Quarterly CVC adjustment electric tariffs Q2 2014Ajuste trimestral CVC tarifas eléctricas II trimestre 2014

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 012 Methodology for the extraordinary adjustment of electricity service tariffs, resulting from variations in the cost of fuels (CVC) used in thermal generation for national consumption Complete Text of record: F7F57 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-012-2014 of March 18, 2014 QUARTERLY APPLICATION OF THE "METHODOLOGY FOR THE EXTRAORDINARY ADJUSTMENT OF ELECTRICITY SERVICE TARIFFS, RESULTING FROM VARIATIONS IN THE COST OF FUELS (CVC) USED IN THERMAL GENERATION FOR NATIONAL CONSUMPTION" FOR THE ICE GENERATION SERVICE AND THE DISTRIBUTION SERVICE OF ALL DISTRIBUTION COMPANIES (Tariffs for the II quarter of 2014) ET-022-2014)

I.-That on March 19, 2012, through resolution RJD-017-2012, the Board of Directors approved the "Methodology for the extraordinary adjustment of electricity service tariffs, resulting from variations in the cost of fuels (CVC) used in thermal generation for national consumption," processed in file OT-111-2011 and published in La Gaceta No. 74 of April 17, 2012. Modified through resolution RJD-128-2012 of November 1, 2012, published in Alcance Digital No. 197 to La Gaceta No. 235 of December 5, 2012.

II.-That on November 28, 2013, through Board of Directors agreement 07-84-2013, that collegiate body resolved: "To accept the ICE's request to transfer the fuel backlog for the year 2012 approved for the first and second quarters of the year 2014 through agreement No. 04-14-2013, from which resolution RJD-003-2013 of February 25, 2013 derived, so that it is applied in the third and fourth quarters of the year 2014." III.-That on December 17, 2013, through resolution RIE-108-2013, the annual application for 2014 of the CVC methodology was carried out. Said resolution was published in La Gaceta No. 246 of December 20, 2013.

IV.-That on February 18, 2014, through official communication 2001-83-2014, the CNFL submitted the information required for the application of the CVC methodology for the II quarter of 2014.

V.-That on February 19, 2014, through official communication 220-IE-2014, the information required in RJD-017-2012 was requested from Cooperativa de Electrificación Rural de Santos R.L.

VI.-That on February 19, 2014, through official communication 221-IE-2014, the information required in RJD-017-2012 was requested from Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L.

VII.-That on February 24, 2014, through official communication CSGG-040-2014, Coopesantos R.L. submitted the information requested through official communication 220-IE-2014 (appearing in the record).

VIII.-That on February 27, 2014, through official communication COOPELESCA-GG-130-2014, Coopelesca R.L. submitted the information requested through official communication 221-IE-2014 (folios 347 to 350).

IX.-That on March 03, 2014, through official communication 273-IE-2014, the Intendencia de Energía issued the report on the annual application of the "Methodology for the Extraordinary Adjustment of Electricity Service Tariffs, Resulting from Variations in the Cost of Fuels (CVC) used in thermal generation for national consumption," which was based on the information provided by the ICE as of that date (folios 01 to 27).

X.-That on March 03, 2014, through official communication 273-IE-2014, based on the technical report 272-IE-2014 cited, the Intendente de Energía requested the opening of the file and the call for citizen participation.

XI.-That on March 07, 2014, through official communication 319-IE-2014, the Intendencia de Energía requests that the ICE update the import projections for the period April, May, and June 2014.

XII.-That on March 07, 2014, the call for citizen participation was published in La Gaceta No. 47 and on March 10, it was published in 3 national circulation newspapers; La Nación, La Prensa Libre, and La Extra. On March 17, 2014, at four o'clock in the afternoon, the deadline to submit positions expired.

XIII.-That on March 10, 2014, through official communication 0810-170-2014, the ICE attaches the information requested on imports, which is contained in file ET-022-2014 (appearing in the record).

XIV.-That on March 18, 2014, through official communication 0831-DGAU-2014, the Dirección General de Atención al Usuario provided the report on oppositions and joinders, in which it is indicated that an opposition was received and admitted from the following persons: Hormidas Calderón Badilla, ID 1-400-408, Raúl Mesén Mora, ID: 1-794-478, Minor Eduardo Cerdas Monge, ID 1-827-639, Zeidy Jiménez Monge, ID 1-808-815, and Omar Cruz Umaña, ID 1-440-327 (appearing in the record).

XV.-That the extraordinary fixing was analyzed by the Intendencia de Energía. Said technical study is contained in official communication 390-IE-2014 of March 17, 2014, in which it is recommended to fix the tariffs for thermal generation.

XVI.-That in the procedure, the deadlines and legal prescriptions have been observed.

I.-That from the technical study 390-IE-2014/7613 of March 17, 2014, which serves as the basis for the present resolution, it is pertinent to extract the following:

"II. Analysis of the Matter 1. Application of the methodology. The application of the "Methodology for the extraordinary adjustment of electricity service tariffs, resulting from variations in the cost of fuels (CVC) used in thermal generation for national consumption" allows for adjustments in the ICE generation system tariffs for thermal generation, which cause positive or negative direct variations in the energy purchase expenses for the country's distribution companies, for which the methodology also contains an extraordinary procedure, which is calculated simultaneously with the generation system adjustments to avoid financial imbalances in the distribution systems.

This methodology's objectives are to avoid the financial imbalance of the ICE due to fuel consumption for thermal generation and to send correct and timely price signals to users.

The Board of Directors of the Autoridad Reguladora, through resolution RJD-003-2013 of February 25, 2013, resolved to partially accept the appeal filed by the Instituto Costarricense de Electricidad against resolution 1031-RCR-2012 of December 21, 2012, solely regarding the non-recognition of the fuel backlog accumulated before the start of the methodology's application. In addition, it was indicated that for the purposes of recognizing the accumulated backlog for 2012, the provisions in Por Tanto I of resolution RJD-017-2012 regarding distribution in equal parts among the first four quarters of the recognition of said backlog must be taken into account, and that the first tariff recognition of the backlog be made effective no later than July 1, 2013.

