poder legislativo - Imprenta Nacional

CARLOS
ALBERTO
RODRIGUEZ
PEREZ
(FIRMA)
Año CXXXVIII
San José, Costa Rica, jueves 31 de marzo del 2016
68 páginas
ALCANCE N° 47
PODER LEGISLATIVO
PROYECTOS
ACUERDOS
INSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS
AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
2016
Imprenta Nacional
La Uruca, San José, C. R.
Firmado
digitalmente por
CARLOS ALBERTO
RODRIGUEZ PEREZ
(FIRMA)
Fecha: 2016.03.30
15:19:05 -06'00'
PODER LEGISLATIVO
PROYECTOS
TEXTO DICTAMINADO
(Aprobado en la Sesión N° 51 de 2 de marzo de 2016)
EXPEDIENTE N° 19497
LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA
DECRETA:
LEY QUE AUTORIZA EL DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA
DE TRANSPORTE MEDIANTE FIDEICOMISO
ARTÍCULO 1.-
Autorización para constituir fideicomisos de obra de
infraestructura de transporte
Se autoriza y faculta al Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Obras
Públicas y Transportes (MOPT) y del Consejo Nacional de Vialidad (Conavi) para
constituir fideicomisos de interés público con cualquiera de los bancos comerciales
del Estado a efectos de planificar, diseñar, financiar, construir, operar y dar
mantenimiento a la obra de infraestructura de transporte.
Igualmente se autoriza y faculta al Instituto Costarricense de Ferrocarriles
para constituir fideicomisos de interés público con cualquiera de los bancos
comerciales del Estado a efectos de planificar, diseñar, financiar, construir, operar
y dar mantenimiento a la obra de infraestructura ferroviaria, así como a la
maquinaria de transporte ferroviario.
Para obtener financiamiento los fideicomisos podrán acceder a fuentes de
recursos financieros privados y públicos, otorgados por entidades nacionales e
internacionales, mediante los mecanismos financieros que se estimen necesarios.
Los contratos de fideicomiso serán refrendados por la Contraloría General
de la República, de conformidad con la normativa vigente.
ARTÍCULO 2.-
Concordancia con los planes nacionales de Transporte y de
Desarrollo.
Expediente Nº 19497
-2-
La constitución de cada fideicomiso según la presente ley, deberá contar
con la autorización del Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica,
del Ministerio de Hacienda y del Banco Central de Costa Rica.
Dichos fideicomisos deberán responder a la planificación institucional y
priorización de proyectos estratégicos definidos en el Plan Nacional de
Transportes y en el Plan Nacional de Desarrollo.
ARTÍCULO 3.-
Autorización al sector público para invertir recursos en
fideicomisos de obra de infraestructura de transporte
Autorícese a las instituciones de la Administración Central, constituida por el
Poder Ejecutivo y sus dependencias, de la Administración Pública descentralizada
y las empresas públicas del Estado, así como a las empresas públicas no
estatales, a las municipalidades, a los bancos del Sistema Bancario Nacional y a
las operadoras de pensiones de capital público respecto a los fondos que
administran, a invertir recursos en los fideicomisos referidos en esta ley, en tanto
no se ponga en riesgo el cumplimiento de los fines que justifican su creación.
Podrán utilizar los mecanismos financieros que se estimen necesarios, respetando
en cada caso, la normativa aplicable.
Se autoriza al Instituto Nacional de Seguros a trasladar a cualesquiera
fideicomisos constituidos con base en la presente ley a título gratuito, el monto,
total o parcial, acumulado en reservas creadas con base en el Decreto Ejecutivo
Nº 1842-H de 30 de junio de 1971, Decreto sobre Reservas Técnicas. En los
mismos términos, se autoriza a trasladar parte de sus utilidades anuales. Todo lo
anterior siempre que no se ponga en riesgo el cumplimiento de los fines que
justifican su creación.
ARTÍCULO 4.-
El patrimonio de los fideicomisos
El patrimonio de los fideicomisos se constituye con el aporte de todo tipo de
recursos, bienes y derechos, realizado por el fideicomitente.
ARTÍCULO 5.-
Autorización para ceder derechos de cobro del peaje
Se autoriza y faculta a las instituciones públicas correspondientes a ceder a
los fideicomisos que se constituyan, los derechos de cobro y recaudación de las
tarifas de peaje o de servicios ferroviarios, y los ingresos provenientes de estos,
así como los provenientes de arrendamientos de espacios, áreas comerciales
adyacentes y cualquier otro ingreso derivado de la operación.
ARTÍCULO 6.-
Procedimiento para la fijación de precios de tasas de peaje
y tarifas por servicios ferroviarios
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Comisión Permanente Ordinaria de Asuntos Económicos
Expediente Nº 19497
-3-
La fijación de los precios de peajes o tarifas se hará con base en una
estructura tarifaria y parámetros de ajuste, así como de evaluación de la calidad
del servicio, que deberán ser consultados ante la Autoridad Reguladora de
Servicios Públicos (Aresep). Dicha institución tendrá un plazo máximo de treinta
días hábiles para rendir su criterio, el cual será vinculante. Transcurrido este plazo
sin recibir respuesta, se interpretará que la Aresep no tiene objeciones. Dicha
estructura tarifaria y sus parámetros de ajuste deberán garantizar el criterio de
servicio al costo según lo que establezca la Aresep. Una vez cumplido este
procedimiento, la estructura tarifaria y parámetros de ajuste, así como de
evaluación de la calidad del servicio deberán ser incorporados al contrato del
fideicomiso correspondiente.
Durante el plazo del fideicomiso el fideicomitente podrá solicitar a la Aresep
la modificación de la estructura tarifaria, los parámetros de ajuste, o los
parámetros de evaluación de la calidad del servicio, para lo cual deberá cumplir
con el procedimiento establecido en el párrafo anterior.
Durante el plazo de vigencia de cada contrato de fideicomiso, los precios de
las tasas de peaje y tarifas por servicios ferroviarios serán fijadas por el
fideicomitente a solicitud del fiduciario; para ello se deberá contar con la estructura
tarifaria y parámetros de ajuste, así como de evaluación de la calidad del servicio,
de conformidad con el procedimiento establecido en el presente artículo.
Para los efectos de esta ley, cuando corresponda se aplicará lo dispuesto
en el artículo 233 de la Ley N° 9078 del 26 de octubre de 2012, Ley de Tránsito
por Vías Públicas Terrestres y Seguridad Vial, relativo a la exención de pago de
peajes.
Salvo lo dispuesto en este artículo, los contratos de fideicomiso creados de
conformidad con esta ley se excluyen de la aplicación de la Ley N° 7593 de 9 de
agosto de 1996 y sus reformas, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos.
ARTÍCULO 7.-
Origen de los fondos del fideicomiso
El origen de los fondos para el financiamiento del fideicomiso podrán ser los
siguientes:
a)
b)
c)
Préstamos que otorguen los bancos del Sistema Bancario Nacional o
entidades financieras internacionales.
Inversiones de las instituciones públicas que se indican en la
presente ley; así como cualquier transferencia que el Poder Ejecutivo
hiciere del Presupuesto Nacional.
Otros mecanismos financieros que se estimen necesarios,
respetando en cada caso, la normativa financiera aplicable.
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Comisión Permanente Ordinaria de Asuntos Económicos
Expediente Nº 19497
ARTÍCULO 8.-
-4-
Las partes de los fideicomisos
En los contratos de fideicomiso fungirán como partes:
a)
b)
c)
Serán fideicomitentes: el Poder Ejecutivo a través del Ministerio de
Obras Públicas y Transportes y el Consejo Nacional de Vialidad, o el
Instituto Costarricense de Ferrocarriles, según corresponda.
Fungirá como fiduciario: Un banco comercial del Estado.
Serán fideicomisarios: El Estado costarricense a través del Ministerio
de Obras Públicas y Transportes, el Consejo Nacional de Vialidad, o
el Instituto Costarricense de Ferrocarriles, según corresponda.
ARTÍCULO 9.-
Plazo de los fideicomisos
El plazo del fideicomiso será definido en cada contrato y al concluir el
mismo, retornará a la administración exclusiva del Estado el patrimonio y todos los
bienes y derechos que se le hayan cedido.
Al finalizar el plazo de los fideicomisos se deberán haber cancelado todas
las deudas que se hubieren adquirido y devuelto las inversiones con sus
respectivos intereses a los acreedores, todo ello antes de realizar el traspaso.
Una vez finalizado el plazo de los fideicomisos o canceladas las deudas, el
Estado a través del fideicomitente recibirá la obra de infraestructura de transporte
en condiciones óptimas según lo estipulado en el contrato de fideicomiso, en el
cual deberán definirse, entre otros aspectos, los requisitos técnicos para su
recepción definitiva.
ARTÍCULO 10.-
Estructura de los fideicomisos
El fideicomiso deberá contar con una estructura organizativa, con recursos
humanos y tecnológicos adecuados para gestionarlo, ejecutarlo y controlarlo
eficientemente. Dicha estructura será definida en el contrato de fideicomiso.
Deberá contar además con una estructura de fiscalización, supervisión y
vigilancia, integrada por profesionales con idoneidad técnica y que no tengan
sentencia en firme anotada en el Registro Judicial por delitos dolosos, ni hayan
sido inhabilitados para el ejercicio de cargos públicos. Dichos profesionales serán
designados por el período y el mecanismo que se defina en el respectivo contrato
del fideicomiso.
El órgano de fiscalización, supervisión y vigilancia deberá convocar a la
ciudadanía, como mínimo una vez cada seis meses, para que éste en conjunto
con la representación del fiduciario y del fideicomitente rindan cuentas sobre los
avances de la obra y atiendan las consultas que se presenten.
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Expediente Nº 19497
ARTÍCULO 11.-
-5-
De la actividad presupuestaria y contractual de los
fideicomisos
Cada fideicomiso elaborará anualmente el presupuesto y lo remitirá a la
Contraloría General de la República.
El contrato de fideicomiso y la actividad contractual desplegada por el
fiduciario estarán sujetos a los principios generales que rigen la contratación
administrativa.
El fideicomiso adjudicará las contrataciones que promueva a través de la
estructura organizativa y en resguardo del principio de doble instancia, garantizará
la revisión de lo actuado mediante la interposición de recursos de revisión ante la
estructura de fiscalización, supervisión y vigilancia definida en el contrato de
fideicomiso.
ARTÍCULO 12.-
De la relocalización de servicios públicos
Cuando sea requerida la relocalización de servicios públicos, será
responsabilidad de las entidades prestatarias de los servicios públicos
competentes, realizar la relocalización de los servicios públicos, conforme a sus
competencias y zonas de acción.
Para cumplir esta disposición, el fiduciario coordinará con las entidades
prestatarias, desde el inicio del prediseño de la obra. Una vez concluidos los
diseños definitivos el fiduciario los comunicará a la entidad prestataria, solicitando
la realización de las obras en el plazo que acordaren.
El costo de los diseños y las obras de relocalización, será asumido por cada
fideicomiso, en el tanto se realicen de acuerdo con el plazo indicado en el párrafo
anterior.
Cuando las obras no sean ejecutadas en tiempo, el fiduciario, con recursos
del fideicomiso podrá realizarlas a cargo de la entidad prestataria, la cual deberá
reintegrarle al fideicomiso el prediseño, el diseño, así como las obras propiamente
dichas, más los daños y perjuicios atribuibles al atraso, o los montos establecidos
en eventuales cláusulas penales. Lo anterior, salvo caso fortuito o fuerza mayor.
Se autoriza a todas las instituciones responsables de la reubicación de
servicios públicos, para que realicen todas las gestiones necesarias para la
modificación en los programas de trabajo y reajuste, y la modificación de las
partidas presupuestarias de cada institución, así mismo para que las obras de
relocalización definidas para este proyecto, se realicen mediante contratación
directa concursada, según las reglas del procedimiento de contratación directa de
escasa cuantía.
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Expediente Nº 19497
ARTÍCULO 13.-
-6-
De las expropiaciones
Cuando sea requerido, tanto los procedimientos de adquisiciones directas
de bienes, como de derechos inmuebles y las expropiaciones correspondientes a
estos, deberán realizarse por el fideicomitente en la forma más expedita posible de
conformidad con la Ley de Expropiaciones, Ley Nº 7495 y sus reformas, y se
considerarán de interés público.
Los costos de las expropiaciones y demás gastos relacionados con la
gestoría del proceso de expropiación que se generen podrán ser cubiertos por el
fiduciario con recursos del fideicomiso correspondiente.
ARTÍCULO 14.-
Procedimiento de autorizaciones ambientales
Las actividades, las obras o el proyecto como un todo, que desarrolle cada
fideicomiso, incluyendo las obras de relocalización de servicios públicos, deberán
cumplir la evaluación de impacto ambiental por medio de trámites expeditos, con
el fin de satisfacer el fin público y cumplir los objetivos para los cuales se aprobó la
presente ley. Para este efecto se deberá realizar una evaluación ambiental de
conformidad con la Ley Orgánica del Ambiente, Nº 7554, y demás normativa al
respecto.
La Secretaría Técnica Nacional Ambiental (Setena) establecerá por medio
de resolución administrativa, en un plazo máximo de quince días hábiles, los
términos de referencia ambiental, los cuales tendrán carácter de estudios
específicos; asimismo, indicará el instrumento de evaluación correspondiente.
La Setena deberá colaborar con la redacción de los instrumentos de
evaluación ambiental, si así se requiere por parte del fideicomitente o las
entidades prestatarias de servicios públicos, al amparo de la normativa tutelar
ambiental.
Se exceptúa a los fideicomisos creados al amparo de esta ley, del pago de
las tarifas de servicios brindados por la Setena. Asimismo se exceptúa de la
publicación establecida en el artículo 22 de la Ley Orgánica del Ambiente, Nº
7554, tanto a las actividades, como las obras o los proyectos que se ejecuten por
estos fideicomisos.
Recibida la totalidad de la información y los estudios requeridos, la Setena
contará con un plazo hasta treinta días hábiles para emitir la resolución
administrativa donde se otorga o rechaza la viabilidad ambiental. Esta resolución
administrativa deberá ser notificada a la Dirección General de Geología y Minas, y
a las partes legitimadas en el expediente administrativo.
Los trámites realizados ante Setena, Sistema Nacional de Áreas de
Conservación y Ministerio de Ambiente y Energía, en virtud de la aplicación de
__________________________________________________________________
Comisión Permanente Ordinaria de Asuntos Económicos
Expediente Nº 19497
-7-
esta ley, tendrán prioridad sobre cualquier otra gestión pendiente a partir del
momento de su recepción formal.
ARTÍCULO 15.-
Declaratoria de interés público
Se declara de interés y utilidad pública la presente ley, así como el objeto
definido en cada fideicomiso establecido con base en esta.
ARTÍCULO 16.-
Exoneración
Las operaciones llevadas a cabo por los fideicomisos creados al amparo de
esta ley estarán exentas del pago de derechos de registro y de todo tributo de
carácter nacional, salvo del impuesto sobre la renta.
Las adquisiciones de obras, bienes y servicios estarán exentas del pago de
todo tipo de tributos y derechos, siempre y cuando las contrataciones se realicen
con estricto apego a esta ley y se utilicen e incorporen al respectivo fideicomiso.
Rige a partir de su publicación.
1 vez.—Solicitud N° 49719.—(IN2016018727).
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Comisión Permanente Ordinaria de Asuntos Económicos
PROYECTO DE LEY
LEY PARA EXONERAR TEMPORALMENTE DEL APORTE PATRONAL
AL FONDO DE DESARROLLO SOCIAL Y ASIGNACIONES
FAMILIARES Y AL INSTITUTO MIXTO DE AYUDA
SOCIAL, A LAS MICROEMPRESAS EN
CONDICIÓN DE INFORMALIDAD
Expediente N.º 19.805
ASAMBLEA LEGISLATIVA:
El fortalecimiento del sector empresarial, en especial de las micro,
pequeñas y medianas empresas (PYME), es un factor clave para el desarrollo
económico y social del país, ya que representa el 94% del parque empresarial,
contribuye al 32% del Producto Interno Bruto (PIB), al 25% del empleo del país
generado por el sector productivo formal y al 14% del valor total de las
exportaciones, según el Informe del Estado de Situación de las PYME1.
La informalidad es un fenómeno que afecta a todas las economías del
mundo en mayor o menor medida. Gran parte del empleo informal se concentra
en las micro y pequeñas empresas y se caracteriza por ser precario y sin
protección social. La Organización Internacional del Trabajo (OIT)2 estima la tasa
de informalidad para este segmento de la economía en Latinoamérica en un 60%.
Para Costa Rica este dato asciende al 52,1% para las empresas con hasta diez
trabajadores. Y es que, precisamente son las microempresas las que predominan
en el parque empresarial del país representando un 74% del total de las empresas
formales establecidas3.
La informalidad tiene importantes implicaciones negativas para el país, no
solo desde el punto de vista laboral, sino social y económico. Desde la
perspectiva de la fuerza laboral incide en la calidad de los empleos, la baja
remuneración de los trabajadores y su estabilidad y productividad laboral; desde el
punto de vista económico, limita el potencial de crecimiento del sector productivo
1
MEIC (2015). Estado de Situación de las PYME en Costa Rica 2014.
OIT (2015). Políticas para la formalización de las micro y pequeñas empresas en América Latina.
3
MEIC (2015). Estado de Situación de las PYME en Costa Rica 2014.
2
-2-
EXP. N.º 19.805
nacional porque restringe el acceso a mercados y créditos, y las posibilidades de
desarrollar capital humano, lo que termina traduciéndose en baja productividad; y
desde la óptica social se dan aspectos como la reducida cobertura de los sistemas
de seguridad social y la presión que tendría sobre el gasto social a futuro cuando
los ocupados informales dejen la etapa activa laboral. De allí que sea necesario la
generación de políticas, programas y proyectos de apoyo a la formalización con el
fin de contribuir con el desarrollo socioeconómico costarricense.
Una mayor cantidad de PYME formales, tiene como consecuencia la
consolidación de empresas, el mejoramiento de las condiciones laborales de
muchos trabajadores y el fortalecimiento de un sector empresarial que genera más
y mejores fuentes de empleo, lo cual conlleva a una reducción de la pobreza y a
mejores condiciones socioeconómicas para la sociedad en general.
Es por lo anterior que, enfrentar la informalidad de las microempresas es un
beneficio para el país ya que permite mejorar la situación de diferentes actores, a
saber:
a)
Para las microempresas:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
b)
Para los trabajadores:
•
•
•
•
c)
Mayor visibilización ante el mercado.
Sus trabajadores estarán debidamente inscritos y amparados
con la seguridad social.
Posibilidad de incrementar ventas al sector público y privado.
Oportunidad de crecimiento.
Mayores posibilidades para accesar a créditos y los beneficios
de programas especiales.
Mayores posibilidades de realizar alianzas estratégicas con
otras empresas y encadenamientos.
Oportunidad de recibir capacitación y asistencia técnica por
parte de las instituciones del Estado.
Aumento del nivel de competitividad e innovación.
Un mayor nivel de cumplimiento legal y de reducción de
contingencias legales y financieras.
Acceso a la seguridad social.
Mejora en la calidad de los empleos.
Oportunidad de ser sujetos de crédito.
Acceso a capacitación y asistencia técnica por parte de
instituciones públicas.
Para el Estado y la sociedad:
•
Aumento del número de microempresas que contribuyen con
impuestos.
-3-
EXP. N.º 19.805
•
Mejoramiento de las condiciones de vida de los trabajadores y
sus familiares.
•
Mayor contribución al pago de cargas sociales.
•
Fortalecimiento de la seguridad social.
El Programa de Formalización de Microempresas implica una serie de
medidas de apoyo de carácter administrativo que estarán bajo la responsabilidad
del Ministerio de Economía, Industria y Comercio (MEIC). Por ello, y como parte
de una serie de acciones que favorecen la formalización de las empresas, se
plantea esta propuesta de ley que busca exonerar temporalmente del aporte
patronal, el 5% correspondiente al Fondo de Desarrollo Social y Asignaciones
Familiares (Fodesaf) y el 0,5% del Instituto Mixto de Ayuda Social (IMAS) a las
microempresas en condiciones de informalidad que cuentan con 4 o menos
trabajadores, que tienen ventas anuales hasta 45 millones de colones; y activos
fijos hasta 27 millones de colones.
En muchos países de la región existe una tasa diferenciada para las
empresas de menor tamaño. Estos regímenes se originan como respuesta a las
dificultades que por su naturaleza enfrentan este tipo de empresas a causa de
debilidades productivas o administrativas difíciles de subsanar en los primeros
años del negocio.
