otra razón puede ser explicada por un crecimiento real de la economía o de algún sector productivo por encima de la tendencia estimada por el BCCR, entre otras. No obstante, la Intendencia de Energía ha utilizado datos de mercado a noviembre, con el fin de minimizar esas diferencias que provocan ajustes tarifarios mayores a los que realmente se requieren por parte de las empresas. Adicionalmente, se estará realizando un proceso de seguimiento a las variables más representativas en la estimación de la tarifa, de tal manera que de existir un desvío significativo de lo proyectado se llevará a cabo el proceso de corrección y ajuste tarifario.

• Revisar y ajustar los costos según la estimación realizada por la ARESEP en el

Estudio Técnico 905-DEN-2011.

• Que se realice una liquidación anual de ingresos y gastos aprobados en la

fijación tarifaria al final de cada año, con el fin de eliminar el incentivo perverso que se

produce cuando se subestiman los ingresos y sobre-estiman los costos sin que medie una

liquidación.

• Se le solicita a la ARESEP un mayor control sobre los costos de operación del ICE,

de tal manera que efectivamente se logre el cumplimiento del rédito establecido por la

ARESEP y se asegure la sostenibilidad del servicio.

El proceso de ajuste tarifario que lleva a cabo la Intendencia de Energía está dividido en dos etapas, la ex-ante y post fijación tarifaria. La primera se caracteriza por definir una base de costos y gastos necesarios para proveer el servicio, lo cual obliga a definir un año base, en este caso 2012, del cual se parte para proyectar las diferentes erogaciones para el 2013, los cuales son realizados mediante ajustes de inflación u otros parámetros previamente definidos y justificados. En lo que respecta a la segunda etapa, la

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Intendencia es consciente que dicho proceso de seguimiento no ha sido el óptimo, motivo por el cual no se han llevado a cabo ajustes tarifarios de oficio posteriores al ejercicio fijado de antemano o incorporados en la siguiente fijación. En este sentido, la Intendencia de Energía llevará a cabo un proceso de seguimiento regulatorio en el primer cuatrimestre del 2013, con el objetivo de disponer de los elementos necesarios para determinar si la regulada utilizó los recursos obtenidos vía tarifa de manera eficiente, y de existir excedentes no justificados, éstos se le estarán reintegrando a los usuarios mediante ajustes tarifarios. En lo que respecta a los costos de operación del ICE, éstos representan un peso importante en la estructura de costos y gastos del sistema de eléctrico, motivo por el cual, se ha llevado a cabo un análisis del comportamiento histórico de cada uno de los rubros que lo integran, reconociendo sólo el porcentaje promedio de ejecución de los últimos años, esto con el fin de obligar a la empresa regulada a ejecutar lo solicitado de manera eficiente y evitar comportamientos de reconocimiento de costos recurrentes sin un debido control post tarifario. Los resultados de dicho análisis fueron incorporados en el presente estudio tarifario.

• Que la ARESEP realice urgentemente una valoración del impacto del esquema

de alquileres operativos, debido al efecto de costos crecientes que este mecanismo causa

en las tarifas.

La Intendencia de Energía es consciente del peso significativo que tiene en la estructura de costos y en la tarifa de la energía eléctrica el uso arrendamientos operativos para desarrollar proyectos de generación. En este sentido, la Intendencia les está solicitando a cada una de las empresas generadoras de energía la información financiera y los contratos respectivos para llevar a cabo un análisis de cada uno de los arrendamientos operativos existentes en el sub-sector, con el objetivo de buscar una alternativa regulatoria para mitigar el efecto que éste tipo de financiamiento no tradicional provoca sobre las tarifas eléctricas.

• Que la ARESEP solicite una explicación detallada de los costos propuestos por el

ICE para el cargo por Servicio de Operación del Sistema Eléctrico Regional, y que en esta

fijación tarifaria utilice las estimaciones incluidas en el Estudio Técnico 905-DEN-2011.