However, the Board of Directors subsequently agreed: "To accept the ICE's request to transfer the fuel backlog for the year 2012 approved for the first and second quarters of the year 2014 through agreement No. 04-14-2013, from which resolution RJD-003-2013 of February 25, 2013 derived, so that it is applied in the third and fourth quarters of the year 2014," so that the backlog will be included in the third and fourth quarters of the year 2014.

Next, an analysis of the variables required to obtain the calculation of the Variable Cost of Fuels for the II quarter of 2014 is carried out and the respective amount to be applied in that quarter is determined.

a. Market analysis. The market results for each of the systems and companies are presented below.

i. Generation system. The energy sales estimated by the Intendencia, from the ICE to the distribution companies, are obtained as the difference between the energy demand of the SEN and the self-generation of each company. The energy demand was estimated using the sales projection plus a percentage of energy losses.

For projection purposes, the estimated demand is equal to the available energy of the SEN or national availability. The available energy is calculated based on the generation projections of each of the SEN plants plus the import projections. The generation projections for each of the plants are calculated based on historical data since 2000 where available, using the statistical package specialized in data series ForCastPro, with the exception of the Arenal, Sandillal, and Corobicí plants, because as plants used for interannual regulation, it is the ICE that more accurately knows the most opportune times for their use in accordance with the Arenal reservoir level. Therefore, the generation projections provided by the ICE in the periodic information for the analysis period (April, May, and June) are used. The import projections for the quarter under analysis were provided by the ICE through official communication 0810-170-2014 (appearing in the record).

Thermal generation is projected as the difference between energy availability and generation without thermal (including imports).

Sales are obtained from the market study carried out for each of the distribution companies, using the same methodology followed in the previous tariff studies. This was based on a trend market, in which estimates were made from monthly historical data of subscribers by sectors up to June 2014.

For this, the statistical package Forecast Pro, which specializes in the analysis of time series, was used. In the different estimates by company, autoregressive integrated moving average (ARIMA) and exponential smoothing models are used. The estimated sales by consumption sectors are obtained from the multiplication of the projected subscribers and the estimated average consumption per subscriber.

The loss percentage for its own generation system was obtained as the result of the difference between the total generation of the SEN and the energy demand of the same, resulting in 11%. With this information, the energy needs to meet the demand of its direct consumers are determined.

The purchases of energy from the ICE are determined by subtracting self-generation and purchases from third parties from the energy needs, which in the case of cooperatives, purchase energy from Coneléctricas R.L. and Consorcio Cubujuquí.

For the estimates of high-voltage industries (HOLCIM, CEMEX, INTEL and ALUNASA, the Planta Eólica Guanacaste and Ingenio Azucarera El Viejo, S. A.), the time series from January 2010 to January 2014 were used and for the Arcelomittal company, the same consumption it had in the year 2013, when it was under the medium voltage tariff, is used.

The revenues without fuels are those calculated with the tariffs published in resolution 1027-RCR-2012 of December 20, 2012, published in Alcance Digital No. 211 to La Gaceta No. 248 of December 24, 2012. This information was taken from the files ET-137-2012 and ET-211-2012. The tariffs used for high voltage are those approved through resolution RIE-019-2013 of February 8, 2013, published in Alcance Digital No. 35 to La Gaceta No. 36 of February 20, 2013, rectified by RIE-099-2013 of November 26, 2013.

The following table shows the revenues without fuels for the generation system of the ICE, the revenues with fuels, and the sales in physical units.

The energy sales from the ICE to the distribution companies, estimated by the Intendencia, are obtained as the difference between energy availability and the self-generation of each company, including within the latter, the generation that the companies obtain from sources other than the ICE. Availability was estimated with the sales projection plus a percentage of energy losses.

Sales are obtained from the market study carried out for each of the distribution companies, using the same methodology followed in the previous tariff studies. This was based on a trend market, in which estimates were made from monthly historical data of subscribers by sectors up to September 2013.

For this, the statistical package Forecast Pro, which specializes in the analysis of time series, was used. In the different estimates by company, autoregressive integrated moving average (ARIMA) and exponential smoothing models are used. The estimated sales by consumption sectors are obtained from the multiplication of the projected subscribers and the estimated average consumption per subscriber.

To obtain the loss percentage of the ICE's distribution system and the other distribution companies, an average of the loss percentage for the last 2 years of the industry was first calculated, estimated at 8.2%. If the loss percentage of the company is higher than that of the industry, the industry one is used; if it is lower, the one obtained for the company is used. With this information, the energy needs to meet the demand of its direct consumers are determined.

The purchases of energy from the ICE are determined by subtracting self-generation and purchases from third parties from the energy needs, which in the case of the cooperatives, purchase energy from Coneléctricas, R.L. and Consorcio Cubujuquí.

For the sales estimates to high-voltage industries (HOLCIM, CEMEX, INTEL, ALUNASA, Planta Eólica Guanacaste and Ingenio Azucarera El Viejo S. A.), the time series from January 2005 to September 2013 were used, and for the Arcelomittal company, the same consumption it had in the year 2012, when it was under the medium voltage tariff, is used.

The revenues without fuels are those calculated with the tariffs from resolution 1027-RCR-2012 of December 20, 2012, published in Alcance Digital No. 211 to La Gaceta No. 248 of December 24, 2012. This information was taken from the files ET-137-2012 and ET-211-2012. The tariffs used for high voltage are those approved through resolution RIE-019-2013 of February 8, 2013, published in Alcance Digital No. 35 to La Gaceta No. 36 of February 20, 2013, rectified by RIE-099-2013 of November 26, 2013.

To estimate the tariffs required due to the fuel effect, the charge for variable fuel cost and the proportional amount of the accumulated backlog for 2012 for the first and second quarter are included in each of the tariff rates for energy and power sales without fuels, for which the quarterly charge obtained in this report is used.

The following table shows the revenues without fuels for the ICE generation system, the revenues with fuels, and the sales in physical units.