Al respecto, el pasado 12 de junio la Conferencia Internacional del Trabajo
de la OIT adoptó por unanimidad, de los 186 Estados miembros una nueva
recomendación para fomentar la formalización4 de la economía con objetivos
orientados a facilitar la transición mediante programas con enfoques específicos
que tomen en cuenta la diversidad de características, circunstancias y
necesidades de las unidades productivas de la economía informal y por ende de
sus trabajadores; como lo hace este proyecto de ley.
Así las cosas, conforme al estudio realizado por The Global
Entrepreneurship & Development Institute5, un gran porcentaje de las empresas no
superan los 3,5 años -el llamado “valle de la muerte”-; es por ello que, el Poder
Ejecutivo considera que el plazo máximo del beneficio debe ser de 4 años
consecutivos desde el momento de la incorporación. Luego de cumplido este
período, la microempresa deberá pagar las cargas totales correspondientes.
Esta condición no solo permite a la microempresa contar con un lapso de
tiempo razonable para mejorar los aspectos en los que presente algún tipo de
debilidad y avanzar en un proceso de ajuste hacia su consolidación, sino también
le brinda la oportunidad al IMAS y a Fodesaf de percibir, transcurridos los 4 años,
los ingresos correspondientes a estas empresas que antes operaban en la
informalidad, resolviendo de esta forma el problema de la estrechez en la base de
contribuyentes del sistema impositivo.
4
OIT (2015). Recomendación sobre la Transición de la Economía Informal a la Formal, 2015.
The Global Entrepreneurship & Development Institute (2012). The Global Entrepreneurship &
Development Index.
5
-4-
EXP. N.º 19.805
Asimismo, el proyecto contempla que en el caso de que se determine,
previo debido proceso, que el beneficiario incurrió en engaño a la administración
con el fin de obtener los beneficios contemplados, se procederá por parte del
beneficiario a la cancelación de la totalidad de las cuotas patronales que fueron
exoneradas por parte de las instituciones así como los intereses respectivos,
según lo establecido por las instituciones. Lo anterior, sin perjuicio de las
responsabilidades penales que se puedan derivar de este acto.
Finalmente, para ser consecuente con el proyecto de ley, se está
procediendo a la modificación del inciso b) del artículo 15 de la Ley N.º 5662, Ley
de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares, de 23 de diciembre de 1974; y el
inciso a) del artículo 14 y el párrafo primero del artículo 15 de la Ley N.º 4760, Ley
de Creación del Instituto Mixto de Ayuda Social.
Por las razones expuestas, se somete al conocimiento y aprobación de la
Asamblea Legislativa el presente proyecto de ley denominado “Ley para Exonerar
Temporalmente del Aporte Patronal al Fondo de Desarrollo Social y Asignaciones
Familiares y al Instituto Mixto de Ayuda Social, a las Microempresas en Condición
de Informalidad”.
-5-
EXP. N.º 19.805
LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA
DECRETA:
LEY PARA EXONERAR TEMPORALMENTE DEL APORTE PATRONAL
AL FONDO DE DESARROLLO SOCIAL Y ASIGNACIONES
FAMILIARES Y AL INSTITUTO MIXTO DE AYUDA
SOCIAL, A LAS MICROEMPRESAS EN
CONDICIÓN DE INFORMALIDAD
ARTÍCULO 1.-
Objetivo
La presente ley tiene como objetivo exonerar temporalmente del aporte
patronal al Fondo de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares y al Instituto
Mixto de Ayuda Social, a las microempresas en condición de informalidad.
ARTÍCULO 2.-
Requisitos para proceder a la exoneración
Para formar parte de los beneficiarios toda microempresa deberá cumplir
con los siguientes requisitos:
a) Cumplir con lo establecido en la Ley N.° 8262, de 2 de mayo de
2002, Ley de Fortalecimiento de las Pequeñas y Medianas Empresas, y su
reglamento.
b) Estar inscrita en el Sistema de Información Empresarial
Costarricense (SIEC), a cargo del Ministerio de Economía, Industria y
Comercio.
c) Cumplir con sus obligaciones tributarias, así como laborales.
d) Carecer de deudas pendientes con la Caja Costarricense de Seguro
Social o haber estado registrada anteriormente.
e) Haber tenido en el último año antes de inscribirse en el SIEC: entre
uno y cuatro empleados a tiempo completo o parcial; ventas de hasta
45.000.000 colones; y activos fijos de hasta 27.000.000 de colones;
montos ajustables de forma anual según lo establezca el Ministerio de
Economía, Industria y Comercio.
ARTÍCULO 3.-
Motivos de exclusión
Se considerarán motivos de exclusión del Programa de Formalización de
Microempresas, en cualquier momento durante el disfrute de los beneficios
previstos en esta ley, los siguientes:
a) No renovar su condición de PYME ante el Ministerio de Economía,
Industria y Comercio anualmente.
-6-
EXP. N.º 19.805
b) Encontrarse morosa o no cumplir con el pago total de sus cargas
sociales.
c) No cumplir con el pago anual de la póliza de riesgos del trabajo.
d) No estar registrada ante Tributación Directa como contribuyente, o se
encuentra morosa con el pago total de sus obligaciones fiscales o con su
declaración correspondiente.
e) Oculta información o proporciona datos falsos o incompletos para
obtener los beneficios contemplados en la presente ley.
f)
Declaratoria de quiebra o cualquier otro motivo de disolución de la
sociedad, declaratoria de insolvencia o inhabilitación para el comercio de
la persona física dueña de la microempresa.
La exclusión se producirá previo debido proceso.
ARTÍCULO 4.-
Sanciones por error, engaño o fraude de ley
Cuando la exclusión ocurra por haber inducido a error o engaño a las
autoridades públicas con el fin de obtener los beneficios contemplados en la
presente ley; la microempresa cancelará la totalidad de la cuota patronal
incluyendo intereses moratorios, que debería haber pagado al Instituto Mixto de
Ayuda Social y al Fondo de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares, por el
tiempo por el cual disfrutó de su rebajo sin derecho a ello; estas instituciones se
encargarán de realizar la gestión de cobro correspondiente. Lo anterior, sin
perjuicio de la responsabilidad penal resultante.
Constituyen actos realizados en fraude de ley, todas las prácticas dirigidas
a dividir o fragmentar las planillas de un mismo patrono, con la finalidad de cumplir
con el requisito establecido en el inciso e) del artículo 2 de esta ley, mediante el
uso de testaferros, la interposición de personas jurídicas o de cualquier otro
mecanismo análogo. Estos actos serán absolutamente nulos, excluyen a la
microempresa de los beneficios previstos en esta ley y se aplicará la misma
sanción prevista en el párrafo anterior.
Para garantizar el cumplimiento de estas obligaciones, se podrá prescindir
de las formas jurídicas adoptadas por los sujetos obligados que no correspondan a
la realidad de los hechos y cuando el deudor sea parte de un grupo económico, la
responsabilidad será solidaria entre ellos.
La microempresa excluida no podrá volver a solicitar los beneficios de este
régimen.
Asimismo, se autoriza a la Caja Costarricense de Seguro Social a aplicar
una sanción monetaria de tres a cinco salarios bases al beneficiario que incurrió
en dicha situación.
-7-
EXP. N.º 19.805
Dicha sanción debe de pagarse en un término máximo de 30 días a partir
de su aplicación. Los recursos que se recauden por este rubro deberán destinarse
a las labores de control y fiscalización para el cumplimiento efectivo de esta ley.
ARTÍCULO 5.-
Reducción en la cotización
Las microempresas que reúnan los requisitos previstos en esta ley, no
realizarán el aporte patronal sobre el salario de sus trabajadores correspondiente
al cero coma cinco por ciento (0,5%) del Instituto Mixto de Ayuda Social y al cinco
por ciento (5%) del Fondo de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares, durante
un período de cuatro años no prorrogable.
No podrá beneficiarse la microempresa de la eliminación temporal de este
aporte respecto de los trabajadores que, dentro del año de anterioridad al registro
en el SIEC:
a) Hubieran sido reportados a la seguridad social por el mismo
empleador que ahora solicita ser beneficiario del régimen previsto en esta
ley, tanto si la relación se ha mantenido desde entonces continua, como si
fue interrumpida por la extinción del contrato de trabajo.
b) Hubieran sido contratados por el mismo empleador que ahora solicita
ser beneficiario del régimen previsto en esta ley, en otra empresa de su
propiedad o del mismo grupo económico del que forma parte, y que fue
objeto de venta, cesión, transferencia o escisión de cualquier clase,
liquidación, quiebra o cierre, con el fin de reunir los requisitos previstos en
esta ley.
En estos supuestos se aplicará la misma sanción prevista en el segundo
párrafo del artículo anterior.
ARTÍCULO 6.-
Características del beneficio
El beneficio previsto en esta ley, se disfrutará durante un plazo máximo de
cuatro años consecutivos e improrrogables, contados a partir de la fecha en la que
el Ministerio de Economía, Industria y Comercio, le comunique a la microempresa
su designación como beneficiaria.
Se podrá participar de este beneficio por una única vez y no podrá ser
transferido o cedido a otra persona física o jurídica.
ARTÍCULO 7.-
Registro en la Caja Costarricense de Seguro Social
La microempresa que sea beneficiario deberá registrarse ante la Caja
Costarricense de Seguro Social como patrono, y registrar la totalidad de sus
trabajadores; incluyendo a su propietario, representante legal o apoderado
generalísimo, si estos prestan servicios en ella como trabajadores asalariados.
-8-
EXP. N.º 19.805
Se tendrán en cuenta no solo las personas que presten servicios
directamente en las instalaciones de la empresa, sino también aquellas que
realicen trabajo a domicilio o teletrabajo, siempre que estas sean dependientes de
la empresa.
El salario que se reporte deberá comprender la totalidad de salarios o
sueldos, ordinarios o extraordinarios, bonificaciones o incentivos o cualquier otra
remuneración de naturaleza salarial, que paguen a sus trabajadores.
ARTÍCULO 8.Comercio
Obligaciones del Ministerio de Economía, Industria y
El Ministerio de Economía, Industria y Comercio deberá registrar a las
microempresas beneficiarias, debiendo emitir la certificación correspondiente e
informar al recaudador de las cargas sociales exoneradas.
ARTÍCULO 9.Modificación de la Ley N.º 5662 de 23 de diciembre de 1974,
Ley de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares, y sus reformas
Se modifica el inciso b) del artículo 15 de la Ley N.º 5662 de 23 de
diciembre de 1974, Ley de Desarrollo Social y Asignaciones Familiares, y sus
reformas, cuyo texto dirá:
“Artículo 15.El Fodesaf se financiará de la siguiente manera:
[…]
b)
Los patronos públicos y privados deberán pagar al Fondo un
cinco por ciento (5%) sobre el total de sueldos y salarios que paguen
mensualmente a sus trabajadores. Se exceptúan de este recargo al
Poder Ejecutivo, al Poder Legislativo, al Poder Judicial, al Tribunal
Supremo de Elecciones (TSE), a las instituciones de asistencia
médico-social, las juntas de educación, las juntas administrativas y
las instituciones de enseñanza superior del Estado, las
municipalidades, así como a los patronos cuyo monto mensual de
planillas no exceda el equivalente de un salario base establecido por
la Ley N.° 7337 de 5 de mayo de 1993, Crea Concepto Salario Base
para Delitos Especiales del Código Penal, y sus reformas, las de
actividades agropecuarias con planillas mensuales hasta el
equivalente de dos salarios base establecidos en la Ley supracitada,
y las microempresas registradas en el SIEC a cargo del Ministerio de
Economía, Industria y Comercio y que sean beneficiarias de la
exoneración durante un plazo máximo de 4 años.”
-9-
EXP. N.º 19.805
ARTÍCULO 10.Modificación de la Ley N.º 4760, de 4 de mayo de 1971, Ley
de Creación del Instituto Mixto de Ayuda Social, y sus reformas.
Se modifica el inciso a) del artículo 14 y el párrafo primero del artículo 15 de
la Ley N.º 4760, de 4 de mayo de 1971, Ley de Creación del Instituto Mixto de
Ayuda Social, y sus reformas, cuyo texto dirá:
“Artículo 14.Para el cumplimento de los fines que le fija esta ley, el
IMAS tendrá los siguientes recursos:
a)
Un aporte de los patronos de la empresa privada en general,
correspondiente al medio por ciento mensual (0,5%) sobre las
remuneraciones, sean salarios o sueldos, ordinarios o
extraordinarios, que paguen a los trabajadores de sus respectivas
actividades que estén empadronados en el INA y el Seguro Social o
en el Banco Popular y de Desarrollo Comunal.
También están obligados a pagar el aporte, a que se refiere
este inciso, las instituciones autónomas del país, cuyos recursos no
provengan del presupuesto general ordinario de la República.
Se exceptúan de este aporte las empresas registradas en el
SIEC a cargo del Ministerio de Economía, Industria y Comercio, y
que sean beneficiarias de la exoneración durante un plazo máximo
de 4 años.
[…]
Artículo 15.La contribución establecida en el inciso a) del artículo
anterior es permanente, con las excepciones allí indicadas.
[…]”
Rige a partir de su publicación.
- 10 -
EXP. N.º 19.805
Dado en la Presidencia de la República. San José, a los nueve días del
mes de octubre del año dos mil quince.
Luis Guillermo Solís Rivera
PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA
Welmer Ramos González
MINISTRO DE ECONOMÍA, INDUSTRIA Y COMERCIO
2 de diciembre de 2015
NOTA:
Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión
Permanente de Asuntos Económicos.
1 vez.—Solicitud N° 49264.—(IN2016018721).
PROYECTO DE LEY
AUTORIZACIÓN AL INSTITUTO NACIONAL DE SEGUROS (INS) PARA
QUE CONDONE LA DEUDA DE LA ASOCIACIÓN HOGAR
DE ANCIANOS SAN BUENAVENTURA
Expediente N.º 19.848
ASAMBLEA LEGISLATIVA:
Los señores Elizabeth Solano Brenes, Omar Fonseca Sojo y David Mauricio
Fonseca Solano presentaron proceso ordinario contencioso-administrativo contra
el Instituto Nacional de Seguros, el Estado, la Municipalidad de Turrialba, Mario
Tortos Ltda., Mario Tortos Trejos y Asociación Hogar de Ancianos de San
Buenaventura, el cual se tramitó bajó el expediente N.º 00-000717-0163-CA en el
Juzgado Contencioso-Administrativo y Civil de Hacienda del Segundo Circuito
Judicial de San José.
Dicho Juzgado, mediante sentencia N.º 645-2004 de las 15:45 horas, de 2
de junio de 2004, ratificada por el Tribunal Superior Contencioso-Administrativo
mediante sentencia N.º 10-2005, de las 13:50 horas de 4 de marzo de 2005 y
confirmada por la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia mediante Voto N.º
308-F-2006 de las 10:30 horas, de 25 de mayo de 2006, condenó a los
demandados en forma solidaria al pago de daños y perjuicios a favor de los
actores.
Dado que la obligación solidaria puede hacerse efectiva a cualquiera de las
partes, según lo establecido en los artículos 637 y 640 del Código Civil, los actores
gestionaron ante el despacho judicial el depósito del total de la condenatoria. El
Instituto Nacional de Seguros recibió el oficio FOE-FEC-0495, de fecha 17 de julio
de 2006, de la División de Fiscalización Operativa y Evaluativa de la Contraloría
General de la República en el cual le otorgó plazo hasta el 29 de setiembre de
2006 para incluir, en el presupuesto de la institución, el contenido económico para
hacer frente a la obligación referida.
El INS depositó la totalidad de la condenatoria y en virtud de las normas
citadas se subrogó los derechos de reintegro sobre los otros condenados en forma
solidaria, dentro de los cuales se encuentra la Asociación Hogar de Ancianos de
San Buenaventura.
-2-
EXP. N.º 19.848
Considerando la función social que realiza en la población de Turrialba el
Hogar de Ancianos San Buenaventura, se promueve la condonación de la deuda
que se generó a favor del Instituto Nacional de Seguros por el concepto antes
dicho.
El emprendedurismo es un estilo de vida que requiere pasión, dedicación,
etc., pero sobre todo es una herramienta para ser mejores personas, crear
mejores sociedades y contribuye a construir un mejor mundo.
Dado lo anterior, presento a consideración de las señoras diputadas y los
señores diputados el siguiente proyecto de ley.
LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA
DECRETA:
AUTORIZACIÓN AL INSTITUTO NACIONAL DE SEGUROS PARA
LA CONDONACIÓN DE LA DEUDA DE LA ASOCIACIÓN
HOGAR DE ANCIANOS SAN BUENAVENTURA
ARTÍCULO ÚNICO.Autorízase al Instituto Nacional de Seguros para que,
por medio de acuerdo de su Junta Directiva y por una única vez, otorgue a la
Asociación Hogar de Ancianos San Buenaventura la condonación total del pago
del principal, los intereses y las costas procesales y personales que adeude dicha
Asociación, con motivo del pago que realizara el Instituto Nacional de Seguros a
David Mauricio Fonseca Solano, Elizabeth Solano Brenes y Omar Fonseca Sojo.
Dicho pago se generó en la condenatoria por responsabilidad civil solidaria,
dictada por el Juzgado Contencioso-Administrativo y Civil de Hacienda del
Segundo Circuito Judicial de San José, mediante sentencia N.º 645-2004 de las
15:45 horas, de 2 de junio de 2004, ratificada por el Tribunal Superior
Contencioso-Administrativo mediante sentencia N.º 10-2005, de las 13:50 horas,
de 4 de marzo de 2005 y confirmada por la Sala Primera de la Corte Suprema de
Justicia mediante Voto N.º 308-F-2006, de las 10:30 horas, de 25 de mayo de
2006, contra el Instituto Nacional de Seguros, el Estado, la Municipalidad de
Turrialba, el Hogar de Ancianos San Buenaventura, Mario Tortos Trejos y Mario
Tortos Compañía Limitada. Siendo que el Instituto Nacional de Seguros procedió
a cancelar el adeudo incluyendo los intereses y las costas procesales y
personales, y se subrogó contra el resto de los deudores solidarios, la Asociación
Hogar de Ancianos de San Buenaventura es en deber al INS la parte proporcional
de lo pagado más los respectivos intereses.
-3-
EXP. N.º 19.848
Rige a partir de su publicación.
Julio Rojas Astorga
DIPUTADO
26 de enero de 2016.
NOTA:
Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión
Permanente de Gobierno y Administración.
1 vez.—Solicitud N° 49379.—(IN2016018725).
ACUERDOS
No. 08-15-16
EL DIRECTORIO DE LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA
REPUBLICA DE COSTA RICA
En sesión ordinaria No. 102, celebrada el 16 de febrero del 2016
ACUERDA:
Con base en el criterio vertido por el Departamento de Asesoría Legal,
mediante oficio AL-DALE-PRO-073-2016, avalar la siguiente
modificación al Reglamento para el trámite, el pago y la compensación
de horas extras en la Asamblea Legislativa:
“Artículo 27.- Presentación extemporánea
Toda solicitud de reconocimiento de tiempo extraordinario
presentado para su pago fuera del tiempo reglamentado en el
artículo anterior, deberá contar con el visto bueno del Director
Ejecutivo, y estar sustentada y respaldada en motivos debidamente
justificados o de fuerza mayor, ajenos al funcionario que solicitó y
laboró el tiempo extra.
Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta
Publíquese, a las catorce horas de veinticuatro de febrero de dos mil
dieciséis.
RAFAEL ORTÍZ FÁBREGA
PRESIDENTE
JUAN RAFAEL MARÍN QUIRÓS
PRIMER SECRETARIO
KARLA PRENDAS MATARRITA
SEGUNDA SECRETARIA
1 vez.—Solicitud N° 49262.—Orden de Compra N° 1188.—(IN2016018720).
INSTITUCIONES DESCENTRALIZADAS
AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
INTENDENCIA DE ENERGÍA
RIE-037-2016 A LAS 14:26 HORAS DEL 23 DE MARZO DE 2016
APLICACIÓN PARA EL II TRIMESTRE DE 2016 DE LA “METODOLOGÍA PARA EL AJUSTE EXTRAORDINARIO
DE LAS TARIFAS DEL SERVICIO DE ELECTRICIDAD, PRODUCTO DE VARIACIONES EN EL COSTO DE LOS
COMBUSTIBLES (CVC) UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN TÉRMICA PARA CONSUMO NACIONAL”
PARA EL SERVICIO DE GENERACIÓN DEL ICE Y EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN
DE TODAS LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
___________________________________________________________________________
ET-030-2016
Resultando:
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
Que el 19 de marzo del 2012, mediante resolución RJD-017-2012, la Junta Directiva aprobó la
“Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad, producto de
variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el consumo
nacional”, tramitada en el expediente OT-111-2011 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del
2012; la cual fue modificada mediante resolución RJD-128-2012 del 1 de noviembre del 2012, publicada
en el Alcance Digital Nº 197 a La Gaceta Nº 235 del 5 de diciembre del 2012.