La estimación de la cuenta de costos administrativos del EOR-OMCA por parte del ICE para el año 2013, fue de ₡9 835,64 millones, monto que se desglosa en los costos administrativos por ₡775,14 millones y la proyección del cargo complementario que corresponde al pago de la línea SIEPAC por el monto de ₡9 060,49 millones (folios 1653-1655). Conforme lo indica el ICE en el estudio tarifario, los costos administrativos corresponden a la participación del ICE en el MER. Los cargos mensuales por servicios de operación del sistema eléctrico regional (E.O.R) y por regulación del MER (C.R.I.E.), permiten financiar las operaciones de estos dos entes regionales (Resolución No. CRIE 01–2009) y el cargo complementario es la parte de los ingresos a recolectar que no son recuperados a través del cargo por peaje (el artículo 9.3.9 del Libro III del RMER). El ingreso autorizador, lo pagarán todos los agentes que

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inyectan o retiran energía, los agentes que realicen transacciones regionales pagarán un peaje operativo y sus congestiones, y los agentes que demandan o consuman energía en los mercados nacionales pagarán el cargo complementario (resoluciones CRIE-01-2011 y CRIE-02-2011, en las cuales se aprueba el Ingreso Anual Regional así como la metodología para su cálculo). En el presente estudio tarifario el ICE lo incorporó como un costo tarifario basado en el artículo 6 de la Ley No 9004 correspondiente a la Aprobación del II Protocolo al Tratado Marco (Gaceta No. 224 del 22 de Noviembre del 2011), que establece que los cargos por el uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerarán los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario. El peaje y cargo complementario cobrados a los agentes dedicados a la distribución se trasladarán a la demanda final. El EOR establece un cargo a pagar por el ICE por este rubro, que representa el único agente por Costa Rica y también se encuentra dedicado a la distribución, por lo que consideran que debe ser trasladado a la tarifa. Lo establecido en la Ley No. 7848 de aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo (Alcance 88 a La Gaceta 235 del 3 de diciembre de 1998), en relación con los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales, se encuentran en los artículos 12, 14, 24, 29, 32. Las resoluciones de la CRIE relacionadas con estos cargos pueden ser consultadas, por año, en el portal electrónico: http://www.crie.org. En el vínculo “Marco Regulatorio” / “Resoluciones CRIE”.

• Que la ARESEP proteja al consumidor exigiendo en el corto plazo al ICE una

estrategia de colocación de excedentes en el mercado regional que como mínimo cubra

los costos relacionados con la Línea SIEPAC.

En el presente estudio tarifario se está incluyendo los ingresos que reportan las exportaciones, así como, las estimaciones de energía provenientes de las importaciones. Adicional a lo anterior, se le está exhortando al ICE a llevar a cabo mayor cantidad de transacciones en el mercado eléctrico regional (MER), de tal manera que permita generar una menor cantidad de energía térmica y generar ingresos adicionales por medio de las exportaciones, restando presión en las tarifas eléctricas domésticas.

• Que ARESEP revise la proporcionalidad de los aumentos en el segmento de

generación con respecto al segmento de distribución y su efecto en la tarifa al usuario

final.

• Los costos de distribución tienen un impacto desproporcionadamente alto en la

tarifa al usuario final. Se le solicita a la ARESEP una comparación con otros países sobre

la estructura que debe guardar el costo de distribución con respecto al costo de los

segmentos de generación y transmisión.

Las fijaciones tarifarias responden a una estructura de costos y gastos para cada uno de los sistemas. Es importante indicar que el sistema de generación tiene repercusiones en los restantes sistemas (distribución y alumbrado público), ya que existe un proceso de encadenamiento de costos en la energía eléctrica que son transferidos a otras tarifas. En lo que respecta a la comparación de las tarifas con las que presentan otros países, es

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importante aclarar que éstas no son comparables a priori, ya que cada país dispone de factores de carga, matrices energéticas, niveles de demanda y condiciones climáticas diferentes.

• Aclarar la forma en que se otorga el aumento propuesto, ya que en la solicitud

se habla de tomar como base la resolución de febrero 2012 y se usan los datos de los

precios vigentes en agosto 2012.

En el caso que se menciona, la empresa eléctrica utilizó las tarifas que estaban vigentes en el momento que realizó su solicitud (febrero 2012); sin embargo, antes que la Autoridad Reguladora resolviera ya se había aprobado otro pliego tarifario (agosto 2012) y para los estudios de mercado y por consecuencia, para el cálculo de tarifas se debe utilizar el último pliego tarifario que se tenga en vigencia, lo cual implica que la base de cálculo y el resultado es diferente del solicitado inicialmente por la empresa.

• Se insiste en la necesidad de mejorar la metodología tarifaria estableciendo

indicadores de eficiencia operativa pues para la competitividad del país no es

conveniente que en 5 años con inflaciones cercanas al 5% se dupliquen las tarifas

eléctricas.

En los últimos años la inflación en Costa Rica ha estado direccionada bajo la metodología “Esquema de metas de inflación” por parte del Banco Central de Costa Rica, permitiendo con ello niveles de precios muy controlados (bajos). Si bien, muchos de los costos son indexados al Índice de Precios al Consumidor, existen una serio de erogaciones significativas que no responden a éste indicador, sino a fórmulas de ajuste, contratos, arrendamientos y factores externos entre otros, lo cual explica el crecimiento acelerado de las tarifas del sistema eléctrico en los últimos años.

III. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y

el mérito de los autos, lo procedente es incrementar las tarifas para el sistema de de generación que presta el Instituto Costarricense de Electricidad; tal y como se dispone.

POR TANTO:



I. Ajustar los precios de las tarifas del servicio de generación del ICE con un aumento

promedio del 14,1% respecto a las tarifas vigentes, aplicado en forma general a todas las tarifas del sistema:

II. Establecer el pliego tarifario siguiente:

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Rige sobre los consumos que se originen a partir de su publicación y hasta el 3 de marzo de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3 045/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión. Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢3 045/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en

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los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.





La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $4,10/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público, el impuesto de venta, ni el tributo a bomberos.

DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo

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establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora.

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En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde de encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 4 de marzo de 2013 y hasta el 30 de junio de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2 764/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

Tarifa T-SG: Sistema de Generación. A. Aplicación: Para la venta de energía eléctrica a la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, Empresa de Servicios Públicos de Heredia, Cooperativas de Electrificación Rural. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión.

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C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2 764/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.






DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del

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ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son: - Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

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- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde se encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE. Rige sobre los consumos que se originen a partir del 1 de julio de 2013 Tarifa T-CB Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A. A. Aplicación: Aplicable a la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. y al servicio de distribución del Instituto Costarricense de Electricidad. B. Características del servicio: Medición: En los puntos de entrega de energía a las empresas distribuidoras. Disponibilidad: En subestaciones de transmisión. C. Precios mensuales:




La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2 569/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.

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La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de ¢2 569/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.. Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión.





La demanda de potencia mensual, para efectos de facturación, será de $3,84/kW sobre el promedio más alto en kilovatios para cualquier intervalo de quince minutos, registradas en los periodos de punta y valle durante el mes, exceptuando la registrada los sábados y domingos.

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Los precios anteriores no incluyen la tarifa por transmisión, la de alumbrado público o el impuesto de ventas.

DISPOSICIONES GENERALES: 1.- La demanda de potencia a facturar a las empresas distribuidoras con generación propia, será la diferencia algebraica, entre la suma de las potencias demandadas por la empresa distribuidora en los puntos en que sus redes retiran la energía de la red de transmisión del ICE y la suma de las potencias suplidas a las red del ICE, por los generadores propiedad de la empresa distribuidora, registradas en idénticos períodos de integración. Para efectos de lo anterior, los equipos de medición deberán de operarse en forma sincronizada y con las características señaladas en el apartado 11 de la norma técnica AR-NTCON “Uso, Funcionamiento y Control de Contadores de Energía Eléctrica”. Salvo debida justificación técnica originada por causa fortuita o fuerza mayor, y no existiendo imposibilidad técnica para subsanar oportunamente, de acuerdo con la electrotecnia, el ICE no podrá determinar la demanda de potencia mensual a facturar, en tractos horarios o periodos de integración en los que exista una salida de operación de alguna de las plantas propiedad de la distribuidora. Lo anterior de conformidad con lo establecido en los numerales 3.1, 3.2, 4.1, 9.1 y 9.2 de la Norma AR-NTGT “Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica”, exceptuando condiciones de mantenimiento programado. 2.- Definición de periodos horarios. Período punta: Se define como período punta al comprendido entre las 10:01 y las 12:30 horas y entre las 17:31 y las 20:00 horas, es decir, 5 horas del día. Período valle: Se define como período valle al comprendido entre las 6:01 y las 10:00 horas y entre las 12:31 y las 17:30 horas, es decir, 9 horas del día. Período nocturno: Se define como período nocturno al comprendido entre las 20:01 y las 6:00 horas del día siguiente, es decir, 10 horas del día. 3.- Los usuarios directos de alta tensión, que operan en paralelo con la red del ICE, con generadores síncronos propiedad del cliente ubicados en sus instalaciones, con el propósito de alimentar cargas de su propiedad en el mismo sitio, deben disponer en el punto de interconexión del cliente con el ICE, de las protecciones correspondientes que aseguren tanto la no afectación de la gestión de la empresa eléctrica, como la integridad del equipo y bienes del cliente. La protección en la interconexión debe cumplir los requisitos que para cada caso establecerá el ICE, con el propósito de permitir la operación de generación propiedad del cliente en paralelo con el sistema eléctrico. Los aspectos a cumplir por parte del cliente y que la empresa establecerá son:

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- Adecuada conexión del transformador de interconexión. - Características y requisitos de los relés a utilizar. - Características de los transformadores de instrumento. - Ajustes de las protecciones de la interconexión. Las protecciones que debe disponer el cliente en el punto de interconexión son las siguientes:

- Detección de la pérdida de operación en paralelo con el sistema de la empresa eléctrica. - Detección contra alimentación de falla. - Detección de desequilibrios de fase o ausencias de fase. - Detección de flujo inverso (del cliente hacia la empresa). - Lo relativo a disparo / restauración del punto de interconexión. - Cualquier otro que la empresa estime necesaria. La operación de este tipo de generación en las instalaciones del cliente no debe afectar la calidad de la energía en aspectos como voltaje, frecuencia y armónicas, por lo que deberá cumplir respecto a estos parámetros con todo lo establecido en la normativa técnica actual o futura emitida por la Autoridad Reguladora. En caso de que el cliente no cumpla con estos requisitos, para el cargo por potencia se le aplicarán los precios del periodo punta de la máxima demanda registrada durante el mes. El cliente debe aportar al ICE una línea telefónica o troncal de las que posee para la aplicación de la interrogación remota del equipo de medición, durante un intervalo máximo de aproximadamente 30 minutos al mes, previo aviso de parte del ICE. El cliente hará la instalación de la línea telefónica hasta donde de encuentre el equipo de medición. La conexión respectiva la efectuará el ICE.

III. Presentar al 31 de enero del 2013, un informe con las condiciones técnicas, financieras y económicas que justifiquen la utilización de fuentes de financiamiento no tradicional (arrendamientos) para llevar a cabo proyecto de generación de energía y otro tipo de obras (remodelaciones). Además, de la información financiera, hojas de Excel con los respectivos enlaces de cada uno de los cálculos (cuota de arrendamiento, tasa implícita, plazo, flujo, cláusulas de renegociación, contratos, etc.) de cada uno de los arrendamientos que ICE tiene actualmente.

IV. Remitir a más tardar el 30 de marzo del año 2013, los estados financieros auditados, así como, un informe de auditoría especial sobre cuentas específicas, que incorpore en sus procedimientos la verificación documental de los siguientes objetos de gasto:

i. Combustibles y lubricantes para generación de electricidad.

ii. Compra de energía generadores privados, para esta cuenta se debe evaluar la gestión

operativa y los resultados, así como, la eficacia de la entidad, programa, proyecto u

operación, en relación a los objetivos y metas nacionales (energía limpia), aprovechando

el uso de los recursos disponibles eficientemente.

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iii. Depreciación de activos en operación (Esta cuenta incluye examen de los activos, las

adiciones y los retiros).

iv. Alquileres operativos de instalaciones.

La revisión de estos gastos tiene como objeto obtener la certeza de su correcta realización y que estos cumplan con los requisitos administrativos y fiscales que le den su validez.

V. Indicarle al ICE, que en la próxima petición tarifaria para el servicio de generación de electricidad debe:

a. Incluir un cuadro donde se incluyan las fechas de inicio y las estimaciones de generación propia en kWh de los nuevos proyectos generadores de las empresas distribuidoras, pues estos valores impactan las estimaciones de compras de energía al ICE Generación.

b. Revisar la generación estimada para el proyecto geotérmico Las Pailas pues está subestimado en el balance energético con respecto a su capacidad y datos observados durante el 2012.

c. Revisar la estimación de generación de Toro III porque parece que está subestimada de acuerdo con su capacidad esperada.

d. Al realizar el análisis de gastos histórico tener presente que se debe incluir un análisis para gastos no recurrentes y uno para gastos recurrentes.

e. Justificar los gastos históricos (2 años anteriores al año base) que crecen por encima de la inflación con detalles amplios por ejemplo número de funcionarios contratados, salarios de los mismo, tipo de contratación, facturas o cualquier otro comprobante que permita verificar su crecimiento.

f. Excluir de las estimaciones gastos, todos rubros con saldos negativos.

g. Presentar el análisis y la justificación de los gastos del estado de resultados bajo el formato que se presenta a continuación:

El cuadro anterior debe presentarse en Excel, debidamente formulado, adjuntado otras hojas electrónicas de cálculo con el fin de corroborar los cálculos que se detallen del año base (x) e ir acompañado de:

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• Análisis y justificación de los gastos que crecen por encima de la inflación del año base, comparado con los últimos dos años reales.

• Metodología de proyección del año base si así lo requiere y de los siguientes que se van a estimar.