TABLE No. 1 ICE GENERATION SYSTEM, ESTIMATION OF ENERGY SALES, REVENUES WITHOUT FUELS AND WITH FUELS APRIL-JUNE, 2014 Source: Intendencia de Energía, ARESEP ii. ICE distribution system and other companies.

The Intendencia updated the sales figures to direct subscribers and the distribution companies as of January 2014, and made the energy sales estimates incorporating these data. Likewise, the data on energy purchases from the ICE's generation and transmission system were updated to that month.

When making the estimates for the ICE distribution system and the remaining distribution companies, the Intendencia has used the same methodology followed in the previous tariff studies. This is based on a trend market, in which estimates are made from monthly historical data of subscribers by sectors that represent a better fit in relation to the current behavior.

For this, the statistical package called Forecast Pro, which specializes in the analysis of time series, was used; in this case, autoregressive integrated moving average (ARIMA) and exponential smoothing models are used. The estimated sales by consumption sectors are obtained from the projected subscribers and the estimated average consumption per subscriber.

For the calculation of the current revenues without fuels, the average prices per tariff obtained with the structure shown using the available information for the year 2012 (January to December) were used. The approved tariff schedule was applied to this subscriber and consumption structure as detailed:

The Intendencia updated the sales figures to direct subscribers as of September 2013 and made the energy sales estimates incorporating these data. Likewise, the data on energy purchases from the ICE's generation system were updated to that month.

When making the estimates for the ICE distribution system and the remaining distribution companies, the Intendencia has used the same methodology followed in the previous tariff studies. This is based on a trend market, in which estimates are made from monthly historical data of subscribers by sectors that represent the best fit in relation to the current behavior.

For this, the statistical package called Forecast Pro, which specializes in the analysis of time series, was used; in this case, autoregressive integrated moving average (ARIMA) and exponential smoothing models are used. The estimated sales by consumption sectors are obtained from the projected subscribers and the estimated average consumption per subscriber.

For the calculation of the current revenues without fuels, the average prices per tariff obtained with the real consumption structure shown with the information available for the year 2012 and for 2013 were used. The approved tariff schedule was applied to this subscriber and consumption structure as detailed:

. Resolution 1029-RCR-2012 of December 21, 2012, published in Alcance Digital No. 211 to La Gaceta No. 248 of December 24, 2012 (without fuels) for the ICE.

. Resolution 1031-RCR-2012 of December 21, 2012, published in Alcance Digital No. 211 to La Gaceta No. 248 of December 24, 2012 for JASEC, Coopeguanacaste R.L. and Coopealfaro Ruiz R.L.

. Resolution RIE-027-2013 of March 1, 2013 for Coopelesca R.L., published in Alcance Digital No. 49 to La Gaceta No. 52 of March 14, 2013.

. Resolution RIE-056-2013 of June 7, 2013 for CNFL, S. A., published in Alcance Digital No. 107 to La Gaceta No. 112 of June 12, 2013, rectified through RIE-100-2013 of November 26, 2013.

. Resolution RIE-059-2013 of June 18, 2013 for ESPH, S. A., published in Alcance Digital No. 114 to La Gaceta No. 119 of June 21, 2013, rectified through RIE-098-2013 of November 26, 2013.

. RIE-079-2013 of September 06, 2013 for Coopesantos R.L., published in La Gaceta No. 178 of September 17, 2013.

In principle, the cost structures without fuels for the year 2014 are those fixed in the resolutions prior to the fourth quarter of the year 2013, since when they were approved, the fuel charge for the fourth quarter was zero, and since the estimated charge for the last quarter of the year for fuels is zero, the approved tariffs do not include fuels.

According to the annual tariffs, the revenues of the energy distribution companies without the fuel effect can be estimated, as detailed:

TABLE No. 2 ESTIMATION OF ENERGY PURCHASES FROM ICE GENERATION, REVENUES WITHOUT AND WITH FUELS FOR ENERGY SALES TO ITS SUBSCRIBERS MILLIONS OF COLONES APRIL-JUNE, 2014 Source: Intendencia de Energía, ARESEP The column "Revenue with fuel" includes the updated variable fuel cost for each quarter of the year in each of the tariffs, using the quarterly charge indicated in Table No. 8 of this report.

b. Fuel Analysis.

To estimate in physical units the thermal generation used by ARESEP, the projections obtained by ARESEP were taken in the manner previously detailed, because at this point all the markets of the distribution companies have been updated, having real information for all companies up to January 2014. In these projections, the amount of energy imports for the period under study provided by the ICE in official communication 0810-170-2014 (appearing in the record) was considered, resulting in thermal generation of 302 GWh. In the annual estimation made by ARESEP for the year 2014 included in resolution RIE-108-2013, the physical units for the second quarter were 430 GWh.

It is important to indicate that the energy balance assumed by ARESEP considers the imports estimated by the ICE for the period, so it is assumed that what is imported substitutes this type of generation. Thus, the purchases in the MER included in the II quarter are 135.34 GWh.

The expense calculated by ARESEP on fuel consumption for thermal generation in the second quarter of the year 2014 is ¢24,900.18 million, while the amount proposed by the ICE in its expense projection for the same period is ¢50,203.76 million (folio xx). The main differences between the estimates are: a) the quantity of physical units to generate and the quantity of liters of diesel and bunker to consume, and b) the hydrocarbon prices for which the ICE makes a projection, while this Intendencia uses the prices approved as of the date of this report and adjusted by the real exchange rate as of March 7, 2014.

To distribute the energy among the thermal plants, the Autoridad Reguladora used the same criterion as for the annual study: allocating generation starts with the plant with the highest efficiency (kWh/liter) to those with the lowest efficiency, following the ICE's distribution pattern by plant in cases where the thermal generation estimated by ARESEP is less than that of the ICE. In the months where ARESEP estimated higher generation, an amount no greater than the maximum that the ICE has previously assigned to it is allocated to the plant with the highest efficiency (in order to somehow take into account any restrictions that may exist), and so on with the other plants. The efficiency of the plants used is the real average per plant obtained from December 30, 2013, to February 5, 2014.