Que el 08 de marzo del 2015, mediante el oficio 0322-IE-2016, la Intendencia de Energía emitió el
informe de la aplicación anual de la “Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio
de electricidad, producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la
generación térmica para consumo nacional” (folios 05 al 30).
Que el 08 de marzo del 2015, mediante el oficio 0323-IE-2016, sobre la base del informe técnico 0322IE-2016 citado, el Intendente de Energía solicitó la apertura del expediente y la convocatoria a
participación ciudadana (folios 03 al 04).
Que el 16 de marzo del 2016 se publicó en La Gaceta 53, Alcance 43 la convocatoria a participación
ciudadana y el 15 de marzo del 2016 en los diarios de circulación nacional La Teja, La Extra y La Nación.
El 18 de marzo del 2016, a las dieciséis horas venció el plazo para presentar posiciones.
Que el 21 de marzo del 2016, mediante el oficio 1156-DGAU-2016, la Dirección General de Atención al
Usuario (DGAU) aportó el informe de oposiciones y coadyuvancias, en el cual se indica que vencido el
plazo establecido, se recibió y admitió una oposición por parte del Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE) mediante el oficio 5407-064-2016.
Que el 22 de marzo de 2016, mediante el oficio 0398-IE-2016, la Intendencia de Energía, analizó la presente
gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, establecer los cargos trimestrales por empresa
para el II trimestre 2016 aplicables a la estructura de costos sin combustibles de cada una de ellas y fijar los
precios de las tarifas que presta el Instituto Costarricense de Electricidad.
Considerando:
I.
Que del estudio técnico 0398-IE-2016, citado, que sirve de base para la presente resolución,
conviene extraer lo siguiente:
[…]
II. ANÁLISIS DEL ASUNTO
1.
Aplicación de la metodología
La aplicación de la “Metodología para el ajuste extraordinario de las tarifas del servicio de electricidad,
producto de variaciones en el costo de los combustibles (CVC) utilizados en la generación térmica para el
consumo nacional” permite que se realicen ajustes trimestrales en las tarifas del sistema de generación del
ICE por concepto de la generación térmica, los cuales provocan variaciones directas, positivas o negativas,
en los gastos por compras de energía que realizan las empresas distribuidoras del país, razón por la cual la
metodología también prevé un procedimiento extraordinario, que se calcula de forma simultánea con los
ajustes del sistema de generación para evitar desequilibrios financieros en los sistemas de distribución.
Esta metodología, por tanto, tiene por objetivos complementarios, evitar el desequilibrio financiero del ICE
por consumo de combustibles para generación térmica y enviar señales de precio correctas y oportunas a los
usuarios.
A continuación se procede a realizar el análisis de las variables que se requieren para obtener el cálculo del
Costo Variable de Combustibles para el II trimestre 2016.
a.
Análisis del mercado
A continuación se procede a presentar los resultados del mercado para cada uno de los sistemas y de las
empresas.
i.
Sistema de generación
Las ventas de energía estimadas por la Intendencia, del ICE a las empresas distribuidoras, se obtienen como la
diferencia entre la disponibilidad de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y la generación propia de cada
empresa. La disponibilidad se estimó con la proyección de ventas más un porcentaje de pérdidas de energía.
La energía disponible se calcula con base en las proyecciones de generación de cada una de las plantas del
SEN más las proyecciones de importaciones. Las proyecciones de generación de cada una de las plantas se
calculan de acuerdo con los datos históricos desde el año 2000 en las que se disponga, empleando el
paquete estadístico especializado en series de datos ForCastPro. La generación térmica se proyecta como la
diferencia entre las ventas y la disponibilidad de energía (incluidas las importaciones).
Las ventas se obtienen a partir del estudio de mercado realizado para cada una de las empresas
distribuidoras, con la misma metodología seguida en los estudios tarifarios anteriores. Esta se basó en un
mercado tendencial, en el cual se efectuó las estimaciones a partir de datos históricos mensuales de los
abonados por sectores hasta enero del 2016.
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 ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de la
multiplicación de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado.
La obtención del porcentaje de pérdida propio de su sistema de generación se obtuvo como resultado de la
diferencia entre la generación total del SEN y la demanda de energía del mismo, dando como resultado un
11,41%. Con esta información, se determinan las necesidades de energía para atender la demanda de sus
consumidores directos.
Las compras de energía al ICE se determinan al disminuir de las necesidades de energía la generación propia
y compras a terceros, que en el caso de las cooperativas, compran energía a Coneléctricas, R.L. entre otros.
Para las estimaciones de las industrias de alta tensión, se utilizaron las series de tiempo disponibles desde
enero 2010 a enero de 2016.
Los ingresos sin combustibles del sistema de generación se calcularon tomando en cuenta las tarifas según
la RIE-035-2016, expediente ET-009-2016. En el siguiente cuadro se muestran los ingresos sin combustibles
para el sistema de generación del ICE, los ingresos con combustibles y las ventas en unidades físicas.
CUADRO Nº 1
SISTEMA DE GENERACIÓN, ICE
ESTIMACIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A LOS ABONADOS DIRECTOS, INGRESOS (*) SIN
COMBUSTIBLES Y CON COMBUSTIBLES POR MES
II TRIMESTRE 2016
Ingresos con
Ingresos sin combustible
Mes
Ventas (GWh)
combustible (Millones
(Millones de colones)
de colones)
Abril
768,93
37 712,65
38 664,10
Mayo
757,30
36 835,30
37 566,37
Junio
710,12
34 804,06
34 850,64
TOTAL
2 236,34
109 352,02
111 081,11
(*) Se incluye los ingresos de los usuarios directos
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
1
Correspondientes a 2015.
Generación térmica e importaciones
Es importante tener presente la importante disminución que se registró en la generación térmica del año
2015 y el bajo consumo de combustibles estimado para 2016, lo cual impacta las tarifas finales, esto debido
a una mayor generación eléctrica con fuentes renovables y un aumento en las importaciones de energía
provenientes del Mercado Eléctrico Regional (MER). La primera se debe a mejores condiciones en el clima y
a nuevos proyectos que han empezado a inyectar energía al sistema y la segunda se relaciona con el
esfuerzo que ha venido realizando la Intendencia de Energía, promoviendo acciones para que el Mercado
Eléctrico Nacional se beneficie de las oportunidades que brinda el Mercado Eléctrico Regional.
ii.
Sistema de distribución del ICE y otras empresas
La Intendencia actualizó las cifras de ventas a los abonados directos y las empresas distribuidoras a enero de
2016. Asimismo, se actualizó a ese mes, los datos por concepto de compras de energía al sistema de
generación y transmisión del ICE.
Al realizar las estimaciones del sistema de distribución de ICE y las restantes empresas distribuidoras, la
Intendencia ha empleado 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 los datos históricos mensuales
de abonados por sectores y que representen en mejor ajuste en relación con el comportamiento actual.
Para ello, se empleó el paquete estadístico denominado Forecast Pro, que se especializa en el análisis de
series de tiempo; en este caso, se utilizan modelos autorregresivos de promedios móviles (ARIMA) y de
suavizamiento exponencial. Las ventas estimadas por sectores de consumo se obtienen de los abonados
proyectados y del consumo promedio estimado por abonado.
Para el cálculo de los ingresos vigentes sin combustibles, se utilizaron los precios promedios por tarifa
obtenidos con la estructura mostrada con la información disponible para el año 2013 (enero a diciembre). A
esta estructura de abonados y consumo, se le aplicó el pliego tarifario aprobado según la RIE-035-2016,
expediente ET-009-2016, el cual fijó la estructura de costos sin combustibles para todas las empresas.
De acuerdo con las tarifas anuales, se pueden estimar los ingresos de las empresas distribuidoras de energía
sin el efecto de los combustibles, tal y como se detalla:
CUADRO Nº 2
ESTIMACIÓN DE COMPRAS DE ENERGÍA AL ICE GENERACION, INGRESOS SIN Y
CON COMBUSTIBLES POR VENTA DE ENERGÍA A SUS ABONADOS POR EMPRESA
MILLONES DE COLONES
II TRIMESTRE 2016.
Empresa
ICE
Costo de la energía
Costo CVC por
comprada sin
compra de energía
combustible
48 120,40
760,89
Ingresos sin
combustibles
Ingresos con
combustibles
81 309,20
82 070,09
CNFL
41 952,20
663,36
78 741,14
79 404,50
JASEC
4 866,67
76,95
11 343,83
11 420,79
ESPH
6 517,31
103,05
10 492,42
10 595,47
COOPELESCA
1 256,01
19,86
8 317,71
8 337,57
COOPEGUANACASTE
3 859,66
61,03
9 474,88
9 535,91
COOPESANTOS
887,30
14,03
2 700,45
2 714,48
COOPEALFARO
272,36
4,31
556,64
560,95
107 731,90
1 703,48
202 936,27
204 639,75
TOTAL
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
La columna: “Ingreso con combustible” incluye el costo variable por combustibles actualizado para el año
2016 en cada una de las tarifas, utilizando el cargo trimestral indicado en el cuadro No. 8 del presente
informe.
b.
Análisis de los combustibles
Para estimar en unidades físicas la generación térmica para el II trimestre 2016, se tomaron las proyecciones
obtenidas por ARESEP de la forma que anteriormente se detalló, esto por cuanto para este momento se han
actualizado todos los mercados de las distribuidoras, y se cuenta con información real para todas las
empresas al mes de enero 2016; de manera que la generación térmica estimada por ARESEP para el II
trimestre 2016 es de 47,38GWh. Por su parte, el ICE estimó una generación térmica de 79,57GWh. A
continuación ambas estimaciones por mes:
CUADRO Nº 3
SISTEMA DE GENERACIÓN, ICE
ESTIMACIÓN DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON PLANTAS TÉRMICAS POR MES
EN GWh
II TRIMESTRE 2016.
Estimación ARESEP
Estimación ICE
Mes
GWh
GWh
Abril
26,97
65,24
Mayo
20,40
14,17
Junio
0,00
0,16
TOTAL
47,38
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
79,57
Es importante indicar que el balance de energía asumido por ARESEP considera las importaciones estimadas por el
ICE para el periodo, de forma que las mismas sustituyen generación térmica, cuando su costo es menor.
El gasto calculado por ARESEP en consumo de combustibles se presenta a continuación, según el trimestre
que corresponda, al tiempo que se realiza la comparación con la información suministrada por el ICE.
CUADRO Nº 4
ESTIMACIÓN DEL GASTO EN COMBUSTIBLES POR GENERACIÓN TÉRMICA POR TRIMESTRE
MILLONES DE COLONES
II TRIMESTRE 2016.
Ente
II Trimestre
TOTAL
ARESEP
1 589,37
1 589,37
ICE
4 201,49
4 201,49
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
Las principales diferencias entre ambas estimaciones son: a) el mercado vigente del sector eléctrico, esto
debido a que ARESEP ajusta el mercado de acuerdo a la petición ordinaria solicitada por ICE, b) la cantidad
de unidades físicas a generar y la cantidad de litros de diésel y búnker a consumir, c) los precios de los
hidrocarburos para los cuales el ICE hace una proyección, mientras que esta Intendencia utiliza los precios
vigentes a la fecha del presente informe, ajustado por el tipo de cambio de venta para las operaciones con el
sector público no bancario.
Para distribuir la energía entre las plantas térmicas, la Autoridad Reguladora utiliza el siguiente criterio: se
inicia asignando la generación de la planta con mayor rendimiento (kWh/litro) y luego 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 hubiera estimado una
generación mayor, se asignaría a la planta con mayor rendimiento un monto no mayor al máximo que el ICE
le haya asignado anteriormente (para tomar en cuenta las restricciones técnicas que puedan existir) y así,
con las demás plantas. El rendimiento de las plantas utilizado es el promedio real por planta obtenido de la
información aportada por el ICE mediante el oficio 5407-038-2016.
Los precios de los combustibles (diésel térmico, búnker y búnker de bajo azufre) utilizados para los cálculos
son los aprobados mediante la resolución RIE-022-2016 del expediente ET-016-2016, publicada en Gaceta
43, Alcance 31 del miércoles, 02 de marzo de 2016, correspondientes a los precios vigentes. Se utiliza el
precio plantel con impuesto, más el flete de transporte de combustible que le corresponde pagar al ICE.
Estos precios son ajustados de acuerdo con el tipo de cambio vigente.
Para obtener el flete que le corresponde pagar al ICE por concepto de transporte de diésel térmico se utilizó
la fórmula establecida en la RIE-029-2014 del expediente ET-014-2014, publicada en La Gaceta 112 del 12 de
junio de 2014 y por concepto de transporte de búnker se utilizó la fórmula establecida en la resolución RIE079-2014, expediente ET-107-2014, publicada en La Gaceta 208, Alcance 61 del 29 de octubre del 2014. La
tarifa de zona básica contempla distancias menores a 30 kilómetros para diésel y 39,34 kilómetros para
búnker bajo azufre; considerando que el ICE se abastece del plantel más cercano que en este caso sería el de
“Barranca” con una distancia promedio de 7 Km a planta de Garabito, o incluso si tuvieran que movilizarse
desde Caldera, se debe aplicar la misma tarifa de zona básica ya que la distancia de Garabito a Caldera es
de aproximadamente 26 kilómetros.
Los precios utilizados para valorar el diésel térmico y el búnker de bajo azufre para generación se presentan
en el cuadro siguiente:
CUADRO Nº 5
PRECIOS DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN TÉRMICA
COLONES POR LITRO
II TRIMESTRE 2016.
Componente
Búnker
Búnker de bajo azufre
Diésel 0,50% S térmico
Precio Plantel
81,60
116,54
144,23
Impuesto único
22,75
22,75
138,00
Flete
4,96
4,96
4,17
TOTAL
109,31
144,25
286,40
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
Para realizar los cálculos y las proyecciones, el precio del combustible total, se convierte a dólares utilizando
el tipo de cambio de venta para las operaciones con el sector público no bancario de la misma fecha que la
publicación de la resolución de los combustibles utilizada, en este caso, de ¢537,34 del miércoles, 02 de
marzo de 2016. Pero para calcular el gasto de combustible se utiliza el tipo de cambio promedio anual
proyectado para el 2016 de ¢544,57.
Dados estos precios de los combustibles y la cantidad de litros que se prevé consumir en el periodo de
análisis, el gasto estimado para el II trimestre 2016, por mes, se detalla en el siguiente cuadro:
CUADRO Nº 6
CONSUMO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN TÉRMICA
MILLONES DE COLONES
II TRIMESTRE 2016.
Mes
Abril
Gasto en
combustible para
Generación
904,88
Mayo
Junio
TOTAL
684,49
0,00
1 589,37
Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP.
c.
Ajuste en el sistema de generación del ICE
El cálculo del ajuste necesario para las tarifas del sistema de generación del ICE suma los siguientes rubros:
i.
Gasto de combustibles para el II trimestre 2016:
De acuerdo a la estimación de ingresos sin combustibles, se obtiene el cargo por estimación de combustibles
para el II trimestre. Este porcentaje surge de dividir el gasto estimado por concepto de combustibles en este
trimestre entre los ingresos por ventas de energía sin combustibles de este mismo periodo, según las
fórmulas aprobadas por medio de la resolución RJD-017-2012.
El cargo por combustibles para el segundo trimestre es de 1,58%.
ii.
Ajuste trimestral:
De acuerdo con lo descrito en las resoluciones RJD-017-2012 y RJD-128-2012, a partir del segundo trimestre
de aplicación de la metodología se realizará el ajuste trimestral, es decir el ajuste derivado de las diferencias
que se han dado en meses anteriores y que corresponde saldar en el trimestre siguiente. Por esta razón, se
procede a calcular el monto de ajuste trimestral correspondiente.
Para el presente estudio, se liquidaron los meses de noviembre, diciembre 2015 y enero del 2016, para
realizar las presentes liquidaciones se tomaron los costos e ingresos por CVC de la información remitida por
el ICE mediante el oficio 5407-038-2016 y validados contra la información periódica suministrada por las
diferentes empresas reguladas.
Además, para los meses en estudio se tenía un rezago que debía recuperarse procedente de las liquidaciones
homólogas a las calculadas en este apartado, de la fijación anterior y tras anterior de CVC. Mediante el
estudio ET-088-2015 se determinó una liquidación de ¢ 536,73 millones por mes, que tenía que devolverse a
los usuarios en los meses de noviembre y diciembre, de igual modo en el estudio ET-128-2015 se obtuvo una
liquidación por mes de ¢ (622,85) millones que tenía que devolverse al ICE en enero.
Así, las liquidaciones que deben devolverse al ICE constituyen un ingreso adicional que se debía recuperar vía
tarifa. De modo inverso una liquidación que debe devolverse a los usuarios constituye un egreso para el ICE,
pues se trata de un saldo positivo, correspondiente a un periodo anterior, que debe devolverse a los usuarios
en los siguientes meses.
A continuación se presenta la liquidación de los meses de noviembre y diciembre 2015, así como enero del
2016:
CUADRO Nº 7
AJUSTE TRIMESTRAL
NOVIEMBRE, DICIEMBRE 2015 Y ENERO 2016
MILLONES DE COLONES
Liguidación de
Mes
Ingresos por CVC
Gastos por CVC anteriores CVC a
Saldo del mes
recuperar
Enero
1 578,68
804,95
(622,85)
150,88
Noviembre
(574,31)
131,27
536,73
(168,85)
Diciembre
(588,89)
69,60
536,73
(121,75)
TOTAL
415,48
1 005,82
450,62
(139,72)
Fuente: Intendencia de Energía con información del ICE y ARESEP.
Como se observa en el cuadro anterior, durante este período se obtuvo una liquidación negativa. Lo anterior
implica que se le debe devolver recursos al ICE, considerando que con la tarifa otorgada no se cubrió la
totalidad de los costos en que incurrió en dichos meses. Consecuentemente, en los próximos tres meses se le
debe reconocer al ICE ¢ 46,57 millones por mes.
iii.
Ajuste total al sistema de generación
De los cálculos anteriores, para el segundo trimestre del 2016 el monto total a reconocer por concepto de
combustibles para generación térmica, ajuste trimestral y por el traslado de gastos del tercer trimestre
2015, es de ¢1 729,10 millones; los cuales deben ser reflejados en las tarifas finales del sistema de
generación y las compras en el sistema de distribución para el periodo de interés. El resumen del monto
reconocido en el segundo trimestre del 2016 es el siguiente, según cada uno de sus componentes:
CUADRO Nº 8
CÁLCULO DEL FACTOR POR CVC PARA EL SISTEMA DE GENERACIÓN POR TRIMESTE.
MILLONES DE COLONES
II TRIMESTRE 2016.
Mes
II Trimestre
Ingresos sin CVC
Costo CVC
Liquidación de
CVC a recuperar
Factor de
combustible
109 352,02
1 589,37
(139,72)
1,58%
Fuente: Intendencia de Energía con información del ICE y ARESEP.
El cargo se obtiene de dividir el monto total a reconocer en cada trimestre entre el total de ingresos
estimados (sin combustibles) de este mismo trimestre (con usuarios directos); dicho factor indica cuanto
deberán aumentar las tarifas por encima de la estructura sin combustible vigente en dicho periodo, con el
fin de cubrir los costos asociados al combustible utilizado en la generación térmica. Hay que tener presente
que la liquidación es negativa, lo cual implica que el ICE tuvo un faltante de recursos que debe recuperar en
el próximo trimestre, este monto aumenta el Factor de combustible pues se considera como un costo
adicional en el periodo.
d.
Ajuste en el sistema de distribución
Los ajustes en las tarifas del sistema generación por el cargo propuesto, tiene repercusiones en los sistemas
de distribución de las diferentes empresas, tal y como lo define la metodología, pues ahora las tarifas de
generación son mayores.
De acuerdo con lo anterior, los sistemas de distribución del ICE y de las otras empresas, deben pagar de
manera adicional por las compras de energía generada con hidrocarburos al sistema de generación del ICE,
los siguientes montos:
CUADRO Nº 9
MONTOS POR COMPRAS DE ENERGÍA, GASTO CVC E INGRESOS SIN CVC
POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
MILLONES DE COLONES
II TRIMESTRE 2016.