• Justificación de los gastos por partida o subpartida que se espera crezcan por encima de la inflación en los años posteriores al año base.

• Incluir un análisis de los gastos no recurrentes y los centros de servicio en este mismo formato.

• Explicar las diferencias que se presenten entre la base de proyección y los resultados según el Estado de Resultados Auditado.

h. Enviar un informe detallado por objeto de gastos, fuente y sistema del programa de mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM). Justificar por qué se incluyen gastos dentro de la clasificación recurrente y en la no recurrente.

i. Identificar los gastos del proyecto Pailas y excluirlos de los cálculos ya que este rubro está reconocido por medio del pago del arrendamiento.

j. Presentar un cuadro de consolidación de los gastos por centro de servicio, que permita validar los montos por este concepto asociados a cada cuenta del estado de resultados, además la metodología de proyección y distribución de estas cuentas en las que refleja el estado de resultados. Esta información debe presentarse tanto en Word como en Excel (debidamente formulada para poder determinar cómo se obtuvieron los resultados).

k. Vincular los incrementos en el valor asegurable de los diferentes periodos, a los archivos electrónicos de inversiones; al realizar la vinculación, se requiere verificar que no exista una sobrevaloración de estas inversiones en la cuenta de seguros.

l. Presentar copia fiel de la póliza pagada al INS, que muestre el valor asegurable y el valor de la prima, indicando dentro del detalle de la póliza U-500 el monto que corresponde al P.H. Toro III.

m. Corregir la fórmula de cálculo de la depreciación anual de manera que esta reste solo la mitad de los retiros tal y como lo indica la metodología vigente.

n. Presentar los retiros de activos reales para el año que así lo tengan y deben incluir los retiros estimados para los años de proyección. Los retiros deben venir identificados y desglosados por partida contable del activo. El detalle aplica tanto para los activos en operación, como para los otros activos en operación. De no presentar esta información se procederá a aplicar como retiro el porcentaje de depreciación de cada utilizado para cada grupo de activo, esto para el activo al costo, revaluado y sus respectivas depreciaciones, de tal forma que no sobrevalue la base tarifaria.

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o. Para la parte de la depreciación de otros activos en operación “construcción” que asignan a inversión, este monto debe ser claramente identificado, en la cuenta que está incluido en la adición de activos, además, el gasto por inversión y la capitalización de este último. Se debe incluir un cuadro (y archivo electrónico) con la distribución de la depreciación de otros activos en operación, donde se demuestre dicha distribución y el gasto debe ser ligado a la revaluación, todo debidamente formulado. Presentar la justificación de esta asignación con base a las NIIF.

p. Deben presentar un resumen de los activos totalmente depreciados al costo, revaluado y sus respectivas depreciaciones por grupo de activos este deberá ser certificado por un contador público o bien incluido en las notas de los estados auditados.

q. Presentar un desglose detallado de los montos que significa el desarrollo de los fideicomisos de la P.T. Garabito y de la P.G. Las Pailas para cada uno de los sistemas en los que realizó construcción, como lo es el sistema de generación y el sistema de transmisión y su impacto sobre las cuotas de arrendamiento.

r. Presentar el desglose por proyecto de los gastos de la UEN Producción y la UEN Proyectos y Servicios Asociados (PySA), de la cuenta de Gastos Complementarios de Operación, correspondiente al saldo de la partida según los últimos dos estados financieros auditados y del saldo de la partida según los estados financieros certificados que se presenten en los estudios tarifarios.

s. Presentar la base de proyección, el detalle de los gastos estimados, los índices de escalonamientos aplicados, y los cálculos correspondientes a la UEN de Producción de la partida de Gastos Complementarios de Operación.

t. Presentar una explicación detallada de la relación entre las actividades proyectadas por proyecto y los gastos específicos estimados de la UEN PySA de la partida de Gastos Complementarios de Operación.

u. Presentar los costos del Centro de Control de Energía (CENCE) por separado, de tal manera que se puedan identificar y dar seguimiento.

v. Presentar anexo al informe de proyectos de inversión, un resumen de las obras bajo arrendamiento, con el propósito de conocer la proporción de las mismas dentro de las inversiones totales.

w. Presentar un detalle que permita determinar en lo que resulte pertinente la relación de retiros de activos con las adiciones propuestas para cada sistema eléctrico.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) 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 Comité de Regulación, al que corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva, a la que corresponde resolverlos.

1 vez.—O. C. N° 7044-12.—Solicitud N° 775-150-2012.—C-4309520.—(IN2012117675).

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