The initial prices of the fuels (thermal diesel and low-sulfur bunker) used for the calculations are those approved through resolution RIE-010-2014 of March 04, 2014, and published in La Gaceta No. 47 of March 7, 2014, corresponding to the currently valid prices. The price at the terminal with tax is used (obtained from Decreto Nº 38146-H, published in La Gaceta No. 20 of January 29, 2014), plus the fuel freight transport cost that the ICE must pay. These prices are adjusted according to the current exchange rate.

To obtain the freight transport cost that the ICE must pay for thermal diesel transport, the formula established in resolution 696-RCR-2011 published in Alcance No. 111 to La Gaceta No. 248 of December 26, 2011, was used, and for bunker transport, the formula established in resolution RIE-030-2013 published in Alcance Digital No. 51 to La Gaceta No. 54 of March 18, 2013, was used. The basic zone tariff is used for distances less than 30 kilometers, and in cases where it is greater than 30 kilometers, the formula with the corresponding mileage for the route is used.

The prices used to value thermal diesel and low-sulfur bunker for generation are presented in the following table:

TABLE No. 3 FUEL PRICES FOR THERMAL GENERATION COLONES PER LITER Source: Intendencia Energía, ARESEP To perform the calculations and projections, the total fuel price is converted to dollars using the selling exchange rate for operations with the non-banking public sector of the same date as the publication of the fuel resolution used, in this case, ¢568.03 of March 7, 2014.

Given these fuel prices and the number of liters expected to be consumed in the analysis period, the estimated expense for the second quarter of 2014 is ¢24,900.18 million, as detailed in the following table:

TABLE No. 4 FUEL CONSUMPTION FOR THERMAL GENERATION MILLIONS OF COLONES APRIL-JUNE, 2014 Source: Intendencia de Energía, ARESEP c. Adjustment in the ICE generation system. The calculation of the necessary adjustment for the generation system tariffs sums the following items:

i. Fuel generation system for fuel consumption by thermal generation for the second quarter of 2014 is ¢24,900.18 million.

ii. Quarterly adjustment: According to what is described in resolutions RJD-017-2012 and RJD-128-2012, starting from the second quarter of their application, the quarterly adjustment will be applied. For this reason, the corresponding quarterly adjustment amount is calculated.

The actual expenses for fuels for the months of November, December, and January were ¢22,591.28 million, and the revenues for the same period for fuels are ¢15,795.04 million, according to information provided by the ICE through official communication 5407-031-2014 and 5047-031-2014 (folios 28 to 50 and 237 to 330), requiring a fuel estimate adjustment for the second quarter of the difference between both, for ¢6,796.24 million. Furthermore, an amount of ¢8,953.69 must be added to the calculation, corresponding to the values yet to be recovered at the tariff level from the IV quarter of 2013 and the I quarter of 2014 (RIE-108-2013 of December 17, 2013), corresponding to the months of November, December, and January. The above sums ¢15,749.92.

The actual expenses include both the own fuel expense and the adjustment such that must be considered in those months, as detailed:

TABLE No. 5 QUARTERLY ADJUSTMENT APRIL, MAY, AND JUNE 2014 MILLIONS OF COLONES Source: Intendencia de Energía with information from ICE and ARESEP.

iii. Total adjustment to the generation system. From the previous calculations, it results that in the second quarter of 2014, the total amount to be recognized for fuels for thermal generation, quarterly adjustment, and for the recognition of the adjustment for 2013, is ¢40,650.10 million, with the total charge (C2) being 42.25% (includes the charge not transferred to the T-UD) for the 2nd quarter; which must be reflected in the final tariffs of the generation system and the purchases in the distribution system for the period of interest. The summary of the amount recognized in the first quarter of 2014 is the following, according to each of its components:

TABLE No. 6 AMOUNT TO BE RECOGNIZED IN THE FIRST QUARTER OF 2014 APRIL-JUNE, 2014 MILLIONS OF COLONES Source: Intendencia Energía, ARESEP The charge is obtained by dividing the total amount to be recognized in the second quarter (¢40,650.10 million from Table No. 6) by the total estimated revenues (without fuels) for this same quarter (data from Table No. 1, with direct users), with the adjustment detailed in the previous paragraph.

iv. Tariffs for direct users of the ICE generation service: The determination of competitive tariffs for direct users of the ICE generation service, T-UD tariff, was carried out in accordance with what is defined in the Plan Nacional de Desarrollo, the Plan Nacional de Energía, Directriz 031-MINAET, Por Tanto I.7.h of resolution RJD-017-2012, and resolutions 856-RCR-2012 of May 11, 2012, 1027-RCR-2012 of December 20, 2012, and RIE-019-2013 of February 8, 2013, the latter rectified by RIE-099-2013 of November 26, 2013.

Following what is defined in previous CVC tariff fixings, the calculation of this tariff does not include the adjustment or backlog concept, but only includes the update of the fuel expense specific to each quarter.

d. Adjustment in the distribution system. The adjustments in the generation system tariffs for the proposed charge C2 have repercussions on the distribution systems of the different companies, as defined by the methodology.

According to the above, the distribution systems of the ICE and the other companies must pay additionally for the purchases of energy generated with hydrocarbons from the ICE generation system, the following amounts:

TABLE No. 7 AMOUNTS FOR ENERGY PURCHASES FROM THE ICE BY DISTRIBUTION COMPANY FOR FUELS MILLIONS OF COLONES APRIL-JUNE, 2014 Source: Intendencia Energía, ARESEP.

With the information on energy purchases for thermal generation and the revenues without fuels of the distribution system according to the methodology, the factor CD2 is calculated for each of the distributors, as detailed:

TABLE No. 8 QUARTERLY CHARGE BY ENERGY DISTRIBUTION COMPANY APRIL-JUNE 2014 The previous percentages are those used to calculate the final tariffs for each company.

e. Adjustment. In accordance with the preceding analysis, as well as with the rates in effect for the second quarter of 2014, pursuant to resolution RIE-108-2013 of December 17, 2013, the adjustment applicable to the rates for the second quarter of this year for ICE's generation system and the distribution systems of ICE and the distributing companies is:

TABLE No. 9 AVERAGE ADJUSTMENT IN RATES BY SERVICE APRIL-JUNE, 2014 Note: these adjustment percentages are applied to the rates in effect.