Empresa
ICE
Costo de la energía
Costo CVC por
comprada sin
compra de energía
combustible
48 120,40
760,89
Ingresos sin
combustibles
81 309,20
CNFL
41 952,20
663,36
78 741,14
JASEC
4 866,67
76,95
11 343,83
ESPH
6 517,31
103,05
10 492,42
COOPELESCA
1 256,01
19,86
8 317,71
COOPEGUANACASTE
3 859,66
61,03
9 474,88
COOPESANTOS
887,30
14,03
2 700,45
COOPEALFARO
272,36
4,31
556,64
107 731,90
1 703,48
202 936,27
TOTAL
Fuente: Intendencia Energía, ARESEP.
Con la información de compras de energía por concepto de generación térmica y de los ingresos sin
combustibles del sistema de distribución según la metodología, se procede a calcular los factores CD1, CD2,
CD3 y CD4 para cada una de las distribuidoras, tal y como se detalla:
CUADRO Nº 10
CARGO TRIMESTRAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA
II TRIMESTRE 2016.
SISTEMA
EMPRESA
II Trimestre
GENERACIÓN
DISTRIBUCIÓN
ICE T-CB y T-SD
1,58%
ICE T-UD
1,58%
ICE
0,94%
CNFL
0,84%
JASEC
0,68%
ESPH
0,98%
COOPELESCA
0,24%
COOPEGUANACASTE
0,64%
COOPESANTOS
0,52%
COOPEALFARORUIZ
0,77%
Fuente: Intendencia Energía, ARESEP.
Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales de cada empresa.
2.
Estructura tarifaria
En este informe no se incluyen las descripciones de las aplicaciones de cada una de las tarifas de los pliegos
tarifarios, ya que de conformidad con la resolución RIE-127-2015 se modifica la aplicación de la tarifa T-MTb
de conformidad con lo establecido en el Plan Nacional de Energía 2015-2030; por lo que se considera
oportuno mantener en una misma resolución la totalidad de las descripciones para ubicar con mayor
facilidad a los prestadores de servicios públicos y los usuarios.
Además de lo anterior, de conformidad con la RIE-094-2015, es necesario también ir creando las condiciones
para poder cumplir con el objetivo específico 3.2.3 del Plan Nacional de Energía 2015-2030, concretamente
en lo referido a la acción 3.2.3.1 que establece la segregación de la tarifa general en: Sector industria y
Sector comercio y servicios.
En razón de lo anterior se estableció en dicha resolución un plazo para que las empresas distribuidoras
realicen su separación, para que en la aplicación del III CVC del 2016, se actualice el pliego tarifario con la
división de la actual tarifa general en:


Tarifa industrial, la cual se identificará con el código T-IN, y
Tarifa comercios-servicios, la cual se identificará con el código T-CO.
De presentarse alguna duda sobre los límites para la clasificación solicitada, se puede tomar como
referencia la clasificación de actividades económicas de Costa Rica, que emite el INEC. Se espera entonces
que a partir del primero de julio del 2016, se encuentren debidamente identificados los abonados y
ajustados los sistemas de facturación e información respectivos.
III. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN
De acuerdo con el análisis que antecede y las limitaciones de información encontradas a la fecha, se
considera necesario que para el siguiente ajuste por costo variable de combustible se cumplan con los
siguientes requerimientos:
1.
2.
Indicar a las empresas distribuidoras de energía eléctrica que de conformidad con lo establecido en
los artículos 14 y 24 de la Ley 7593, se encuentran en la obligación de remitir la información
requerida, según el Por Tanto I.8. de la resolución RJD-017-2012, en las fechas indicadas en dicha
resolución, así como el cumplimiento en oportunidad y calidad de las RIE-044-2014 y RIE-100-2014.
Indicar al ICE y a las empresas distribuidoras que tengan generación propia, que para futuras
aplicaciones de la metodología CVC deben adjuntar en las fechas definidas en la resolución RJD017-2012, el plan anual de mantenimientos de las plantas de generación y cualquier modificación
que se realice a éste, además de las justificaciones de cada mantenimiento que haya sido realizado,
así como de los que no se hayan realizado aún pero que estuviesen programados, o de cualquier
cambio realizado a este plan.
3.
Instruir al Instituto Costarricense de Electricidad que remita a esta Intendencia, en el mes de
octubre de cada año, la “Estrategia de colocación de excedentes en el Mercado Eléctrico Regional”
para el siguiente año, la cual actualizará de forma trimestral con base en las estimaciones más
recientes con que cuente. Dicha actualización trimestral deberá suministrarla a más tardar el día 20
de los meses marzo, junio, setiembre, diciembre, además indicar los intercambios realizados en los
últimos tres meses anteriores a cada fecha de entrega, con los respectivos precios ofertados,
precios pagados, costos marginales durante el día y los precios observados en el MER, así como los
momentos en los que los precios del MER sean menores a los costos marginales y no exista una
transacción, las razones por las cuales no se está aprovechando.
[…]
V. CONCLUSIONES
1. Los ingresos sin combustibles del ICE generación para el II trimestre 2016 son de ¢ 109 352,02
millones.
2. Las unidades físicas de generación térmica estimadas por ARESEP para el II trimestre 2016 son de
47,38 GWh.
3. El gasto estimado por ARESEP en consumo de combustibles para generación térmica para el
segundo trimestre es de 1 589,37 millones.
4. El monto del ajuste correspondiente a los meses de noviembre y diciembre 201, así como enero del
2016, que se traslada al primer trimestre del 2016, incluidos los combustibles del periodo se calculó
en ¢ (139,72) millones (que implica una devolución al ICE de ¢ 46,57 millones por mes).
5. De acuerdo con el análisis que precede, los cargos del ICE generación por combustibles para el
segundo trimestre es de 1,58% las tarifas T-CB, T-SD y T-UD. Además, para el servicio de distribución
del ICE y de las otras empresas distribuidoras para el II trimestre 2016 los porcentajes son los
indicados en el cuadro Nº 10.
6. Para la aplicación del III CVC del 2016, se publicará el primer pliego tarifario que dividirá la actual
tarifa general en tarifa industrial y tarifa comercios-servicios, según lo detallado en el presente
informe.
[…]
II.
Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la consulta pública, del estudio técnico
0398-IE-2016, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
a) SOBRE LAS FUENTES DE INFORMACIÓN UTILIZADAS PARA EL AJUSTE TRIMESTRAL.
Posición del oponente: el ICE indica que en el informe 0322-IE-2016 la Intendencia de Energía utilizó datos
suministrados por el CENCE y por las empresas distribuidoras en atención a lo dispuesto por medio de las RIE044-2014 y RIE-100-2014, sin embargo la resolución RJD-017-2012 establece en el requerimiento v. que la
información de ingresos y gastos en combustibles debe ser remitida por el ICE y certificada por un Contador
Público Autorizado, razón por la cual debe constituirse en la fuente primaria de información para el estudio.
Respuesta: en el presente informe se utilizaron las fuentes de información suministrada por el ICE mediante el
oficio 5407-038-2016, realizando la corrección respectiva del oficio 0322-IE-2016 y manteniendo así
concordancia con lo estipulado en la Resolución RJD-017-2012, con lo cual se atiende la petitoria hecha por el
ICE mediante el oficio 5407-064-2016.
b) SOBRE LA OMISIÓN DE LOS REZAGOS DE NOVIEMBRE Y DICIEMBRE 2015.
Posición del oponente: el ICE indica que en el cuadro N°7 del informe 0322-IE-2016, no se incorporó la
información del rezago de los meses de noviembre y diciembre del 2015, por ello se debían revisar los cálculos
a fin de incorporar dicha información.
Respuesta: como se puede observar en el cuadro N°7 del presente informe, de conformidad con lo establecido
en la metodología vigente, el análisis realizado incorpora los rezagos de los meses de noviembre y diciembre
de 2015, con los cual se corrige la omisión del oficio 0322-IE-2016 y se atiende por tanto la solicitud planteada
por el ICE.
c)
SOBRE LA ESTIMACIÓN DE LA GENERACIÓN TÉRMICA DEL II TRIMESTRE
Posición del oponente: el ICE solicita que ARESEP tome en cuenta las justificaciones técnicas sobre las
estimaciones de generación térmica del II trimestre 2016 elaboradas por el CENCE, y hacer los ajustes
necesarios a fin de cumplir el primer objetivo de la metodología del CVC. El oponente realiza un resumen de
los métodos de estimación utilizados por ambas instituciones ICE y ARESEP, para brindar una proyección del
balance energético del país y por ende del comportamiento de la generación con fuente térmica, énfasis del
análisis. Se comparan beneficios y desventajas de una y otra técnica, deja además en claro que los resultados
de ambas estimaciones no pueden compararse, y que el cumplimiento de una u otra estimación lo
determinará el régimen hidrológico que se presente en el momento de realizar la estimación.
Respuesta: se le indica al oponente que ARESEP realiza este análisis de la bondad de ajuste de ambas
estimaciones para el periodo más reciente al que se tiene información de cierre mensual, que son los meses de
enero y febrero del presente año 2016. Para este periodo bimensual, el ICE estimó una generación con fuente
térmica acumulada de 41,6 GWh, sobreestimando más de 2 veces la producción real del periodo (19,4 GWh),
mientras que la estimación de la ARESEP para ese mismo período fue de 21,8 GWh.
Los datos anteriores confirman que el método de estimación empleado por ARESEP está permitiendo, hasta la
fecha, calcular factores de ajuste por CVC consistentes con los resultados reales, cumpliendo lo establecido en
el primer objetivo de la metodología del CVC contemplada en la resolución RJD-017-2012, publicada en el
Diario Oficial La Gaceta N°74 del 17 de abril del 2012, que establece:
“El primer objetivo de la metodología de CVC, consiste en enviar señales de precios oportunas, es decir,
que el precio refleje lo más rápido posible las variaciones en el costo de generar electricidad con
combustible”
Por otra parte, en lo que respecta a la estimación del ICE para el segundo trimestre del presente año (que es
cerca de 40% mayor a la estimación de ARESEP), se tiene entre las justificaciones una evidente preocupación
por la condición hidrológica del 2016, señalando que ha sido predominante seca y que a pesar del uso de
importaciones no es suficiente para evitar la generación térmica. Sin embargo, el ICE no presenta información
que justifique su argumentación y, por el contrario, ha comunicado oficialmente que los cuatro embalses de
regulación (Arenal, Angostura, Pirris y Cachí) muestran un comportamiento positivo a pesar de las altas
temperaturas que han prevalecido en el país en las últimas semanas.
En función de lo anterior, se considera que no lleva razón el oponente.
[…]
III.
Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el
mérito de los autos, lo procedente es, establecer los cargos trimestrales por empresa para el II
trimestre 2016 aplicables a la estructura de costos sin combustibles de cada una de ellas y fijar los
precios de las tarifas del servicio eléctrico, tal y como se dispone. Por tanto,
EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:
I.
Establecer los siguientes cargos trimestrales por empresa para el II trimestre 2016 aplicables a la
estructura de costos sin combustibles de cada una de ellas:
SISTEMA
GENERACIÓN
DISTRIBUCIÓN
II.
EMPRESA
II Trimestre
ICE T-CB y T-SD
1,58%
ICE T-UD
1,58%
ICE
0,94%
CNFL
0,84%
JASEC
0,68%
ESPH
0,98%
COOPELESCA
0,24%
COOPEGUANACASTE
0,64%
COOPESANTOS
0,52%
COOPEALFARORUIZ
0,77%
Fijar los precios de las tarifas para el servicio de generación que presta el Instituto Costarricense de
Electricidad, tal y como se detalla:
ICE
Sistema de generación
Categoría tarifaria
detalle del cargo
Tarifa T-CB para ventas a ICE y CNFL
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-SD Ventas al servicio de distribución
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-UD Usuarios directos del servicio de generación
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Estructura de
costos sin CVC
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
48,57
39,78
33,78
49,33
40,41
34,31
2 575,64
2 575,64
0,00
2 616,37
2 616,37
0,00
47,93
39,26
33,58
48,69
39,89
34,11
2 575,64
2 575,64
0,00
2 616,37
2 616,37
0,00
0,056
0,046
0,040
0,057
0,047
0,041
2,996
2,996
0,00
3,043
3,043
0,00
III.
Fijar los precios de las tarifas para los sistemas de distribución del ICE y de las empresas
distribuidoras de electricidad, tal y como se detalla:
ICE
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del cargo
Estructura de
costos sin CVC
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Cargo fijo
cada kWh
cada kWh
2 304,42
76,81
138,47
2 325,90
77,53
139,76
cada kWh
115,70
116,78
69,22
11 443,79
69,87
11 550,88
77,77
78,49
46,47
7 494,84
46,90
7 564,98
66,38
24,67
15,17
67,01
24,90
15,31
10 772,36
7 521,40
4 817,65
10 873,17
7 591,78
4 862,73
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
cada kW
Tarifa T-CS tarifa preferencial de carácter social
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
CNFL
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE
tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201-300
Bloque 301 y más
Tarifa T-REH tarifa residencial horaria
○ Clientes consumo de 0 a 300 kWh
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta 0-300
Energía Valle 0-300
Energía Noche 0-300
○ Clientes consumo de 301 a 500 kWh
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta 301-500
Energía Valle 301-500
Energía Noche 301-500
○ Clientes consumo más de 501 kWh
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta 501 y más
Energía Valle 501 y más
Energía Noche 501 y más
Tarifa T-GE
tarifa general
○ Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del
cargo
Cargo fijo
cada kWh
cada kWh
kWh adicional
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 159,40
71,98
110,44
114,18
2 177,70
72,59
111,37
115,14
cada kWh
cada kWh
cada kWh
152,66
63,30
26,07
153,95
63,83
26,29
cada kWh
cada kWh
cada kWh
173,74
70,73
29,78
175,20
71,33
30,03
cada kWh
cada kWh
cada kWh
206,01
83,14
38,48
207,75
83,84
38,80
cada kWh
121,62
122,64
219 630,00
73,21
221 490,00
73,83
91 696,88
11 462,11
92 469,36
11 558,67
81,91
82,60
141 450,00
47,15
142 650,00
47,55
61 088,24
7 636,03
61 602,88
7 700,36
62,06
31,02
22,33
62,58
31,28
22,52
10 880,06
7 741,51
4 914,46
10 971,72
7 806,73
4 955,86
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
○ Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-8
Cargo fijo
Bloque 9 y más
cada kW
Tarifa T-CS
tarifa preferencial de carácter social
○ Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
cada kWh
○ Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-8
Cargo fijo
Bloque 9 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Periodo Punta
cada kWh
Periodo Valle
cada kWh
Periodo Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Periodo Punta
cada kW
Periodo Valle
cada kW
Periodo Noche
cada kW
JASEC
Sistema de
distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE
tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE tarifa general
○ Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del
cargo
Cargo fijo
cada kWh
kWh adicional
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-8
Cargo fijo
Bloque 9 y más
cada kW
Tarifa T-CS
tarifa preferencial de carácter social
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-8
Cargo fijo
Bloque 9 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Periodo Punta
cada kWh
Periodo Valle
cada kWh
Periodo Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Periodo Punta
cada kW
Periodo Valle
cada kW
Periodo Noche
cada kW
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
31/12/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 192,40
73,08
89,46
2 207,40
73,58
90,07
103,33
104,03
185 220,00
61,74
186 480,00
62,16
77 277,76
9 659,72
77 802,00
9 725,25
74,35
74,85
128 490,00
42,83
129 360,00
43,12
51 935,20
6 491,90
52 287,52
6 535,94
56,70
27,72
18,89
57,08
27,91
19,02
9 979,77
7 155,95
4 895,39
10 047,47
7 204,49
4 928,60
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
ESPH
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE
tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE
tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del cargo
Cargo fijo
cada kWh
kWh adicional
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
01/04/2016
al
30/06/2016
1 922,10
64,07
82,84
1 941,00
64,70
83,65
cada kWh
88,36
89,23
Cargo fijo
cada kWh
149 100,00
49,70
150 570,00
50,19
Cargo fijo
80 706,30
81 499,00
Bloque 11 y más
cada kW
Tarifa T-CS
tarifa preferencial de carácter social
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
cada kWh
8 070,63
8 149,90
64,07
64,70
132 540,00
44,18
133 830,00
44,61
68 954,40
6 895,44
69 631,60
6 963,16
58,53
29,82
24,30
59,10
30,11
24,54
9 808,02
6 814,80
4 541,73
9 904,35
6 881,73
4 586,34
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Bloque 3001 y más
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-10
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-10
Cargo fijo
Bloque 11 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Periodo Punta
cada kWh
Periodo Valle
cada kWh
Periodo Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Periodo Punta
cada kW
Periodo Valle
cada kW
Periodo Noche
cada kW
COOPELESCA
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del cargo
Cargo fijo
cada kWh
kWh adicional
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-10
Cargo fijo
Bloque 11 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 095,50
69,85
87,80
2 100,60
70,02
88,01
90,79
91,01
221 490,00
73,83
222 030,00
74,01
44 719,20
4 471,92
44 826,00
4 482,60
72,83
61,86
55,87
73,00
62,01
56,00
4 190,55
4 190,55
4 200,56
4 200,56
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
COOPEGUANACASTE
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del cargo
Cargo fijo
cada kWh
kWh adicional
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-10
Cargo fijo
Bloque 11 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Periodo Punta
cada kWh
Periodo Valle
cada kWh
Periodo Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Periodo Punta
cada kW
Periodo Valle
cada kW
Periodo Noche
cada kW
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
31/12/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 025,60
67,52
95,18
2 038,50
67,95
95,79
99,61
100,25
189 270,00
63,09
190 500,00
63,50
93 166,10
9 316,61
93 766,20
9 376,62
83,01
71,94
64,19
83,54
72,40
64,60
3 760,73
3 760,73
3 784,95
3 784,95
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
COOPESANTOS
Sistema de distribución
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE
tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Bloque 31-200
Bloque 201 y más
Tarifa T-GE tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
detalle del cargo
Cargo fijo
cada kWh
kWh adicional
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-15
Cargo fijo
Bloque 16 y más
cada kW
Tarifa T-CS
tarifa preferencial de carácter social
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-250
cada kWh
Bloque 251 y más
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Cargo fijo
Bloque 3001 y más
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-15
Cargo fijo
Bloque 16 y más
cada kW
Tarifa T-MT tarifa media tensión
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Noche
cada kW
Tarifa T-MTb tarifa media tensión en dólares
Por consumo de energía (kWh)
Energía Punta
cada kWh
Energía Valle
cada kWh
Energía Noche
cada kWh
Por consumo de potencia (kW)
Potencia Punta
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Potencia Valle
cada kW
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 481,90
82,73
133,90
2 494,80
83,16
134,60
160,03
160,86
290 670,00
96,89
292 170,00
97,39
238 018,20
15 867,88
239 254,80
15 950,32
114,31
160,03
114,90
160,86
290 670,00
96,89
292 170,00
97,39
238 018,20
15 867,88
239 254,80
15 950,32
76,20
30,49
19,60
76,60
30,65
19,70
11 642,91
8 457,57
5 324,49
11 703,40
8 501,51
5 352,15
0,195
0,067
0,043
0,195
0,067
0,043
5,727
3,998
2,562
5,727
3,998
2,562
COOPEALFARO
RUIZ
Sistema de
distribución
detalle del
cargo
Categoría tarifaria
Tarifa T-RE tarifa residencial
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-30
Cargo fijo
Bloque 31-200
cada kWh
Bloque 201 y más kWh adicional
Tarifa T-GE tarifa general
Clientes consumo exclusivo de energía
Por consumo de energía (kWh)
cada kWh
Clientes consumo energía y potencia
Por consumo de energía (kWh)
Bloque 0-3000
Bloque 3001 y más
Por consumo de potencia (kW)
Bloque 0-15
Bloque 16 y más
IV.
V.
Estructura sin
combustible
Tarifa
Rige del
01/04/2016
al
31/12/2016
Rige del
01/04/2016
al
30/06/2016
2 151,60
71,72
93,25
2 168,10
72,27
93,97
100,41
101,19
Cargo fijo
cada kWh
182 910,00
60,97
184 320,00
61,44
Cargo fijo
cada kW
142 949,55
9 529,97
144 055,50
9 603,70
Instruir al Instituto Costarricense de Electricidad y a las empresas distribuidoras de electricidad, que
para el siguiente ajuste por costo variable de combustible, se cumplan con los requerimientos de
información indicados en el “Considerando I punto III” de esta resolución.
Tener por analizadas y respondidas las diferentes posiciones con el contenido del “Considerando II”
de la presente resolución. Agradecer al participante por sus aportes al proceso de fijación tarifaria.