Source: Energy Intendancy, ARESEP.

f. Summary of charges. In December 2013, an estimate for the second quarter of 2014 was made of 430 GWh of thermal energy, consumption of 96,395,217 liters of bunker and diesel, as well as fuel expenditure of ¢39,906.59 million. According to the new estimates, less thermal generation is expected in the second quarter (302 GWh), fuel consumption of 67,057,528 liters, and expenditure of ¢24,900.18 million (37% less).

For this second quarter, ¢15,749.92 must be recognized for adjustment in the actual expenses for fuel purchases for the period November - December 2013 and January 2014, which is explained by the fact that a greater quantity of fuels (diesel and bunker) was required, as well as the adjustment in their price during that period.

Additionally, the reasons that weighed on the final result are detailed below:

• 1)The estimated quantity of physical units of thermal energy for the period April-June.
• 2)The distribution of thermal energy production by plant (allocative efficiency).
• 3)The quantity of liters of diesel and bunker to be consumed.
• 4)The prices of hydrocarbons for which ICE makes a projection, whereas this Intendancy used the prices approved as of the date of this report and adjusted by the real exchange rate as of March 7, 2014.
• 5)The energy balance estimated by ARESEP considered the imports estimated by ICE for the period, such that it is assumed that what is imported substitutes this type of generation. Thus, the purchases in the MER included in the second quarter amount to 135 GWh.

(.)

IV.-Information Requirements. In accordance with the foregoing analysis and the information limitations found to date, it is deemed necessary that for the next adjustment for variable fuel cost, the following requirements be met:

1. Indicate to the electric energy distributing companies that, in accordance with the provisions of articles 14 and 24 of Law 7593, they are required to submit the required information, according to Por Tanto I.8. of resolution RJD-017-2012, on the dates indicated in said resolution. Compliance with the established provisions shall constitute verifiable admissibility requirements in future rate applications. Furthermore, in accordance with the provisions of article 38 of said Law, failure to comply with the binding conditions established by the Regulatory Authority may be sanctioned with fines.

2. Indicate to the companies that they must identify losses, both from the generation system and the distribution system, separated into: technical and non-technical, and include a plan for their reduction in the short term.

3. Indicate to ICE that within the monthly information provided, defined in RJD-017-2012, they must send the adjusted import projections for the remainder of the year.

V.-Conclusions 1. The revenues without fuels for ICE generation for the year 2014 are ¢364,037.71 million, not including revenues from end users (actual data as of January 2014, according to rates of RIE-108-2013).

2. The revenues of the distributing companies are calculated with the rates obtained in resolutions 1029-RCR-2012 and 1031-RCR-2012 both of December 21, 2012, and RIE-027-2013 of March 1, 2013, RIE-056-2013 of June 7, 2013, modified by RIE-100-2013, RIE-059-2013 of June 18, 2013, modified by RIE-098-2013, and RIE-079-2013 of September 6, 2013.

3. The physical units of thermal generation estimated by ARESEP for the second quarter of 2014 are 302 GWh. The calculation thereof includes 135.34 GWh for electricity purchases in the regional market.

4. The expenditure estimated by ARESEP on fuel consumption for thermal generation is ¢24,900.18 million for the second quarter of 2014.

5. The amount of the adjustment corresponding to the months of November, December 2013, and January 2014, which is passed on to the second quarter of 2014, was calculated at ¢6,796.24 million. Additionally, an amount of ¢8,953.69 must be added to the calculation, corresponding to the values pending recovery at the rate level from the fourth quarter of 2013 and the first quarter of 2014 (RIE-108-2013 of December 17, 2013), corresponding to the months of November, December, and January. The foregoing totals ¢15,749.92.

6. In accordance with the preceding analysis, the charges for ICE generation for the second quarter of the year 2014 are 42.25% for rates T-CB and T-SD, and 25.64% for rates of T-UD. These charges are applied to the cost structure without fuels. Furthermore, for the distribution service of ICE and the other distributing companies for the second quarter of the year 2014, the percentages are those indicated in table No. 8.

7. The competitive rates for end users of ICE's generation service, rate T-UD, contemplate the provisions of the National Development Plan (Plan Nacional de Desarrollo), the National Energy Plan (Plan Nacional de Energía), Directive 031-MINAET, Por Tanto I.7.h of resolution RJD-017-2012, and resolutions 856-RCR-2012 of May 11, 2012, 1027-RCR-2012 of December 20, 2012, and RIE-019-2013 of February 8, 2013, and what was instructed..".

II.-That regarding the oppositions presented in the public consultation, from official letter 390-IE-2014 of March 17, 2014, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

".III. Public consultation "(..) Below is an analysis of the oppositions presented.

1. Hormidas Calderón Badilla, ID 1-400-408, Raúl Mesén Mora, ID: 1-794-478, Minor Eduardo Cerdas Monge, ID 1-827-639, Zeidy Jiménez Monge, ID 1-808-815 and Omar Cruz Umaña, ID 1-440-327 (folio 359).

a. Coopesantos does not require said increase, since the operational results as of 12/31/13 close with a surplus of ¢931.788 million.

In this regard, Coopesantos R.L. is informed that the "Methodology for the extraordinary adjustment of electricity service rates, resulting from variations in the cost of fuels (CVC) used in thermal generation for national consumption" (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), published in resolution RJD-017-2012 of March 19, 2012, is clear in its application, which indicates in Por Tanto I, within its Scope, that this methodology is used to recognize CVC adjustments in the electricity service rates that the Public Services Regulatory Authority sets for ICE, and in point b, subsection ii indicates:

"b. It applies to the following components of the National Electric System (SEN):

i. The electricity generation process of ICE. In this case, the CVC takes place from the purchases of fuel necessary for thermal generation that ICE makes from the state company Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE).

ii. The electricity distribution processes of the SEN, which includes the distribution process carried out by ICE itself and the operation of the other distributing companies that operate in the SEN. In these cases, the CVC is transferred from generation to distribution because the distributing companies purchase from ICE energy and power that has been generated, at least partially, through the use of fuels. This consumption has a cost, which ICE passes on to the distributors according to the rate assigned by ARESEP." Given the above, Coopesantos, R.L.- Distribution cannot be excluded from the CVC adjustments, because the adjustment is transferred from ICE's generation system to the SEN's distribution processes.

When there are surpluses, the way to pass them on to rates is through an ordinary rate study.

b. Coopesantos purchases from ICE only 0.349% of the MWh it distributes.

To make the CVC adjustment corresponding to Coopesantos, R.L., only the purchases that the Regulatory Authority projects this cooperative will make from ICE are taken into account, which corresponds to an amount of 68.7 GWh and which corresponds to 61% of the available energy; the projections of energy purchased from Coneléctricas (17.9 GWh) nor own generation (25.8 GWh) are not taken into account.

c. Of the total kWh billed by Coopesantos, 62.42% is to the residential sector and the economic limitations of the population are well known.

As established in resolution RJD-017-2012 of March 19, 2012, in Por Tanto I, part 7 Provisions to be fulfilled for the application of the methodology, subsections g) and h) indicate the following:

"g) The adjustments to rates made as a consequence of the application of this methodology shall seek not to distort the rate structure in effect at the time of application of the new approved charges. To that end, the approved adjustments will be applied proportionally to all energy and power prices in effect. This implies that all prices corresponding to the different components of the rate structure will be multiplied by the estimated adjustment factors, based on what is established in this report." (Underlining not in original).

Therefore, to all rates of RIE-079-2013 of September 6, 2013, published in La Gaceta No. 178 of September 17, 2013, the charge proposed for the distribution system of Coopesantos, R.L. (13.51%) is applied proportionally, as indicated by the current methodology." III.-That in accordance with what is stated in the preceding resultandos and considerandos and in the merit of the proceedings, what is appropriate is to set the rates for thermal generation, as is hereby ordered. Por Tanto, THE ENERGY INTENDANT, RESOLVES:

I.-To establish the following quarterly charges per company for the second quarter of the year 2014, applicable to the cost structure without fuels of each one of them:

II.-To set the rates for the generation service provided by the Instituto Costarricense de Electricidad, as detailed (¢/kWh and ¢/kW, as applicable):

III.-To set the rates for the distribution systems of ICE and the electricity distributing companies, as detailed (¢/kWh and ¢/kW, as applicable):

Note: *The base rates of Coopesantos, with which the proposed rates are calculated, are those published in Gaceta No. 178 of September 17, 2013, RIE-079-2013 of September 6, 2013.

IV.-To maintain the descriptions of the rate schedules set in resolutions 1031-RCR-2012, resolution RIE-027-2013, and resolution RIE-079-2013.

V.-To take as a response to the opponents, what is indicated in Considerando II of this resolution, and to thank them for their participation in this matter.

VI.-To indicate to the electric energy distributing companies that, in accordance with the provisions of articles 14 and 24 of Law 7593, they are required to submit the required information, according to Por Tanto I.8. of resolution RJD-017-2012, on the dates indicated in said resolution. Furthermore, in accordance with the provisions of article 38 of said Law, failure to comply with the binding conditions established by the Regulatory Authority may be sanctioned with fines.

VII.-To indicate to ICE and to the distributing companies that have their own generation, that for future applications of the CVC methodology they must attach, on the dates defined in resolution RJD-017-2012, the annual maintenance plan for the generation plants and any modification made to it, as well as the justifications for each maintenance activity that has been carried out and for those that have not been carried out and were scheduled.

VIII.-To indicate to ICE that for future applications of the CVC methodology, it must attach, on the dates defined in resolution RJD-017-2012, a report containing a study on the possibilities of using the Regional Electricity Market (Mercado Eléctrico Regional), the exchanges carried out, the prices offered, the prices paid, the marginal costs during the day, and the prices observed in the MER, and at times when the MER prices are lower than the marginal costs and no transaction exists, as well as the reasons why this is not being taken advantage of.

IX.-To indicate to the companies that they must identify losses, both from the generation system and the distribution system, separated into: technical and non-technical, and include a plan for their reduction in the short term.

X.-To indicate to ICE that within the monthly information provided, defined in RJD-017-2012, they must send the adjusted import projections for the remainder of the year.

In compliance with what is ordered by articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (L. G. A. P.), it is reported that against this resolution, the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed. The revocation may be filed before the Energy Intendant, who is responsible for resolving it, and the appeal and review may be filed before the Board of Directors, which is responsible for resolving them.

In accordance with article 346 of the L. G. A. P., the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary review, within the periods indicated in article 354 of said law.

Publish and, once this is carried out, Notify (RRGA-8-2013).

Resultando:

Considerando:

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 012 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 Texto Completo acta: F7F57 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS INTENDENCIA DE ENERGÍA RIE-012-2014 del 18 de marzo de 2014 APLICACIÓN TRIMESTRAL 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 (Tarifas II trimestre 2014) ET-022-2014)

I.-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 del 2012. 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.

II.-Que el 28 de noviembre de 2013, mediante acuerdo de Junta Directiva 07-84-2013, ese órgano colegiado resolvió: "Acoger la solicitud del ICE de trasladar el rezago por combustibles del año 2012 aprobado para el primero y segundo trimestre del año 2014 mediante acuerdo Nº 04-14-2013, del cual devino la resolución RJD-003-2013 del 25 de febrero de 2013, para que sea aplicado en el tercero y cuarto trimestre del año 2014".

III.-Que el 17 de diciembre del 2013, mediante la resolución RIE-108-2013, se realizó la aplicación anual para el 2014 de la metodología del CVC. Dicha resolución fue publicada en La Gaceta Nº 246 del 20 de diciembre 2013.