En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública
(LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y
de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de
Energía, a quien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta
Directiva, a la que corresponde resolverlos.
De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación deberán
interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el
extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.
Publíquese y notifíquese
JUAN MANUEL QUESADA
INTENDENTE DE ENERGÍA
1 vez.—Orden de Compra N° 1234.—Solicitud N° 50401.—(IN2016018441).
ECA/
C.c: ET-030-2016
RIE-038-2016 A LAS 15:11 HORAS DEL 23 DE MARZO DE 2016
APLICACIÓN ANUAL DE LA “METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS DE REFERENCIA
PARA PLANTAS DE GENERACIÓN PRIVADA SOLARES FOTOVOLTAICAS NUEVAS”
___________________________________________________________________________
ET-006-2016
Resultando:
I.
Que el 16 de marzo de 2015, mediante la Resolución RJD-034-2015, se aprobó la “Metodología para
la determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas
nuevas”, la cual fue publicada en La Gaceta Nº 60 del 26 de marzo de 2015. La cual establece que los
valores de la banda tarifaria se revisarán al menos una vez al año, y que el procedimiento dará inicio
el primer día hábil del mes de febrero de cada año.
Que el 7 de julio de 2015, mediante resolución RIE-076-2015, se fijó la banda tarifaria vigente.
Que el 27 de enero de 2016, mediante oficio 0105-IE-2016/109525, la Intendencia de Energía (IE)
solicitó a la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU), la respectiva convocatoria a audiencia
pública para la aplicación anual de la “Metodología para la Determinación de las Tarifas de
Referencia para Plantas de Generación Privada Solares Fotovoltaicas Nuevas”.
Que el 5 de febrero de 2016, se publicó la convocatoria a la audiencia pública en la Gaceta No. 25, y,
el 9 de febrero en los diarios de circulación nacional La Extra y La Teja, siendo el 3 de marzo de 2016
la fecha programada para llevar a cabo dicha audiencia (folios de 22 a 24).
Que el 3 de marzo de 2016 a las 17:15 horas, se llevó a cabo la respectiva audiencia pública. El 7 de
marzo de 2016, mediante el oficio 0976-DGAU-2016, la DGAU emitió el informe de oposiciones y
coadyuvancias como resultado de la audiencia mencionada. Se recibieron posiciones válidas por
parte de: Instituto Costarricense de Electricidad representado por el señor Guillermo Alan Alvarado
en condición de apoderado Especial Administrativo cédula de identidad número 6-0162-0455.
Que el 22 de marzo de 2016, mediante el oficio 0399-IE-2016, la Intendencia de Energía, analizó la
presente gestión de ajuste tarifario y en dicho estudio técnico recomendó, fijar la banda tarifaria
para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la
venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros
compradores debidamente autorizados por la Ley.
II.
III.
IV.
V.
VI.
Considerando:
I.
Que del estudio técnico 0399-IE-2016, citado, que sirve de base para la presente resolución,
conviene extraer lo siguiente:
[…]
II. ANÁLISIS DEL ASUNTO
En este apartado se presenta el detalle de la aplicación de la “Metodología para la determinación de las
tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas” según la resolución
RJD-034-2015 publicada en La Gaceta Nº 60 del 26 de marzo de 2015, así como los criterios técnicos
utilizados.
A continuación se detalla la forma en que se calculó cada una de las variables del modelo.
a.
Modelo general
La ecuación económica del suministro de energía eléctrica desde la perspectiva del generador privado, se
expresa de la siguiente manera:
CE + CFC = P * E
Donde:
CE
CFC
P
E
= costos de explotación
= costo fijo por capital
= tarifa de venta
= expectativas de venta (cantidad de energía)
(Ecuación 1)
Por lo tanto, de acuerdo a la metodología vigente, se desprende que para efectos de este modelo, la tarifa
depende tanto de las expectativas de venta de electricidad como de los costos de explotación y el costo fijo
del capital. En consecuencia, para la determinación de la tarifa de venta de energía eléctrica por parte de
generadores privados nuevos se requiere la estimación de estas tres variables.
b.
Expectativas de venta (E)
Para estimar la cantidad de energía a utilizar se utiliza la siguiente ecuación:
E = 8 760*fp
(Ecuación 2)
Donde:
E
8 760
fp
= Expectativa de ventas anuales (cantidad de energía).
= Cantidad de horas de un año (24*365).
= factor de planta aplicable según fuente.
c.
Factor de planta
Para la determinación del factor de planta se aplicaron los siguientes criterios:
i.
ii.
iii.
Se calcula el promedio de los valores de factor de planta reportados en el “Cuadro N°5 –
Verificación de condiciones mínimas – Convocatoria N°3-2015” (Anexo 4) del informe técnico
“Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 “Selección de proyecto solar
fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo I de la Ley N°7200””
Se calcula el valor promedio del factor de planta durante los veinte años de contrato, tomando en
cuenta una degradación de los paneles solares del 0,5% anual, según se estableció en el estudio
“Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica”, realizado por
ECLAREON/BSW (2014).
El resultado obtenido en el punto ii, es el que se utiliza como factor de planta.
El cuadro No.1 muestra la información requerida para obtener el factor de planta, tomando en cuenta un
periodo de 20 años y una degradación de los paneles del 0,5% anual, según informe ECLAREON/BSW (2014).
Cuadro No. 1
Cálculo del Factor de planta
Periodo 20 años
Para dato de primer año: Factor de Planta
Año
PROMEDIO respecto a Inversores (%)
1
22,95
2
22,84
3
22,72
4
22,61
5
22,49
6
22,38
7
22,27
8
22,16
9
22,05
10
21,94
11
21,83
12
21,72
13
21,61
14
21,50
15
21,39
16
21,29
17
21,18
18
21,08
19
20,97
20
20,87
Promedio
21,89
Fuente: Cuadro N°5 – Verificación de condiciones mínimas – Convocatoria N°3-2015, ICE.
El factor de planta para una planta solar fotovoltaica es de 21,89%.
d.
Costos de explotación (CE)
Entre los costos de explotación se consideran los costos que son necesarios para mantener y operar una
planta en condiciones normales, sin incluir gastos de depreciación, gastos financieros e impuestos asociados
a las utilidades o a las ganancias.
La metodología aprobada en la resolución RJD-034-2015 indica que el cálculo se obtiene de la siguiente
manera:
i.
Se utilizan los datos de costos operativos de instalaciones estándar denominadas en dólares de los
Estados Unidos de América por kilovatio por año (US$ / kW / año) obtenidos del estudio:
“Determinación de la tarifa retributiva para instalaciones FV en Costa Rica”, realizado por
ECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26.
De la información anterior, se calcula el promedio simple de los datos de las entrevistas conectadas
sobre este rubro.
ii.
Fuente
Cuadro No.2
Costos de explotación
Costo Operativo (USD/kW
por año)
Entrevista 1
Entrevista 2
Entrevista 6
Entrevista 7
Entrevista 9
24,0
25,0
30,0
30,0
17,0
Entrevista 10
27,0
Promedio
25,5
Fuente: ECLAREON/BSW (2014), página 54, anexo 7, ilustración 26.
El costo de explotación para una planta solar fotovoltaica resultante es de US$ 25,50 por kW.
e.
Costo fijo por capital (CFC)
Mediante este componente se pretende garantizar a los inversionistas retornos comparables con los que
podrían obtener en otras inversiones con un nivel de riesgo similar, a efectos de hacer atractiva la
alternativa de participar en el desarrollo de la planta.
El CFC depende del monto de la inversión, del nivel de apalancamiento utilizado, de las condiciones de
financiamiento, de la tasa de retorno esperada por los inversionistas sobre sus aportes, del periodo de
recuperación de la inversión, de la edad de la planta y de la tasa de impuesto de renta aplicable.
i.
Apalancamiento (ψ)
El apalancamiento se utiliza para estimar la relación entre deuda y capital propio. El cálculo se hace
mediante la determinación de una muestra de apalancamiento de plantas eléctricas en la medida de lo
posible similares a las plantas que se pretende tarifar.
Para realizar el cálculo se utiliza un promedio simple de la información de financiamiento de proyectos
eléctricos disponibles en la Aresep, información que fue aportado por el Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE), la cual consta en el Anexo N.° 4.
El valor promedio del apalancamiento financiero de los proyectos para los cuales se disponen de
información es del 68,40%.
El siguiente cuadro muestra los valores específicos para cada proyecto:
Cuadro No. 3
Cálculo del Porcentaje de apalancamiento
Proyecto
Deuda (%)
P.S.F. Valle Escondido I
80
P.S.F. El Mesón
75
P.S.F. Imperio HABSA
0
P.S.F. Luz de Guanacaste
60
P.S.F. Torino
70
P.S.F. Cañas
70
P.S.F. Palo Negro
80
P.S.F. Las Ánimas
80
P.S.F. Papagayo
80
P.S.F. Nacascolo
80
P.S.F. Hakuna
75
P.S.F. Los Potreros
64
P.S.F. La Primavera
64
P.S.F. Garita
80
Promedio
68,40
Fuente: Instituto Costarricense de Electricidad, Convocatoria 03-2015
ii.
Rentabilidad sobre aportes al capital (ρ)
El nivel de rentabilidad estará determinado por la aplicación del Modelo de valoración de Activos de Capital
(CAPM). Aresep empleará para la obtención del CAPM fuentes de información adquiridas por la institución
para fines regulatorios, basadas en información para el análisis financiero, siempre y cuando sean fuentes
confiables y rigurosas del mercado respecto al cálculo del costo de capital:
a.
Fuentes de información financiera especializadas:

Debe ser basada en un software o plataforma virtual para el análisis financiero, que proporcione
información referente a valores directos del costo de capital del sector.
La información disponible debe estar fundamentada en información pública de las diferentes
compañías listadas en las bolsas de valores a nivel mundial.
Debe permitir búsquedas en dos o más de las siguientes clasificaciones industriales:


o
o
o
o

Código Standard Industrial Classification (SIC)
Código North American Industry Classification System (NAICS)
Código Global Industry Classification Standar (GICS)
Código Industry Classification Benchmark (ICB)

Debe proveer y permitir identificar información para empresas ubicadas en el segmento de
generación eléctrica con fuentes renovables.
Debe ofrecer valores para el CAPM en distintos periodos de tiempo (diaria, mensual, trimestral,
anual).
b.
Obtención del costo de capital propio (CAPM):
Para efectos de la aplicación de la presente metodología la fuente primaria de información es Bloomberg
L.P., de la cual se obtienen los valores de CAPM de las empresas de generación eléctrica con fuente solar
para el sector público.
Paso 1: Definición de la clasificación industrial a utilizar. Se escogió aquella clasificación que permitió
obtener la agrupación de empresas cuya conformación es lo más cercana posible al conjunto de empresas
que forman parte de la industria considerada en el alcance de la metodología tarifaria. En este caso se usó
la clasificación Bloomberg Industry Classification Standard (BICs), al igual que en la aplicación tarifaria
inmediatamente anterior resuelta en la resolución RIE-076-2015.
Paso 2: Selección del grupo de empresas de referencia. Se escogió el grupo de empresas cuya conformación
y descripción se ajuste al sector de generación eléctrica solar. La categoría industrial seleccionada se
desglosa de la siguiente manera: Servicios Públicos, Generación Eléctrica, Generación de Energía Renovable,
Generación de Energía Solar (ver anexo N.° 1).
Paso 3: Selección de la muestra de empresas de generación eléctrica solar. Se seleccionó la muestra de
empresas para la estimación del CAPM, considerando aquellas empresas para las cuales toda o parte de su
actividad sea la generación de energía eléctrica solar. Para la presente aplicación tarifaria, y tomando en
cuenta la clasificación descrita, se tiene un total de 63 empresas de generación solar disponibles
(información tomada de Bloomberg el día 14 de enero de 2016), las cuales se muestran a continuación.
Cuadro No.4
Listado de empresas tomadas en cuenta para el cálculo del CAPM
Nombre de Empresa
Nombre de Empresa
Nombre de Empresa
Nombre de Empresa
TERRAFORM POWE-A
VOLTALIA-REGR
FERSA
FUJII SANGYO
ETRION CORP
UJAAS ENERGY LTD
CK POWER PCL
GALA SPA
THAI SOLAR ENERG
PREMIER PRODUCTS
ORBOTECH LTD
JAPAN OIL TRANSP
8POINT3 ENERGY P
POWER SOLUTION
VOGIATZOGLOU SYS
MITSUI MATSUSHIM
EAM SOLAR ASA
HUABEI EXPRESS-A
SUZUNUI INDUSTRY
YONDENKO CORP
KONG SUN HLDGS
ALBIOMA SA
BORALEX INC -A
ACEA SPA
BERKLEY RENEWABL
TERNIENERGIA SPA
SOLAR-FABRIK AG
SUNGROW POWER -A
SUNFLOWER SUSTAI
INNERGEX RENEWAB
ICHIGO INC
CANADIAN SOLAR I
SPCG PCL
KC GREEN HOLDING
GENTERRA CAPITAL
FARMSCO
SINGLE WELL IND
TAMAWOOD LTD
GUANGDONG NO.2-A
TECHNO RYOWA LTD
SKY SOLAR HD-ADR
G THREE HOLDINGS
KOATSU KOGYO CO
HUBEI ENERGY -A
K.R. ENERGY SPA
SHOWA SHELL
MINATO HOLDINGS
PROSPECT CO LTD
ABENGOA YIELD PL
SAG SOLARSTROM
OIZUMI CORP
SILVER RIDGE POW
GREENTECH ENERGY
ELVE CLOTHING SA
ARAN RES & DEVEL
COMISION FED ELE
SUNPOWER CORP
IMPAX ASSET MANA
PARU CO LTD
AUHUA CLEAN ENER
KLEINKRAFTWERK B
NRG ENERGY
MAINICHI COMNET
Fuente: Bloomberg
Paso 4: Cálculo del valor del CAPM. Se obtuvo el CAPM para cada empresa individual para los últimos 12
meses anteriores disponibles al día de la audiencia pública, y, luego se calculó la media aritmética simple de
la información de todas las empresas.
Cuadro No.5
CAPM anual por empresa, promedio, desviación estándar
(Bloomberg 14 enero 2016)
Nombre
Ticker
TERRAFORM POWE-A
ETRION CORP
THAI SOLAR ENERG
8POINT3 ENERGY P
EAM SOLAR ASA
KONG SUN HLDGS
BERKLEY RENEWABL
SUNFLOWER SUSTAI
SPCG PCL
SINGLE WELL IND
SKY SOLAR HD-ADR
K.R. ENERGY SPA
ABENGOA YIELD PL
GREENTECH ENERGY
SUNPOWER CORP
KLEINKRAFTWERK B
VOLTALIA-REGR
UJAAS ENERGY LTD
PREMIER PRODUCTS
POWER SOLUTION
HUABEI EXPRESS-A
ALBIOMA SA
TERNIENERGIA SPA
INNERGEX RENEWAB
KC GREEN HOLDING
TAMAWOOD LTD
G THREE HOLDINGS
SHOWA SHELL
SAG SOLARSTROM
ELVE CLOTHING SA
IMPAX ASSET MANA
PROMEDIO
TERP US Equity
ETX CN Equity
TSE TB Equity
CAFD US Equity
EAM NO Equity
295 HK Equity
BKS CN Equity
SNFL IT Equity
SPCG TB Equity
3490 TT Equity
SKYS US Equity
KRE IM Equity
ABY US Equity
GES DC Equity
SPWR US Equity
KKBN SW Equity
VLTSA FP Equity
UJEL IN Equity
PPP TB Equity
PSTC TB Equity
000916 CH Equity
ABIO FP Equity
TER IM Equity
INE CN Equity
009440 KS Equity
TWD AU Equity
3647 JP Equity
5002 JP Equity
SAG GR Equity
ELBE GA Equity
IPX LN Equity
10,41
CAPM ( 1
año)
10,20
5,48
9,75
10,20
7,02
13,46
12,60
6,14
8,82
16,14
13,28
10,78
13,12
7,87
18,37
10,22
4,37
14,99
10,90
10,46
14,01
7,80
11,19
10,97
17,14
4,38
6,79
10,42
10,17
4,94
4,72
DESVIACIÓN
ESTÁNDAR
Nombre
Ticker
NRG ENERGY
FERSA
CK POWER PCL
ORBOTECH LTD
VOGIATZOGLOU SYS
SUZUNUI INDUSTRY
BORALEX INC -A
SOLAR-FABRIK AG
ICHIGO INC
GENTERRA CAPITAL
GUANGDONG NO.2-A
KOATSU KOGYO CO
MINATO HOLDINGS
OIZUMI CORP
ARAN RES & DEVEL
PARU CO LTD
MAINICHI COMNET
FUJII SANGYO
GALA SPA
JAPAN OIL TRANSP
MITSUI MATSUSHIM
YONDENKO CORP
ACEA SPA
SUNGROW POWER -A
CANADIAN SOLAR I
FARMSCO
TECHNO RYOWA LTD
HUBEI ENERGY -A
PROSPECT CO LTD
SILVER RIDGE POW
COMISION FED ELE
AUHUA CLEAN ENER
NRG US Equity
FRS SM Equity
CKP TB Equity
ORBK US Equity
VOSYS GA Equity
1846 JP Equity
BLX CN Equity
SFX GR Equity
2337 JP Equity
GIC CN Equity
002060 CH Equity
1743 JP Equity
6862 JP Equity
6428 JP Equity
ARAN IT Equity
043200 KS Equity
8908 JP Equity
9906 JP Equity
GALA IM Equity
9074 JP Equity
1518 JP Equity
1939 JP Equity
ACE IM Equity
300274 CH Equity
CSIQ US Equity
036580 KS Equity
1965 JP Equity
000883 CH Equity
3528 JP Equity
0759483D CN Equity
1016Z MM Equity
ACE LN Equity
CAPM ( 1
año)
10,34
11,61
11,25
6,90
4,72
9,33
8,03
7,28
16,95
12,60
15,89
4,71
11,38
10,73
5,41
6,95
7,10
7,77
8,15
7,94
8,28
8,78
12,78
15,53
22,41
14,23
6,18
15,78
14,77
12,60
12,12
#N/A N/A
3,92
Fuente: Bloomberg y cálculos propios.
Posteriormente se excluyen los valores extremos. Según la regla empírica del Teorema de Chebyshev, es
posible determinar valores atípicos extremos mediante los límites establecidos por la desviación estándar de
la serie de datos. En un rango confeccionado por una desviación estándar por arriba y por debajo del
promedio (14,33 y 6,49), se excluyen 21 empresas por ser consideradas datos atípicos.
En función de lo anterior y siguiendo el procedimiento indicado, el promedio del CAPM de los valores
resultantes es de 10,15%.
iii.
Tasa de interés
Se utilizará el promedio mensual de los valores de los últimos sesenta meses de la tasa publicada por el
Banco Central de Costa Rica para préstamos al sector industrial en dólares, de los bancos privados.
El promedio aritmético de los últimos sesenta meses, es decir, de enero 2011 a diciembre 2015, de la tasa de
interés mencionada es de 8,93% (ver anexo N.° 2).
iv.
Vida económica del proyecto (v)
Según lo establecido en la RJD-034-2015, para los efectos del modelo, la vida económica del proyecto es de
20 años, lapso igual al del contrato considerado en el modelo para definir la tarifa. Se supone que la vida
económica es igual a la vida útil del proyecto, estimada en 20 años.
v.
Plazo de la deuda (d) y plazo del contrato
Según lo establece la resolución RJD-034-2015, el plazo de la deuda es de 20 años. Se le ha asignado esa
duración, para que sea igual al plazo máximo del contrato de compra-venta de energía, que es el máximo
permitido por la ley.
vi.
Edad de la planta
Dado que se trata de plantas nuevas, a esa variable se le asigna el valor de cero.
f.
Monto de la inversión unitaria (M)
El costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en
condiciones normales para nuestro país.
Los costos de inversión se estimarán de la siguiente manera:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
Se utilizan los datos sobre costos de inversión llave en mano obtenidos del estudio
ECLAREON/BSW (2014), en la página 54, anexo 7, ilustración 26. La información a utilizar
es para el rango máximo y rango medio.
De los datos obtenidos para el rango máximo y medio por capacidad, se mantienen todas
las fuentes de información.
Para realizar el cálculo del costo de inversión, se utilizan los valores del rango máximo y
medio, y se obtiene un promedio del costo de inversión por fuente (entrevista) para
capacidades menores o iguales a 20MW.
Una vez calculado el promedio simple de cada una de las fuentes, se obtiene el promedio
de los doce valores disponibles, el cual da un valor de US$1 974,86/kW.