IV.-Que el 18 de febrero de 2014, mediante el oficio 2001-83- 2014, la CNFL presentó la información requerida para la aplicación de la metodología de CVC para el II trimestre del 2014.

V.-Que el 19 de febrero del 2014, mediante el oficio 220-IE- 2014, se solicitó la información requerida en la RJD-017-2012 a la Cooperativa de Electrificación Rural de Santos R.L.

VI.-Que el 19 de febrero del 2014, mediante el oficio 221- IE-2014, se solicitó la información requerida en la RJD-017-2012 a la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L.

VII.-Que el 24 de febrero de 2014, mediante el oficio CSGG- 040-2014, Coopesantos R.L. presentó la información solicitada mediante el oficio 220-IE-2014 (corre en autos).

VIII.-Que el 27 de febrero de 2014, mediante el oficio COOPELESCA-GG-130-2014, Coopelesca R.L. presentó la información solicitada mediante el oficio 221-IE-2014 (folio 347 al 350).

IX.-Que el 03 de marzo de 2014, mediante el oficio 273-IE- 2014, 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", el cual se basó en la información aportada por el ICE a esa fecha (folios 01 al 27).

X.-Que el 03 de marzo del 2014, mediante el oficio 273- IE-2014, sobre la base del informe técnico 272-IE-2014 citado, el Intendente de Energía solicitó la apertura del XI.-Que el 07 de marzo de 2014, mediante el oficio 319- IE-2014, la Intendencia de Energía le solicita al ICE actualizar las proyecciones de importaciones para el período abril, mayo y junio de 2014.

XII.-Que el 07 de marzo del 2014 se publicó en La Gaceta Nº 47 la convocatoria a participación ciudadana y el 10 de marzo se publicó en 3 periódicos de circulación nacional; La Nación, La Prensa Libre y en La Extra. El 17 de marzo de 2014, a las dieciséis horas venció el plazo para presentar posiciones.

XIII.-Que el 10 de marzo de 2014, mediante el oficio 0810-170-2014, el ICE adjunta la información solicitada sobre importaciones, la cual consta en el expediente ET-022-2014 (corre en autos).

XIV.-Que el 18 de marzo del 2014, mediante el oficio 0831- DGAU-2014, la Dirección General de Atención al Usuario aportó el informe de oposiciones y coadyuvancias, en el cual se indica que se recibió y admitió una oposición por parte de los señores: Hormidas Calderón Badilla, cédula 1-400-408, Raúl Mesén Mora, cédula: 1-794-478, Minor Eduardo Cerdas Monge, cédula 1-827- 639, Zeidy Jiménez Monge, cédula 1-808-815 y Omar Cruz Umaña, cédula 1-440-327 (corre en autos).

XV.-Que la fijación extraordinaria fue analizada por la Intendencia de Energía. Dicho estudio técnico consta en el oficio 390-IE-2014 del 17 de marzo de 2014, en el que se recomienda fijar las tarifas para generación térmica.

XVI.-Que en el procedimiento se han observado los plazos y las prescripciones de ley.

I.-Que del estudio técnico 390-IE-2014/ 7613 del 17 de marzo de 2014, 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 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 para las empresas distribuidoras del país, para lo cual la metodología también contiene un procedimiento extraordinario, el cual se calcula de forma simultánea con los ajustes del sistema de generación para evitar desequilibrios financieros en los sistemas de distribución.

Esta metodología tiene por objetivos evitar el desequilibrio financiero del ICE por consumo de combustibles para generación térmica y enviar señales de precio correctas y oportunas a los usuarios.

La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, mediante la resolución RJD-003-2013 del 25 de febrero del 2013, resolvió acoger parcialmente el recurso de apelación interpuesto por el Instituto Costarricense de Electricidad contra la resolución 1031-RCR-2012 del 21 de diciembre del 2012, únicamente en cuanto al no reconocimiento del rezago de combustibles acumulados antes del inicio de la aplicación de la metodología. Además se indicó que para efectos del reconocimiento del rezago acumulado de 2012, deberá tomarse en cuenta lo dispuesto en el Por Tanto I de la resolución RJD-017- 2012 en cuanto a la distribución en partes iguales entre los primeros cuatro trimestres del reconocimiento de dicho rezago y que el primer reconocimiento tarifario del rezago, se haga efectivo a más tardar el 1 de julio del 2013.

Sin embargo, la Junta Directiva acordó posteriormente: "Acoger la solicitud del ICE de trasladar el rezago por combustibles del año 2012 aprobado para el primero y segundo trimestre del año 2014 mediante acuerdo Nº 04- 14-2013, del cual devino la resolución RJD-003-2013 del 25 de febrero de 2013, para que sea aplicado en el tercero y cuarto trimestre del año 2014", de manera que el rezago será incluido en el tercero y cuarto trimestre del año 2014.

A continuación se procede a realizar un análisis de las variables que se requieren para obtener el cálculo del Costo Variable de Combustibles para el II trimestre del 2014 y se determina el respectivo monto a aplicar en ese trimestre.

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 demanda de energía del SEN y la generación propia de cada empresa. La demanda de energía se estimó con la proyección de ventas más un porcentaje de pérdidas de energía.

Para efectos de las proyecciones la demanda estimada es igual a la energía disponible del SEN o disponibilidad nacional. 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 2000 en las que se disponga, empleando el paquete estadístico especializado en series de datos ForCastPro, a excepción de las plantas Arenal, Sandillal y Corobicí, debido a que al ser plantas utilizadas para regulación interanual, es el ICE el que con más exactitud conoce los momentos más oportunos para el uso de las mismas de conformidad con el nivel de embalse Arenal. Por ello se utilizan las proyecciones de generación aportadas por el ICE en la información periódica para el periodo de análisis (abril, mayo y junio). Las proyecciones de importaciones para el trimestre en análisis fueron aportadas por el ICE mediante el oficio 0810-170-2014 (corre en autos).