El costo de inversión obtenido será el utilizado como precio promedio para calcular la
banda tarifaria.
Se calcula la desviación estándar del conjunto de valores promedio de costo de inversión
unitario de los valores utilizados de la muestra. Esta desviación estándar del conjunto de
valores promedio es de US$373,16/kW.
El costo de inversión unitario promedio para una planta solar fotovoltaica nueva es de US$1 974,86/kW. En
el anexo N°. 3 se observa la muestra y los valores de inversión utilizados.
Asimismo, se obtiene el Factor de Inversiones cuyo valor es de 0,1215 (ver anexo 13).
g.
Definición de la banda
Se propone regular el precio de la energía por parte de generadores privados al ICE, en el marco de la ley
7200, mediante el establecimiento de una banda tarifaria. Ese precio de venta servirá para regular aquellas
compraventas de energía eléctrica provenientes de plantas solares fotovoltaicas privadas con condiciones
similares a las que establece el Capítulo 1 de la Ley 7200.
Las bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:


Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión, más una desviación
estándar. Es decir, 1 974,86 + 373,16 = US$ 2 348,02/kW.
Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor
de tres desviaciones estándar. Es decir, 1 974,86 – (3*373,16)= US$ 855,39/kW.
Cuadro No. 6
Cálculo de la banda tarifaria
Variables
Mínimo
25,50
Costos de explotación ($/kw)
855,39
Inversión ($/kw)
12,15%
Factor de Inversiones
21,89%
Factor de Planta
8.760,0
Horas Año
10,15%
Rentabilidad
103,97
Costo Fijo del Capital ($/kW)
1.917,73
Expectativas de Energía (hrs)
Precio ($/kWh)
0,0675
Fuente: Intendencia de Energía
Máximo
25,50
2.348,02
12,15%
21,89%
8.760,0
10,15%
285,38
1.917,73
0,1621
h.
Estructura tarifaria:
El propósito de la estructura es lograr que el generador tenga como objetivo maximizar su generación en los
periodos en que el valor de la energía es mayor para el SEN. Sin embargo, en lo que respecta a la generación
solar, el patrón solar es similar en todo el país, además no permite regular su producción como para
trasladar energía entre periodos y la indisponibilidad por mantenimiento es poco significativa. En este caso,
la fijación de una estructura tarifaria tiene poco impacto, ya que el diseño y operación de la planta es poco
sensible a la estructura y es incierto que los beneficios de aplicar la estructura superen las ventajas de tener
una tarifa más sencilla y con un solo valor.
Por las razones anteriores, para la generación solar fotovoltaica no se incluye una estructura tarifaria.
i.
Moneda en que se expresará la tarifa
Según lo establece la resolución RJD-034-2015, las tarifas resultantes de la metodología detallada serán
expresadas y facturadas en dólares de los Estados Unidos de América (US$ o $). Las condiciones en que se
realicen los pagos se definirán de conformidad con lo que las partes establezcan vía contractual, y con base
en la normativa aplicable.
j.
Obligación de presentar información
Como se establece mediante la RJD-034-2015, los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos a los
que se apliquen las tarifas establecidas mediante esta metodología tarifaria, están en la obligación de
presentar anualmente a la Aresep la información financiera auditada, (incluyendo gastos operativos y de
mantenimiento, administrativos y gastos de inversión individual) así como su debida justificación. Para estos
efectos se deberá presentar, al menos anualmente, los estados financieros auditados de la empresa.
[…]
IV. CONCLUSIONES
1. Al aplicar la metodología tarifaria aprobada para los generadores privados solares fotovoltaicos
nuevos, se obtiene que el factor de planta es de 21,89%; el costo de explotación es de $25,50 por
KW; el valor promedio del apalancamiento financiero es de 68,40%; la rentabilidad es del 10,15% y
el costo de inversión promedio unitario es de $1 974,86 por kW.
2. Con la actualización de las variables que integran la metodología tarifaria para plantas de
generación privada solares fotovoltaicas nuevas, da como resultado una banda inferior (límite
inferior) de $0,0675 por kWh y una banda superior (límite superior) de $0,1621 por kWh.
[…]
II.
Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la audiencia pública, del estudio técnico
0399-IE-2016, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
1.
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), cédula jurídica número 4-000-042139 representada por el señor
Guillermo Alan Alvarado en condición de apoderado Especial Administrativo según demuestra en la certificación
adjunta (folios 44 a 47) mediante oficio del ICE 257-126-2016 del 3 de marzo de 2016, solicita 3 petitorias:
a)
b)
c)
Solicita que el dato de 23,14%, que representa el promedio de los datos de factor de planta mostrados en la
“Tabla N°1: Factor de Planta Respecto a Inversores” del oficio 257-126-2016 (folio 37), sea utilizado como
dato insumo para el cálculo del factor de planta en el apartado correspondiente de la “Metodología para la
determinación de las tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas
nuevas”. El ICE, de conformidad con la metodología citada, indica que dichos datos provienen del “Informe
de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 “Selección de proyecto solar fotovoltaico para
generación de electricidad al amparo del capítulo I de la Ley N°7200””, y que asimismo, cumplen con los
principios de confiabilidad, calidad y posibilidad de divulgación requeridos por la ARESEP (folio 38).
Adicionalmente, el ICE solicita que no se considere la degradación de los paneles solares fotovoltaicos en el
cálculo del factor de planta, por tratarse de equipos nuevos que aún no entran en operación. De aplicarse
esta degradación, indica el ICE, se estaría reconociendo una menor expectativa de venta a los generadores
y por lo tanto un sobreprecio en la tarifa final (folio 38).
Por último, el ICE solicita que la Intendencia de Energía de la ARESEP considere en la fijación tarifaria la
tendencia mundial a la baja del costo medio de la energía solar fotovoltaica, como lo evidencian los
informes técnicos y las revistas especializadas en energía solar (folio 39, 41).
Las siguientes son las respuestas a sus argumentos:
a)
b)
c)
Se le indica al opositor que, luego del análisis correspondiente a los datos de factor de planta contenidos en
el informe técnico “Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria N°3-2015 “Selección de proyecto
solar fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo I de la Ley N°7200”” que se
encuentra adjunto al documento “Ampliación de la Posición del ICE respecto de la Propuesta de “Aplicación
Anual de la Metodología Tarifaria para Plantas de Generación Privada Solar Fotovoltaicas Nuevas”” que
corre en autos, se recomienda acoger la petitoria de utilizar dicho informe como fuente de información
para el cálculo del factor de planta, más no así el resumen que del mismo se incluye en la oposición.
La solicitud de la posición del ICE es que se utilice el dato de 23,14% que representa el promedio de los
datos de factor de planta de los oferentes de la Convocatoria N°3-2015 (folio 38, párrafo tercero); sin
embargo, al remitirse esta Intendencia al análisis y validación de los datos de factor de planta que se
encuentran en el “Cuadro N°5 – Verificación de condiciones mínimas – Convocatoria N°3-2015” del informe
técnico mencionado (folio 68), da como resultado un promedio de 22,95%. Es decir, el dato solicitado por el
ICE no coincide con el método de promediar los datos necesarios del informe técnico realizado por el mismo
ICE. Por lo tanto, y debido a que el apartado del cálculo del factor de planta de la metodología referida dice:
“(…) La adopción de nuevas fuentes de información con ese propósito se deberá justificar mediante un
informe técnico.”, se utilizan los datos derivados del “Informe de Evaluación de Propuestas, Convocatoria
N°3-2015 “Selección de proyecto solar fotovoltaico para generación de electricidad al amparo del capítulo I
de la Ley N°7200”” y no el cálculo incluido en el documento original de oposición.
Se le indica al opositor que dentro de las competencias conferidas para la Intendencia de Energía, de
conformidad con lo establecido en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), se encuentra: “Artículo 17. Fijar
los precios, tarifas y tasas de los servicios públicos bajo su competencia aplicando los modelos vigentes
aprobados por Junta Directiva. (…)”. Por lo tanto, se recomienda rechazar la segunda petitoria del ICE ya
que la degradación anual del 0,5% sobre el factor de planta de los paneles solares, está establecido en la
metodología aprobada por la Junta Directiva.
Se le indica al opositor que, a pesar de la disponibilidad de información relevante acerca de la generación
de energía eléctrica con fuente solar fotovoltaica contenida tanto en el informe “Rethinking Energy 2015”
publicado por la International Renewable Energy Agency (IRENA, por sus siglas en inglés) como en el
artículo titulado “Perú adjudica 185 MW fotovoltaicos a US$ 48 el MW” de la revista electrónica PV
Magazine Latinoamérica con fecha del 17 de febrero de 2016, a los cuales el ICE se refiere, se recomienda
no acoger su petitoria ya que no es posible integrar la información 1 en esta fijación tarifaria. El documento
de IRENA 2015 del cual el ICE realiza la referencia acerca de que: “(…) los precios se han reducido en un 80%
en el periodo 2009 – 2014 (…)” (folio 39 párrafo 2), IRENA hace a su vez referencia a otro reporte de la
misma institución, el cual se titula “Renewable Power Generation Costs in 2014”. Al valorar este otro
documento, se determina una vez más que no existen datos de costos que se ajusten a los requerimientos
de la metodología, a saber: datos puntuales en dólares estadounidenses por kilo-vatio por año (US$/KWaño) para el costo total de explotación y/ó para el costo total de inversión de proyectos iguales o menores a
20MW. El documento de IRENA 2014 menciona intervalos, rangos, porcentajes de decrecimiento y
proporciones comparativas de costos de capital integrados por módulos fotovoltaicos y por balance de
sistemas, de costos de instalación, de costos nivelados de electricidad, entre otros, de proyectos de distintas
capacidad instaladas, por lo tanto es información que no puede utilizarse para alimentar la base de datos.
[…]
III.
Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el
mérito de los autos, lo procedente es fijar la banda tarifaria para todos los generadores privados
solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para la venta al Instituto Costarricense de
Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros compradores debidamente autorizados
por la Ley, tal y como se dispone. Por tanto,
EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:
I.
1
Fijar para todos los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos que firmen un contrato para
la venta al Instituto Costarricense de Electricidad al amparo del capítulo I de la Ley 7200 u otros
compradores debidamente autorizados por la Ley, la siguiente banda tarifaria que estará compuesta
por la tarifa inferior (límite inferior) de $0,0675 por kWh y una banda superior (límite superior) de
$0,1621 por kWh.
Se puede consultar el informe técnico y el artículo mencionados por medio de los siguientes vínculos de internet: http://www.pvmagazine.de/nachrichten/details/beitrag/per-adjudica-185-mw-fotovoltaicos-a-us-48-el-mwh_100022060/
y
http://www.irena.org/rethinking/IRENA%20_REthinking_Energy_2nd_report_2015.pdf, respectivamente. Dichos vínculos se encuentran
funcionales al día de 15 de marzo de 2016.
II.
III.
Indicar a los generadores privados solares fotovoltaicos nuevos, que de conformidad con lo
establecido en la resolución RJD-034-2015, están en la obligación de presentar a la Aresep los
estados financieros auditados del servicio de generación que prestan, a más tardar el 31 de mayo de
cada año.
Tener por analizadas y respondidas las diferentes posiciones con el contenido del “Considerando II”
de la presente resolución. Agradecer al participante por sus aportes al proceso de fijación tarifaria.
En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública
(LGAP) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y
de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de
Energía, a quien corresponde resolverlo y los de apelación y de revisión podrán interponerse ante la Junta
Directiva, a la que corresponde resolverlos.
De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación deberán
interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el
extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.
Publíquese y notifíquese
JUAN MANUEL QUESADA
INTENDENTE DE ENERGÍA
1 vez.—Orden de Compra N° 1234.—Solicitud N° 50403.—(IN2016018442).
ECA/
C.c: ET-006-2016
INTENDENCIA DE TRANSPORTE
RIT-038-2016
San José, a las 15:30 horas del 16 de marzo de 2016
CONOCE EL INTENDENTE DE TRANSPORTE LA SOLICITUD DE AJUSTE TARIFARIO
PRESENTADA POR LA EMPRESA AUTOTRANSPORTES RARO S.A. EN SU CONDICIÓN DE
PERMISIONARIA DEL SERVICIO DE TRANSPORTE PÚBLICO REMUNERADO DE
PERSONAS, MODALIDAD AUTOBÚS, PARA LAS RUTAS 59 y 61.
EXPEDIENTE ET-125-2015
Resultando que:
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
VII.
VIII.
IX.
La empresa Autotransportes RARO S.A. cuenta con el respectivo título que la habilita como
permisionaria para prestar el servicio público de transporte remunerado de personas en las
rutas 59 y 61 descritas respectivamente como: San José-San Pedro-Curridabat-Barrio La
Lía-Lomas de Ayarco Sur y San José-Tirrases por Curridabat, según el artículo 8.1 de la
Sesión Ordinaria 25-2015 del 6 de mayo de 2015 de la Junta Directiva del Consejo de
Transporte Público (folios 13 al 16).
Mediante resolución 131-RIT-2015, dictada el 21 de octubre de 2015 por el Intendente de
Transporte y publicada en el diario oficial La Gaceta 209 del 28 de octubre de 2015, se fijan
las tarifas vigentes para el servicio de las rutas 59 y 61.
El señor Roy Ricardo Ramos Robles, mayor, casado, empresario, cédula de identidad 1-492-186, en
su calidad de presidente con facultades de apoderado generalísimo sin límite de suma de la empresa
Autotransportes RARO S.A. (folios 07 al 08), presenta el 23 de noviembre de 2015 ante la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (en adelante Aresep), solicitud de incremento de un 21,40%
sobre las tarifas vigentes de las rutas 59 y 61 (folios 01 al 65).
El 27 de noviembre de 2015, mediante oficio 1822-IT-2015/110592, se solicita información
faltante que resultaba necesaria para valorar la admisibilidad del estudio tarifario, esto de
conformidad con los requisitos de admisibilidad establecidos en la resolución RRG-65702007, publicada en La Gaceta N° 108 del 6 de junio de 2007 (folios 70 al 72). El oficio
indicado,
se
le
notifica
al
permisionario
en
el
medio
señalado:
[email protected] según se observa al folio 72.
La petente presenta el día 10 diciembre de 2015, lo prevenido, por lo que cumplió en tiempo y
forma con la información solicitada en el oficio indicado en el resultando anterior (folios 73 al 75).
La Intendencia de Transporte, por oficio 1944-IT-2015/112714 del 16 de diciembre de 2015,
otorga admisibilidad a la solicitud tarifaria (folios 80 al 81).
La convocatoria a la audiencia pública se publica en los diarios: La Extra y La Teja del 20 de
enero de 2016 (folio 95) y en el diario oficial La Gaceta 13 del 20 de enero de 2016 (folio 96).
La audiencia pública se realiza a las 17:30 horas (5:30 p.m.) del 15 de febrero de 2016 en el
Salón Comunal de Urbanización París, ubicado al costado oeste del Salón Municipal de
Curridabat.
Conforme al acta de la audiencia pública Nº 013-2016 del 18 de febrero de 2016 (folios 120
al 126), y de acuerdo con el informe de oposiciones y coadyuvancias, oficio 633-DGAU2016/116014 del 18 de febrero del 2016 (folio 127), de la Dirección General de Atención al
Usuario; en la audiencia pública arriba indicada se recibió la siguiente oposición:
Defensoría de los Habitantes
La señora Ana Karina Zeledón Lépiz, cédula de identidad 1-0812-0378, en su condición de
Directora de Asuntos Económicos de la Defensoría de los Habitantes, presenta escrito de
oposición. Hace uso de la palabra en la audiencia pública por medio del señor José
Francisco Madrigal Rodríguez, cédula 1-0936-0831, funcionario de esa Defensoría (folios
105 al 108).
Al respecto se resumen los argumentos esgrimidos:
a) Los horarios autorizados vigentes para la ruta 59 y 61 corresponden a un acuerdo de la Junta
Directiva del CTP relativamente reciente, en el cual se aprobó una actualización del sistema
operativo de estas rutas, pero no se incluyeron datos concretos relacionados con la demanda
transportada, razón por la cual este acuerdo no constituye una referencia para contar con un
dato oficial reciente y confiable de la demanda de ambas rutas.
De acuerdo con esto, al considerar que la demanda de pasajeros en el servicio de
transporte público modalidad autobús es una de las variables más importantes del
modelo utilizado por la ARESEP para fijar las tarifas, la Defensoría de los Habitantes le
solicita a la ARESEP verificar cuidadosamente los datos de demanda reportados por la
empresa Autotransportes RARO S.A., pues considera la Defensoría que es necesario y
adecuado para garantizar una modelación tarifaria transparente y apegada a las
condiciones reales de operación que la Autoridad Reguladora utilizar datos actualizados
que correspondan a un estudio de demanda en la ruta 59 y 61, con el fin de incorporar al
cálculo tarifario datos de demanda verificados por la Autoridad competente.
b) La ausencia de estados financieros en el presente expediente que permitan una
valoración general del estado general de los gastos operativos que generan la ruta 59 y
61, con esto no es posible verificar esta situación con datos que permitan respaldar tal
escenario ante la falta de una rigurosa y adecuada sustentación técnica por parte de la
empresa interesada que permita demostrar esta argumentación, razón por la cual se
hace insostenible la justificación realizada de atribuir ante el aumento de horarios
solicitado o incremento de los gastos operativos.
c) Los ajustes extraordinarios de oficio que ha recibido la empresa Autotransportes RARO
S.A. para las tarifas de las rutas 59 y 61 ante lo cual se debe señalar que de acuerdo con
lo manifestado por la Autoridad Reguladora en diferentes resoluciones los incrementos
de tarifas en el transporte público por concepto de ajuste automático de tarifas cubren el
75% de los costos de operación de las empresas, de tal forma que si la ARESEP le ha
otorgado a la empresa Autotransportes Raro los ajustes por medio de fijaciones
generales apegadas a los principios de equilibrio financiero y de servicio al costo para la
operación de estos servicios, esta Defensoría no encuentra argumentos suficientes que
justifiquen el ajuste solicitado en las tarifas del 21,40%.
d) No se incluyen documentos acerca de las revisiones técnicas de los vehículos, por lo
que solicita que la ARESEP, revise si están al día.
X.
XI.
XII.
En cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, se indica que en el expediente consta en
formato digital y documental la información que sustenta esta resolución.
La referida solicitud fue analizada por la Intendencia de Transporte produciéndose el
informe con oficio 495-IT-2016/119390 del 16 de marzo de 2016 que corre agregado al
expediente.
Se han cumplido las prescripciones de ley en los procedimientos y plazos.
Considerando que:
I.
Del oficio 495-IT-2016/119390 del 16 de marzo de 2016 que sirve de sustento a la presente
resolución, conviene extraer lo siguiente:
“(…)
B. ANÁLISIS TARIFARIO DE LA PETICIÓN
1. Variables operativas
VARIABLES
Demanda Neta
Distancia (Km/carrera)
Carreras
Flota
Tipo de Cambio
Precio combustible
Tasa de Rentabilidad
Valor del Bus $
Valor del Bus ¢
Edad promedio de flota (años)
ARESEP
235.944
19,23
3.180,30
20
542,12
453,00
15,41%
103.000
55.838.360
4,55
EMPRESA Dif. absoluta
235.496
448
18,23
1,00
3.180,30
0
20
0
540,44
1,68
449,00
4,00
15,53%
-0,12%
103.000
0
55.665.320
173.040
4,55
0
Dif. %
0,19%
5,46%
0,00%
0,00%
0,31%
0,89%
-0,77%
0,00%
0,31%
0,00%
1.1 Volúmenes de pasajeros movilizados (Demanda)
De acuerdo con la metodología actual, el volumen de pasajeros que se utiliza en el cálculo
tarifario corresponde a datos históricos que provienen de las siguientes fuentes:
 El valor reportado por el operador del servicio en la solicitud tarifaria.
 El valor reportado por el operador del servicio en las estadísticas operativas de los últimos
12 meses, el cual debe presentar de forma trimestral ante la ARESEP, según lo
establecido en la resolución 8148-RRG-2008 de las 15:30 horas del 31 de marzo de
2008.
 El valor reconocido en el último estudio tarifario de la ruta (en caso de que exista).
De los tres valores antes indicados, se utiliza el valor más alto.
Este procedimiento se deriva de lo establecido por la Junta Directiva de la Autoridad
Reguladora en la resolución RJD-043-2012 del 7 de junio de 2012, ratificada por medio de
la resolución RJD-142-2014, dictada a las 14:50 horas del 30 de octubre de 2014, en donde
en lo que interesa señala:
“(…) En primera instancia, se debe tener en cuenta que el procedimiento
uniforme que la ARESEP ha utilizado en relación con la demanda y sus
estudios tarifarios, parte del hecho de que ante la ausencia de un estudio de la
demanda particular de los petentes, debidamente reconocido por el Consejo de
Transporte Público del MOPT, se considera el dato que sea mayor entre la
demanda histórica y el promedio mensual de las estadísticas de los últimos 12
meses previos al estudio.”
La empresa corre el modelo con una demanda promedio mensual de 235.496 pasajeros
(folios 59 al 63). Las estadísticas remitidas por la empresa al RA-069 para el periodo de
enero a diciembre de 2015 alcanzan un valor de 235.872 pasajeros. El dato de demanda
utilizado en el último estudio individual correspondió a 212.657 pasajeros (ET-075-2014).
En el cuadro siguiente se muestran los datos de las tres variables que se utilizan
regularmente para hacer el análisis tarifario (último estudio tarifario, estadísticas de los
últimos 12 meses y demanda aportada por la empresa para el estudio).
Cantidad de pasajeros por mes según ruta
Ruta
Descripción
Último estudio
Estadísticas
12 meses
Empresa
59
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIAEXT LOMAS DEL SOL
89.958
98.743
98.295
61
SAN JOSE -TIRRASES POR
CURRIDABAT
122.699
137.129
137.201
212.657
235.872
235.496
Total
En cumplimiento de la metodología vigente, se realizó un análisis ruta por ruta siguiendo el
criterio de utilizar el dato mayor de todas las fuentes disponibles.
En consecuencia, los datos de demanda utilizados para cada ruta se consignan en el
siguiente cuadro:
Ruta
Descripción
Presente estudio
59
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIA-EXT
LOMAS DEL SOL
98.743
61
SAN JOSE -TIRRASES POR CURRIDABAT
137.201
Total
235.944
1.2 Distancia
La distancia por carrera ponderada utilizada en el análisis tarifario es de 19,23 kilómetros,
medida por los técnicos de la Autoridad Reguladora de los Servicios Público, según consta
en el RA-069.
1.3 Carreras
Para el análisis de las carreras se toma en cuenta el siguiente criterio:
a) Si la empresa reporta menos carreras que las autorizadas, se consideran solo las
reportadas.
b) Si la empresa reporta más carreras que las autorizadas, se consideran solo las
autorizadas.
La empresa mantiene horarios aprobados de conformidad con el artículo 7.1 de la Sesión
Ordinaria 78-2014 del 18 de diciembre de 2014, de la Junta Directiva del Consejo de
Transporte Público (CTP) (folios 21 al 28).
Los horarios autorizados ascienden a un total de 3.324,14 carreras por mes, la empresa por
su parte indica que realiza 3.180,30 carreras mensuales. Las carreras según las
estadísticas de enero a diciembre 2015 alcanzan un valor de 3.558,55. Para este caso,
respetando el criterio expuesto, para el estudio se consideran 3.3180,30 carreras por mes.
Ruta
59
61
Descripción
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº
LA LIA-EXT LOMAS DEL SOL
SAN JOSE -TIRRASES POR
CURRIDABAT
Total
Autorizadas
(CTP)
Estadísticas
12 meses
Empresa
Estudio
1.382,70
1.626,23
1.250,08
1.250,08
1.941,44
1.932,32
1.930,22
1932,30
3.324,14
3.558,55
3.565,55
3.180,30
Para el presente estudio, considerando la demanda de 235.944 pasajeros y la cantidad de
carreras de 3.180,30, se obtiene una ocupación media de 74,19 pasajeros por carrera, esto
es 37,09 pasajeros por viaje, si se considera una capacidad media por autobús de 49,05
pasajeros sentados, se obtiene una ocupación media por viaje de 75,63% para ambas rutas.
1.4 Flota
Flota autorizada
La empresa corre el modelo tarifario con 20 autobuses como flota autorizada, según el oficio
DACP-2015-6518 de fecha 11 de noviembre del 2015 (folios 17 al 20) y de acuerdo con la
información del Registro Nacional de la Propiedad (RNP), las 20 unidades están a nombre
de Autotransportes RARO S.A.
Cumplimiento ley 7600
Según lo indica el transitorio VIII de la Ley 7600, adicionado mediante ley 8556, al finalizar
el año 2014 la empresa tiene que cumplir con un 100% de la flota con unidades adaptadas
para el transporte de personas con discapacidad; el cumplimiento verificado al día del
análisis tarifario es de un 100 %.
Revisión Técnica Vehicular (RTV)
En consulta con la base de datos de la empresa RITEVE S y C, S. A., (22 de octubre de
2007, Decreto Ejecutivo Nº 30184-MOPT) y en comparación con la información suministrada
por la empresa, sobre el estado mecánico de las unidades con que se brinda el servicio, se
determinó la revisión técnica de las unidades, indicando la condición de “Favorable con
defecto leve”, para todas las unidades (autobuses).
Valor del autobús
El valor de bus a reconocer en este estudio con base en el oficio DACP-2015-6518 de fecha
11 de noviembre del 2015, es un autobús urbano. El valor del autobús corresponde a
$103.000 para un vehículo nuevo con rampa.
Edad de la flota
La edad promedio de la flota es de 4,55 años.
1.5 Tipo de cambio
Dicha variable se ajusta al valor vigente al día de la audiencia: ¢542,12 /$1, según fuente
del Banco Central de Costa Rica. La empresa utiliza en su petición tarifaria un tipo de
cambio de ¢540,44/$1.
1.6 Precio combustible
El precio del combustible diésel se ajusta al valor vigente al día de la audiencia: ¢453 por
litro. La empresa utiliza en su petición tarifaria el precio de ¢449 por litro.
1.7 Rentabilidad
La tasa de rentabilidad que se utiliza para la corrida del modelo es de 15,41 % según dato
de los indicadores económicos del Banco Central.
1.8 Cumplimiento de obligaciones legales
Cumpliendo lo establecido en el artículo 6, inciso c) de la Ley 7593, se consultó el Bus
Integrado de Servicios (BIS) operado por la Secretaría Técnica de Gobierno Digital con el fin
de verificar el estado de situación de la empresa Autotransportes RARO S.A., con la
morosidad con la Caja Costarricense de Seguro Social, morosidad con el Fondo de
Desarrollo Social y Asignaciones Familiares (Fodesaf) y validación de pólizas de riesgos del
trabajo del Instituto Nacional de Seguros, determinándose que la permisionaria cumple con
las obligaciones establecidas en el citado artículo consignar folios (el cual corre agregado al
expediente). Se consulta además al Ministerio de Hacienda, la situación tributaria de la
empresa por medio del oficio 131-IT-2016/108806 del 21 de enero de 2016 dirigido al
Ministerio de Hacienda (folios 103 al 104), el Ministerio en respuesta al oficio citado emite el
oficio SPSCA-008-2016 del 2 de febrero de 2016, en el cual se indica que la empresa se
encuentra al día con las obligaciones tributarias con fecha de corte al 01 de febrero de 2016
(el cual corre agregado al expediente administrativo) consignar folios
2. Análisis del modelo estructura general de costos
El resultado de correr el modelo tarifario de estructura general de costos implica un aumento
en la tarifa de un 21,16%.
2.1 Recomendación técnica sobre el análisis tarifario.
Se recomienda aplicar el resultado obtenido del modelo estructura general de costos que
señala un aumento del 21,16%, el detalle se muestra a continuación:
Tarifa Vigente (¢)
Rut
a
59
Variación
Descripción
Regular
Adulto
Mayor
Regular
Adulto
Mayor
Absoluta
Porcentual
285
0
345
0
60
21,05%
310
0
375
0
65
20,97%
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA
LIA-EXT LOMAS DEL SOL
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIAEXT LOMAS DEL SOL
61
Tarifa Resultante (¢)
SAN JOSE -TIRRASES POR
CURRIDABAT
SAN JOSE -TIRRASES POR
CURRIDABAT
2.2 Rebalanceo tarifario
La empresa propone igualar las tarifas de ambas rutas partiendo de un rebalanceo tarifario
que permita obtener a la empresa los mismos ingresos del ajuste tarifario propuesto.
Al respecto es importante revisar la estructura tarifaria actual de las rutas con las distancias
correspondientes actualizadas, el cual se detalla a continuación:
Ruta
Descripción
Tarifa Vigente (¢)
Distancia por
viaje (Km)
59
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIA-EXT LOMAS DEL
SOL
285
10,10
61
SAN JOSE -TIRRASES POR CURRIDABAT
310
9,31
Se observa una diferencia de 25 colones para una diferencia de 0,8 Km,
recorrido es el mismo desde San José hasta Curridabat, lo que equivale al 80%
recorrido. En resumen, los recorridos de las rutas son similares en distancia
tarifa, la empresa solicita el equiparar las tarifas mediante el rebalanceo en
garanticen los mismos ingresos que proporciona el ajuste según el modelo
esquema es el que se muestra:
Ruta
59
61
Descripción
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIAEXT LOMAS DEL SOL
SAN JOSE -TIRRASES POR
CURRIDABAT
TOTAL
Tarifa resultante = (Ingresos
Totales/Demanda Total)
Tarifa resultante redondeada
además el
del total del
pero no en
el tanto se
tarifario, el
Demanda
Mensual
Tarifa
Vigente (¢)
Tarifa
Resultante
(¢)
Ingresos (¢)
98.743
285
345
34.066.447,16
137.201
310
375
51.423.405,34
235.944
85.489.852,51
362,33
360
Se recomienda ajustar e igualar el pliego tarifario de las rutas 59 y 61, de tal forma que las
tarifas queden unificadas en 360 colones/pasajero, esto para un mejor control de los
ingresos de la empresa y un beneficio para los usuarios al tener una única tarifa para las
dos rutas operadas por la misma empresa, las que tienen distancias muy similares y un 80%
del recorrido común.
(…)”
II.
De la misma manera, del oficio 495-IT-2016/119390 del 16 de marzo de 2016, que sirve de
fundamento a la presente resolución, en relación con las manifestaciones exteriorizadas por
la Defensoría de los Habitantes, resumidas en el resultando IX de esta resolución y con el
fin de orientar tanto a los usuarios como a los operadores del servicio, se indica lo siguiente:
Referente al dato de demanda.
El procedimiento establecido y que consistentemente ha venido utilizando esta Intendencia,
se deriva de lo establecido por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora en la
resolución RJD-043-2012 del 7 de junio de 2012, ratificada por medio de la resolución RJD142-2014, dictada a las 14:50 horas del 30 de octubre de 2014, establece que la cantidad
de pasajeros a ser considerada en el presente estudio corresponde a los datos de tres
fuentes principales: el dato utilizado por la empresa en el estudio que justifica la solicitud
tarifaria, el dato proveniente de los informes estadísticos de los últimos 12 meses reportados
por la empresa al expediente de requisitos de admisibilidad (RA) y el dato del último estudio
elaborado por el CTP, de estos tres datos se toma el mayor.
Importante además es señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 3.1 de
la Sesión Ordinaria 74-2014 del 4 de diciembre del 2014, la Junta Directiva del Consejo de
Transporte Público (CTP) acuerda aprobar el procedimiento de cálculo de horarios y flota
para una determinada ruta (FORM-CTP-DING-11), señalando en lo que interesa lo
siguiente:
“Otra de las variables que se toman en cuenta para el cálculo del intervalo es el
factor de ocupación, el cual se utiliza básicamente para considerar los tiempos
de recorrido, la longitud y el congestionamiento vial al que deben de someterse
la ruta, de manera que se le garantice al usuario un nivel de comodidad
aceptable. Este valor oscila entre 0.60-0.80 y va a ser directamente
proporcional al volumen de movilización que presente el periodo. Para definir el
valor correspondiente al factor de ocupación, se establece al periodo que
presenta la mayor movilización, que por lo general es en hora pico, el valor
máximo de 0.80; el valor para el resto de periodos del día se definen a partir de
establecer una relación lineal entre los valores involucrados, es decir hallar una
incógnita a partir de la proporcionalidad de tres valores conocidos. Lo cual se
puede visualizar mejor con el siguiente ejemplo:
Utilizando el principio de proporcionalidad en la expresión anterior, se puede
decir que A es directamente a B, como X es Y, por lo cual Y es igual al
producto de B por X dividido entre A.
De este modo se calculan los valores de factor de ocupación para el resto de
periodos, tomando en consideración que si el valor obtenido es igual o mayor a
0.60, se establece ese dato como el factor de ocupación correspondiente al
periodo, pero si el valor obtenido es menor a 0.60, se establece para el periodo
un factor de 0.60.” (El resaltado no es del original).
En el presente estudio la ocupación media de las rutas es del 75,63%.
Respecto a los estados financieros.
De acuerdo con los lineamientos establecidos por la Aresep para efectos de las fijaciones
tarifarias, los estados financieros del último periodo fiscal se encuentran visibles en el
expediente de Requisitos de Admisibilidad, RA-069.
Respecto a los ajustes a nivel nacional.
Las fijaciones tarifarias extraordinarias consideran las variaciones en los costos entre un
semestre y el semestre inmediato anterior al de la fijación tarifaria, esta variación se establece
sobre 4 factores de costos, a saber: combustible, salarios, insumos de mantenimiento y gastos
administrativos, cada variación de estos costos se multiplica por un ponderador diferente, este
ponderador corresponde al peso de cada uno de estos costos dentro de la estructura total de
costos del servicio. Dicho de otra forma, se actualiza la tarifa con base en la variación de los
costos señalados y el peso de cada uno de ellos en la estructura total de costos del servicio,
esta actualización tarifaria se efectúa sobre la base de una tarifa fijada en un proceso de fijación
tarifaria ordinaria el cual considera la estructura de costos totales para la prestación del servicio y
las características de operación propias de la ruta.
En definitiva la tarifa se actualiza en un 75% de los costos sobre una tarifa base que debió
sustentarse en una fijación tarifaria ordinaria. Ahora bien, cuando se realiza un fijación tarifaria
ordinaria a una ruta determinada, posterior a una fijación tarifaria extraordinaria, la misma debe
estar sustentada en los parámetros operativos propios de la ruta, como son: cantidad de
carreras, distancia del recorrido, demanda de pasajeros, cantidad de autobuses, tipo de ruta y
composición de la flota, la tarifa así fijada se compara con la tarifa actualizada en la última
fijación tarifaria extraordinaria para determinar si procede un incremento o una disminución.
Acerca del cumplimiento de las revisiones técnicas vehiculares.
Desde la primera etapa de admisibilidad la ARESEP, revisa este cumplimiento que vuelve a
ser verificado el día de la Audiencia Pública en la base de datos de RITEVE S.A.
III.
De conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de acuerdo con el
mérito de los autos, lo procedente es ajustar las tarifas de las rutas 59 y 61 tal y como se
dispone: Por tanto,
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos (Ley Nº 7593) y sus reformas, en el Decreto Ejecutivo 29732-MP Reglamento a
la Ley 7593, en la Ley General de la Administración Pública, (Ley Nº 6227) y el Reglamento
Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y
Órganos Desconcentrados (RIOF).
EL INTENDENTE DE TRANSPORTE, RESUELVE:
I.
Acoger el informe 495-IT-2016/119390 del 16 de marzo de 2016 y proceder a fijar las
siguientes tarifas para las rutas 59 y 61 operadas por la empresa Autotransportes RARO
S.A. según se detalla:
Tarifa Vigente (¢)
Ruta
59
Descripción
III.
360
0
360
0
SAN JOSE -TIRRASES POR CURRIDABAT
SAN JOSE -TIRRASES POR CURRIDABAT
II.
Adulto Mayor
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIA-EXT LOMAS DEL SOL
SAN JOSE-CURRIDABAT-Bº LA LIA-EXT LOMAS DEL SOL
61
Regular
Indicar a la empresa Autotransportes RARO S.A. que debe, en un plazo máximo de veinte
días hábiles, dar respuesta a la oposición planteada por la Defensoría de los Habitantes en
el proceso de audiencia pública, al lugar o medio indicado para su respectiva notificación,
con copia al expediente ET-125-2015 y al Consejo de Transporte Público, acerca de todos
aquellos argumentos expuestos relacionados con el incumplimiento de los términos a que
les obliga su condición de permisionaria y otros asuntos tratados en la audiencia
relacionados con su empresa.
Las tarifas rigen a partir del día siguiente de su publicación en el periódico oficial La Gaceta.
Cumpliendo 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. Los recursos ordinarios podrán interponerse ante el
Intendente de Transporte, de conformidad con los artículos 346 y 349 de la Ley General de la
Administración Pública, y el recurso extraordinario de revisión podrá interponerse ante la Junta
Directiva, conforme a lo establecido en el artículo 353. Los recursos de revocatoria y de apelación
deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente a la
notificación de esta resolución y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el
artículo 354 de dicha ley.
Publíquese y notifíquese.
ENRIQUE MUÑOZ AGUILAR
INTENDENTE DE TRANSPORTE
1 vez.—Orden de Compra N° 1234.—Solicitud N° 50296.—(IN2016018443).
PCC/CQM/GRCH/JCS
INTENDENCIA DE AGUA
RESOLUCIÓN RIA-005-2016
San José, a las catorce horas con 21 minutos del 18 de marzo de 2016
AJUSTE TARIFARIO DE OFICIO POR CONCEPTO DE ADECUACIÓN DE
CÁNONES AÑO 2016, PARA LOS SERVICIOS DE ACUEDUCTO Y
ALCANTARILLADO PRESTADOS POR EL INSTITUTO COSTARRICENSE DE
ACUEDUCTOS Y ALCANTARILLADOS (AYA) Y LA EMPRESA DE SERVICIOS
PÚBLICOS DE HEREDIA, S.A. (ESPH).
_________________________________________________________________
EXPEDIENTE ET-133-2015
RESULTANDO
I-
Que la Contraloría General de la República, en su oficio DFOE-EC-0393 del 27
de julio del 2012, indicó en cuanto a la figura del canon:
º
“(…) Esta Contraloría General advierte a la ARESEP, la obligación de que,
previo a realizar el cobro, éste se encuentre incorporado efectivamente en la
tarifa que cobran las empresas que brindan el servicio regulado a sus usuarios
finales, considerando que esas entidades autorizadas para prestar el servicio no
son más que recaudadores del canon, por lo que este debe ser neutro respecto
de su situación financiera (…)”. (Folio 04).
II-
Que mediante oficio 465-DGEE-2015 del 08 de octubre del 2015, la señora
Guisella Chaves Sanabria, Directora de Estrategia y Evaluación de la Autoridad
Reguladora, informó a las Intendencias, los resultados que se obtuvieron de los
cánones por actividad entre las empresas reguladas para el año 2016.
III-
Que mediante oficio 1409-IA-2015 del 11 de diciembre del 2015, la Intendencia
de Agua recomendó la apertura de un expediente administrativo para la aplicar
de oficio, un ajuste de tarifa por cánones de regulación en el año 2016, a la
Empresa de Servicios Públicos de Heredia y al Instituto Costarricense de
Acueductos y Alcantarillados, correspondiente a los servicios de acueductos y
alcantarillados. (Folio 01).
IV-
Que mediante oficio 1410-IA-2015 del 11 de diciembre del 2015, la Intendencia
de Agua solicitó la convocatoria a audiencia pública para exponer el estudio
tarifario de oficio de referencia. (Folio 22).
V-
Que la Autoridad Reguladora publicó la convocatoria a audiencia pública en los
siguientes periódicos: La Extra y La Teja del 29 de enero del 2016 (folios 43 y
44) y el Diario Oficial La Gaceta Nº19 del 28 de enero del 2016. (Folio 41 al 42).
VI-
Que la audiencia pública se realizó el día 24 de febrero del 2016 a las 17:15
horas, por medio del sistema de videoconferencia en los siguientes lugares:
Autoridad Reguladora, Tribunales de Justicia de los centros de Alajuela,
Cartago, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas y en forma
presencial en el Salón Multiusos de la Cruz Roja de Acosta. A la misma no se
presentaron interesados ni argumentos ni oposiciones.
VII-
Que mediante oficio 0194-IA-2016 del 17 de marzo de 2016, la Intendencia de
Agua emitió el informe denominado “Ajuste tarifario de oficio por concepto de
adecuación de cánones al servicio al costo para el año 2016, cuyo efecto regirá
a partir del mes de abril de 2016 para los servicios de acueducto y
alcantarillado, hidrantes y riego. ET-133-2015”. (Mismo que corre agregado a
los autos).
VIII-
Que en los plazos y procedimientos se han cumplido las prescripciones de Ley.
CONSIDERANDO
I-
Que del oficio 0194-IA-2016 del 17 de marzo de 2016, que sirve de base a esta
resolución, conviene extraer lo siguiente:
“(…)
I.
Servicios de Acueductos, Alcantarillado Sanitario, Hidrantes y Riego
a) Introducción
El presente estudio surge ante la necesidad de efectuar ajustes en las tarifas a raíz del
monto del canon de regulación aprobado por la Contraloría General de la República
para el año 2016, con el fin de cumplir con la recomendación de esa entidad en el
sentido de que el canon “debe ser neutro a su situación financiera”; la cual debe ser
acatada por la Autoridad Reguladora (…). Para cumplir con la directriz anteriormente
mencionada y en vista de que el canon de regulación es parte de la tarifa del servicio
que pagan los abonados, la Autoridad Reguladora debe ajustar este cargo en la
proporción que corresponda.
El mecanismo con el cual la Autoridad Reguladora puede lograr que el ajuste del canon
llegue a los abonados, es mediante la modificación de las tarifas en las categorías y
bloques no subsidiados y por la vía ordinaria ante la ausencia de un mecanismo de
ajuste extraordinario.
b) Cambio en las necesidades de ingresos estimados.
En el cuadro Nº 1 se calculó el impacto sobre los ingresos de la diferencia entre el
canon incorporado por la Autoridad Reguladora en los estudios tarifarios elaborados
para los servicios de acueducto y alcantarillado para el Instituto Costarricense de
Acueducto y Alcantarillado y del servicio de acueducto y alcantarillado de la Empresa
de Servicios Públicos de Heredia y en el servicio de Riego para El Servicio Nacional de
Aguas Subterráneas, Riego y Avenamiento para el año 2016, con respecto al canon
aprobado por la Contraloría General de la República para cada servicio.
Para el servicio de Hidrantes del Instituto Costarricense de Acueducto y Alcantarillado
el efecto del ajuste de los cánones respectivos se incluyó en el estudio tarifario ET-1192015, en la Resolución tarifaria de Hidrantes AyA, resolución RIA-002-2016 del 03 de
febrero de 2016, publicada en la Gaceta N° 28 del 10 de febrero de 2016 en el alcance
N° 15.
Se determinó que para el AyA se debe hacer el ajuste del año 2015 junto con el del
periodo 2016 y lo que procede es una disminución en el costo y en los ingresos para el
año 2016 en los servicios de acueducto y alcantarillado que se detalla en el cuadro 2.
Con respecto a ESPH, se determinó que se requiere de un incremento en los ingresos
para los servicio de acueducto y alcantarillado para el año 2016 como se muestra en el
cuadro 2. Por su parte, el ajuste para hidrantes fue incluido en la Resolución tarifaria
de Hidrantes ESPH, resolución RIA-005-2015 del 24 de abril de 2015, publicada en la
Gaceta N° 82 del 29 de abril de 2015 en el alcance N° 28.
Cuadro 1
ACTIVIDADES
CANON APROBADO
CONTRALORIA 2016
CANON ESTIMADO
ESTUDIOS
MONTOS A
AJUSTAR
AGUA Y AMBIENTE
6.263.493.674,00
6.493.950.251,77
(230.456.577,77)
ACUEDUCTOS Y ALCANTARILLADO
A y A + (Acueducto Comunal -Asadas) 2016
A y A + (Acueducto Comunal -Asadas) 2015
AyA 2015-2016
ESPH
6.223.045.590,00
6.453.322.109,89
(230.276.519,89)
3.499.360.325,00
3.193.383.030,55
305.977.294,45
2.486.326.733,00
3.070.560.606,30
(584.233.873,30)
5.985.687.058,00
6.263.943.636,85
(278.256.578,85)
237.358.532,00
189.378.473,04
40.448.084,00
40.628.141,88
(180.057,88)
40.448.084,00
40.628.141,88
(180.057,88)
RIEGO
SENARA
47.980.058,96
Cuadro 2
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ACUEDUCTOS Y ALCANTARILLADOS
IMPACTO EN LOS INGRESOS POR AJUSTE DE LOS CÁNONES DE REGULACIÓN PARA EL AÑO 2016
en colones
Rubro
Acueducto
Alcantarillado
Hidrantes
Canon autorizado
Canon incorporado
por la Contraloría
en las tarifas
General de la
vigentes para el
República para el
año 2016
año 2016
2.395.037.273
2.554.533.037
798.345.758
-
Totales
3.193.383.031
Ajuste de cánones
que habría que
realizar mediante
nuevo estudio
tarifario para 2016
159.495.764
Ingresos
Porcentaje de aumento
esperados con en ingresos por ajuste
tarifas vigentes
con nuevos cánones
para el año 2016 autorizados para 2016
107.837.173.785
0,15%
874.840.081
76.494.324
14.697.392.740
0,52%
69.987.207
69.987.207
3.765.507.927
1,86%
3.499.360.325
305.977.294
126.300.074.451
0,24%
Nota 1: Dentro de los datos del AyA se encuentran incluidos los datos de las ASADAS.
EMPRESA SERVICIOS PUBLICOS DE HEREDIA S.A.
IMPACTO EN LOS INGRESOS POR AJUSTE DE LOS CÁNONES DE REGULACIÓN PARA EL AÑO 2016
en colones
Rubro
Acueducto
Alcantarillado
Hidrantes
Totales
Canon autorizado
Canon incorporado
por la Contraloría
en las tarifas
General de la
vigentes para el
República para el
año 2016
año 2016
152.210.328
190.773.636
Ajuste de cánones
Ingresos
Porcentaje de aumento
que habría que
esperados con en ingresos por ajuste
realizar mediante
tarifas vigentes
con nuevos cánones
nuevo estudio
para el año 2016 autorizados para 2016
tarifario para 2016
38.563.309
9.814.280.724
0,39%
28.938.018
36.269.622
7.331.603
1.784.240.852
0,41%
8.230.127
10.315.274
2.085.147
351.179.892
0,59%
189.378.473
237.358.532
47.980.059
11.949.701.468
0,40%
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ACUEDUCTOS Y ALCANTARILLADOS
IMPACTO EN LOS INGRESOS POR AJUSTE DE LOS CÁNONES DE REGULACIÓN PARA EL AÑO 2015
en colones
Rubro
Acueducto
Alcantarillado
Totales
Canon autorizado
Canon incorporado
por la Contraloría
en las tarifas
General de la
vigentes para el
República para el
año 2015
año 2015
2.302.920.455
1.814.729.235
Ajuste de cánones
Porcentaje de
Ingresos
que habría que
disminución en
esperados con
realizar mediante
ingresos por ajuste con
tarifas vigentes
nuevo estudio
nuevos cánones
para el año 2015
tarifario para 2015
autorizados para 2015
-488.191.220 123.761.098.502
-0,35%
767.640.152
671.597.498
-96.042.654
15.859.532.874
-0,92%
3.070.560.606
2.486.326.733
-584.233.873
139.620.631.376
-0,42%
Nota 1: Dentro de los datos del AyA se encuentran incluidos los datos de las ASADAS.
EMPRESA SERVICIOS PUBLICOS DE HEREDIA S.A.
Como seIMPACTO
observa,
los ajustes
que deben realizarse en los ingresos del año 2016, para
EN LOS INGRESOS POR AJUSTE DE LOS CÁNONES DE REGULACIÓN PARA EL AÑO 2015
el AyA es una disminución para el servicio
de acueducto de 0.20% y una rebaja de
en colones
0.40% para el servicio de alcantarillado. En ESPH es 0,39% para acueducto y 0,41%
Canon
Ajuste
de cánones
para alcantarillado
de aumento
deautorizado
los ingresos
esperados.
Canon incorporado
Ingresos
Porcentaje de aumento
por la Contraloría
que habría que
en
las
tarifas
esperados cona AyA
en ingresos
ajuste
ValeRubro
indicar que el atraso en laGeneral
devolución
de
canon
correspondiente
para por
el año
de la
realizar
mediante
vigentes para el
tarifas vigentes
con nuevos cánones
República
para
el
nuevo
estudio
2015 se debió a la
no entrada en vigencia de la nueva metodología
tarifaria.
año 2015
para el año 2015 autorizados para 2015
Acueducto
103.159.205
Alcantarillado
II.
Hidrantes
Totales
-
Impacto Tarifario 103.159.205
año 2015
132.072.214
tarifario para 2015
28.913.009
8.773.546.063
-
-
-
-
-
-
132.072.214
28.913.009
8.773.546.063
0,33%
0,00%
0,00%
0,33%
a) Ajustes en las tarifas vigentes: Con el fin de considerar las rebajas en el canon de
regulación en AyA, se disminuirán las tarifas de acueducto y alcantarillado en un
periodo de tres meses. Dadas las razones que llevan a la rebaja, esta se aplicará
sólo a aquellos bloques y categorías tarifarias que no se encuentran subsidiadas
como ha sido en la práctica hasta ahora. Las tarifas que se ajustarán son las que
corresponden a las categorías empresarial, gubernamental y domiciliaria a partir de
los bloques de consumo de 61 m3. Para la categoría preferencial y los bloques
menores de 60 m3 de la categoría domiciliar, no se estimó disminución dado que
estos ya cuentan con un subsidio por razones de tipo social. En ESPH el aumento
en la tarifa de acueducto será en un periodo de tres meses y serán en las mismas
categorías para no afectar los bloques subsidiados (…).En cuanto a los costos y al
mercado, se mantienen los datos constantes según lo estimado en el último estudio
tarifario para cada servicio. De manera que se toman como válidas las
proyecciones de mercado y de ingresos, y solamente se mide cuánto representa el
ajuste de los nuevos cánones sobre los ingresos que necesita la Institución para
sufragar los costos que ya fueron estimados en estudios tarifarios en que se
determinaron las tarifas que aplican actualmente para AyA como ESPH, en los
servicios de acueducto y alcantarillado.
Según lo anterior, para AyA aplica una rebaja de 2,49% en las tarifas de acueducto y
de un 4,02% en las de alcantarillado, mientras en ESPH aplica un aumento del 3,90%
en el servicio de acueducto y de un 3,19% en el servicio de alcantarillado. (…).
b) Hidrantes: En las últimas resoluciones tarifarias de hidrantes efectuadas para AyA
y ESPH, se consideró el canon de regulación, por lo que no se cargó este costo en
las tarifas respectivas (…).
c) Servicio de Riego y Piscicultura: En la última resolución para SENARA se
consideró el canon de regulación (…).
III.
Conclusiones
1- El ajuste en las tarifas se hace con base en lo dispuesto por La Contraloría
2-
3-
4-
5-
6-
78-
General de la República en sus oficios DFOE-ED-0564 del 30 de julio del 2010
y DFOE-EC-0393 del 27 de julio del 2012.
Al revisar el monto autorizado por la Contraloría General de la República en las
estimaciones del canon por regulación para el año 2016, las necesidades de
ingresos del AyA disminuirán para el servicio de acueducto un 0.20% y para el
servicio de alcantarillado 0.40%, con respecto a ESPH las necesidades de
ingresos aumentará un 0,39% para el servicio de acueducto y un 0.41% para el
servicio de alcantarillado.
Ante la rebaja en la necesidad del ingreso, es necesario aplicar una
disminución en las tarifas de los servicios de acueducto y alcantarillado del
AyA; y procede un aumento en la necesidad del ingreso en la tarifa del servicio
de acueducto de ESPH, es conveniente que dichas variaciones rijan durante 3
meses, que corresponden de abril a junio de 2016 y en el caso de la ESPH
para el servicio de acueducto de Mayo a Julio 2016.
Desde del mes de julio 2015 se están aplicando las tarifas del AyA, que fueron
aprobadas en la resolución RIA-008-2013 del 13 de diciembre del 2013,
publicada en La Gaceta Nº 246, del 20 de diciembre del 2013.
Para la ESPH a partir de Abril de 2015 se aplican las tarifas para el servicio de
alcantarillado que fue aprobada en la resolución RIA-003-2015 del 19 de marzo
del 2015 publicada en la Gaceta Nº 61, del 27 de marzo del 2015 y para el
servicio de acueducto las tarifas aprobadas en el RIA-006-2015 del 09 de Julio
del 2015 y publicada en La Gaceta Nº 135, del 14 de julio del 2015.
En las últimas resoluciones tarifarias de hidrantes efectuadas para AyA, no se
consideró el canon de regulación, por lo que no se cargó este costo en las
tarifas respectivas; este rubro se va a considerar en la próxima fijación tarifaria
que está en estudio en la Intendencia y que se está tramitando bajo el
expediente ET-119-2015.
Para la ESPH se contempló el canon de regulación en la RIA-013-2014 del 19
de diciembre de 2014, publicada en La Gaceta 08 del 13 de enero de 2015.
Con respecto al SENARA, se consideró el monto establecido por la Contraloría
General de la República para el canon de regulación del año 2016, en el
estudio de oficio que fue aprobado con la RIA-009-2015 del 08 de septiembre
de 2015
(…)”.
II-
Que en cumplimiento de los acuerdos 001-007-2011 y 008-083-2012 de la Junta
Directiva, se indica que en el expediente consta, en formato digital y documental,
la información que sustenta esta resolución.
III-
Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de
acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es:
1. Rebajar el 2,49% en la tarifa del servicio de acueducto y el 4,02% en la tarifa
del servicio de alcantarillado que brinda el Instituto Costarricense de
Acueductos y Alcantarillados (AyA), para las categorías: Empresarial; de
Gobierno, y en el caso de la Domiciliar sólo para aquellos bloques que
superen los 61 m3.
Estas tarifas rigen a partir del 1 de abril de 2016 hasta el 30 de junio de 2016.
A partir del 01 de julio de 2016, se aplicarán las tarifas fijadas en la resolución
RIA-008-2013 del 13 de diciembre del 2013, publicada en La Gaceta Nº 216,
del 20 de diciembre del 2013.
2. Aumentar el 3,90% en las tarifas del servicio de acueducto y el 3,19% en las
tarifas del servicio de alcantarillado que brinda la Empresa de Servicios
Públicos de Heredia (ESPH), para las categorías: Empresarial; de Gobierno; y
en el caso de la Domiciliar sólo para aquellos bloques que superen los 61 m3.
Para el servicio de acueducto, las tarifas rigen a partir del 1 de mayo de 2016 al
31 de julio 2016. A partir del 1º de agosto 2016, aplicarán las tarifas fijadas
según resolución RIA-006-2015 del 9 de julio del 2015, publicada en la Gaceta
N° 135 del 14 de julio de 2015.
Para el servicio de alcantarillado, las tarifas rigen a partir del 1 de abril de
2016, hasta el 30 de junio de 2016. A partir del 1º de julio 2016, aplicarán las
tarifas fijadas según resolución RIA-003-2015 del 19 de marzo del 2015,
publicada en la Gaceta N° 61 del 27 de marzo del 2015.
POR TANTO
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la
Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo 29732-MP,
que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y
Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y sus Órganos
Desconcentrados,
El INTENDENTE DE AGUA
RESUELVE
I.
Fijar para los servicios de acueducto y de alcantarillado que brinda el Instituto
Costarricense de Acueductos y Alcantarillados (AyA), las siguientes tarifas:
Servicio Acueducto AyA
Abril-Junio 2016
en colones
Bloque de consumo/categoria
Servicio medido
de 0 a 15 m³
de 16 a 25 m³
de 26 a 40 m³
de 41 a 60 m³
de 61 a 80 m³
de 81 a 100 m³
de 101 a 120 m³
Más de 120 m³
Domiciliar
Empresarial Preferencial
Gobierno
293
587
646
765
1.370
1.370
1.370
1.440
1.120
1.370
1.370
1.370
1.370
1.370
1.370
1.440
293
587
587
587
646
646
646
646
1.120
1.370
1.370
1.370
1.370
1.370
1.370
1.440
Servicio fijo
Tarifa fija
9.091
32.818
24.353
115.709
Cargo fijo 1/
1.500
1.500
1.500
1.500
Nota: 1/El ca rgo fi jo s e debe i ncl ui r a l a fa ctura ci ón tanto en l os s ervi ci os medi dos como
en l os s ervi ci os fi jos .
Servicio Alcantarillado AyA
Abril-Junio 2016
en colones
Bloque de consumo/categoria
Servicio medido
de 0 a 15 m³
de 16 a 25 m³
de 26 a 40 m³
de 41 a 60 m³
de 61 a 80 m³
de 81 a 100 m³
de 101 a 120 m³
Más de 120 m³
Domiciliar
Empresarial Preferencial
Gobierno
115
230
251
298
525
525
525
555
431
525
525
525
525
525
525
555
115
230
230
230
251
251
251
251
431
525
525
525
525
525
525
555
Servicio fijo
Tarifa fija
3.330
12.276
13.666
57.163
Cargo fijo 1/
600
600
600
600
Nota : 1/El ca rgo fi jo s e debe i ncl ui r a l a fa ctura ci ón ta nto en l os s ervi ci os medi dos como
en l os s ervi ci os fi jos .
Estas tarifas rigen a partir del 1 de abril hasta el 30 de junio del 2016. A partir del
01 de julio de 2016, se aplicarán las tarifas fijadas, en la resolución RIA-008-2013
del 13 de diciembre del 2013, publicadas en La Gaceta Nº 216, del 20 de
diciembre del 2013.
II.
Fijar para los servicios de acueducto y de alcantarillado que brinda la Empresa de
Servicios Públicos de Heredia, S.A., las siguientes tarifas:
Servicio Acueducto ESPH
Mayo-Julio 2016
en colones
Bloque de consumo/categoria
Servicio medido
de 0 a 15 m³
de 16 a 25 m³
de 26 a 40 m³
de 41 a 60 m³
de 61 a 80 m³
de 81 a 100 m³
de 101 a 120 m³
Más de 120 m³
Domiciliar
Empresarial Preferencial
Gobierno
245
407
407
530
1.012
1.012
1.012
1.061
623
1.012
1.012
1.012
1.012
1.012
1.012
1.061
245
407
448
448
488
488
488
488
623
1.012
1.012
1.012
1.012
1.012
1.012
1.061
Servicio fijo
Tarifa fija
7.582
15.829
26.028
15.829
Cargo fijo 1/
1.200
1.200
1.200
1.200
Nota : 1/El ca rgo fi jo s e debe i ncl ui r a l a fa ctura ci ón ta nto en l os s ervi ci os medi dos como
en l os s ervi ci os fi jos .
Servicio Alcantarillado ESPH
Abril-Junio 2016
en colones
Bloque de consumo/categoria
Servicio medido
de 0 a 15 m³
de 16 a 25 m³
de 26 a 40 m³
de 41 a 60 m³
de 61 a 80 m³
de 81 a 100 m³
de 101 a 120 m³
Más de 120 m³
Domiciliar
Empresarial Preferencial
Gobierno
134
224
246
291
485
485
485
508
297
485
485
485
485
485
485
508
134
224
246
246
269
269
269
269
297
485
485
485
485
485
485
508
Servicio fijo
Tarifa fija
4.032
5.995
12.174
17.299
Cargo fijo 1/
600
600
600
600
Nota: 1/El ca rgo fi jo s e debe i ncl ui r a l a fa ctura ci ón tanto en l os s ervi ci os medi dos como
en l os s ervi ci os fi jos .
Para el servicio de acueducto, las tarifas rigen a partir del 1 de mayo de 2016 al 31
de julio 2016. A partir del 1º de agosto 2016, aplicarán las tarifas fijadas según
resolución RIA-006-2015 del 9 de julio del 2015, publicada en la Gaceta N° 135 del
14 de julio de 2015.
Para el servicio de alcantarillado, las tarifas rigen a partir del 1 de abril de 2016,
hasta el 30 de junio de 2016. A partir del 1º de julio 2016, aplicarán las tarifas
fijadas según resolución RIA-003-2015 del 19 de marzo del 2015, publicada en la
Gaceta N° 61 del 27 de marzo del 2015.
En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 en relación con el 345 de la Ley
General de la Administración Pública, se informa que contra esta resolución caben los
recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de
revocatoria podrá interponerse ante el Intendente de Agua, a quien corresponde
resolverlo; el de apelación y el de revisión podrán interponerse ante la Junta Directiva,
a la que corresponde resolverlos.
De conformidad con el artículo 346 de la Ley General de Administración Pública, los
recursos de revocatoria y el de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días
contados a partir del día hábil siguiente al de notificación, y el extraordinario de
revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada Ley.
PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE
CARLOS HERRERA AMIGHETTI
INTENDENTE DE AGUA
EBB/CRC/LEV/RCH
1 vez.—Orden de Compra N° 1234.—Solicitud N° 1605.—(IN2016018488).