La generación térmica se proyecta como la diferencia entre la disponibilidad de energía y la generación sin térmico (incluyendo 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 junio del 2014.

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 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%. 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. y Consorcio Cubujuquí.

Para las estimaciones de las industrias de alta tensión (HOLCIM, CEMEX, INTEL y ALUNASA, la Planta Eólica Guanacaste e Ingenio Azucarera El Viejo, S. A.), se utilizó las series de tiempo de enero 2010 a enero del 2014 y para la empresa Arcelomittal, se utiliza el mismo consumo que tuvo en el año 2013, cuando se encontraba en la tarifa de media tensión.

Los ingresos sin combustibles son los calculados con las tarifas publicadas en la resolución 1027-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012, publicada en el Alcance Digital Nº 211 a La Gaceta Nº 248 del 24 de diciembre del 2012. Esta información se tomó de los tensión son las aprobadas mediante la resolución RIE-019-2013 del 8 de febrero del 2013, publicada en el Alcance Digital Nº 35 a La Gaceta Nº 36 del 20 de febrero del 2013, rectificada por la RIE-099-2013 del 26 de noviembre del 2013.

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.

Las ventas de energía del ICE a las empresas distribuidoras, estimadas por la Intendencia, se obtienen como la diferencia entre la disponibilidad de energía y la generación propia de cada empresa, incluyendo dentro de esta última, la generación que obtienen las empresas de fuentes diferentes al ICE. La disponibilidad se estimó con la proyección de ventas más un porcentaje de pérdidas de energía.

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 setiembre del 2013.

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 multiplicación de los abonados proyectados y del consumo promedio estimado por abonado.

Para la obtención del porcentaje de pérdida del sistema de distribución del ICE y de las demás empresas distribuidoras se calculó primero un promedio del porcentaje de pérdida de los últimos 2 años de la industria, estimado en 8,2%. En el caso de que el porcentaje de pérdida de la empresa sea mayor al de la industria, se utiliza el de la industria, si es menor se utiliza el obtenido para la empresa. 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. y Consorcio Cubujuquí.

Para las estimaciones de ventas a las industrias de alta tensión (HOLCIM, CEMEX, INTEL, ALUNASA, la Planta Eólica Guanacaste e Ingenio Azucarera El Viejo S. A.), se utilizaron las series de tiempo de enero 2005 a setiembre del 2013 y para la empresa Arcelomittal, se utiliza el mismo consumo que tuvo en el año 2012, cuando se encontraba en la tarifa de media tensión.

Los ingresos sin combustibles son los calculados con las tarifas de la resolución 1027- RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012, publicada en el Alcance Digital Nº 211 a La Gaceta Nº 248 del 24 de diciembre del 2012. Esta información se tomó de los tensión son las aprobadas mediante la resolución RIE-019- 2013 del 8 de febrero del 2013, publicada en el Alcance Digital Nº 35 a La Gaceta Nº 36 del 20 de febrero del 2013, rectificada por la RIE-099- 2013 del 26 de noviembre del 2013.

Para estimar las tarifas requeridas por el efecto de los combustibles, se procede a incluir el cargo por costo variable por combustibles y el monto proporcional del rezago acumulado del 2012 para el primer y segundo trimestre a cada una de las tarifas de ventas de energía y potencia sin combustibles, para lo cual se utiliza el cargo trimestral que se obtiene en el presente informe.

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, INGRESOS SIN COMBUSTIBLES Y CON COMBUSTIBLES ABRIL-JUNIO, 2014 Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP 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 2014, y efectúo las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizó a ese mes, los datos de las 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 un 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 2012 (enero a diciembre). A esta estructura de abonados y consumo, se le aplicó el pliego tarifario aprobado tal y como se detalla:

La Intendencia actualizó las cifras de ventas a los abonados directos a setiembre de 2013 y efectuó las estimaciones de ventas de energía incorporando estos datos. Asimismo, se actualizó a ese mes, los datos por las compras de energía al sistema de generación 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 el 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 de consumo real mostrada con la información disponible para el año 2012 y para el 2013. A esta estructura de abonados y consumo, se le aplicó el pliego tarifario aprobado tal y como se detalla:

. La resolución 1029-RCR-2012 del 21 de diciembre del 2012, publicado en el Alcance Digital Nº 211 a La Gaceta Nº 248 del 24 de diciembre del 2012 (sin combustibles) para el ICE.

. La resolución 1031-RCR-2012 del 21 de diciembre del 2012, publicado en el Alcance Digital Nº 211 a La Gaceta Nº 248 del 24 de diciembre del 2012 para JASEC, Coopeguanacaste R.L. y Coopealfaro Ruiz R.L.

. La resolución RIE-027-2013 del 1 de marzo del 2013 para Coopelesca R.L., publicada en el Alcance Digital Nº 49 a La Gaceta Nº 52 del 14 de marzo del 2013.

. La resolución RIE-056-2013 del 7 de junio del 2013 para la CNFL, S. A., publicada en el Alcance Digital Nº 107 a La Gaceta Nº 112 del 12 de junio del 2013, rectificada mediante la RIE-100-2013 del 26 de noviembre del 2013.

. La resolución RIE-059-2013 del 18 de junio del 2013 para la ESPH, S. A., publicada en el Alcance Digital Nº 114 a La Gaceta Nº 119 del 21 junio del 2013, rectificada mediante la RIE- 098-2013 del 26 de noviembre del 2013.

. La RIE-079-2013 del 06 de setiembre del 2013 para Coopesantos R.L., publicada en La Gaceta Nº 178 del 17 setiembre del 2013.

En principio, las estructuras de costos sin combustibles para el año 2014 son las fijadas en las resoluciones anteriores al cuarto trimestre del año 2013, ya que cuando se aprobaron, el cargo por combustibles para el cuarto trimestre era cero, y al ser el cargo estimado para el último trimestre del año por concepto de combustibles cero, las tarifas aprobadas no tienen combustibles.

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 GENERACIÓN, INGRESOS SIN Y CON COMBUSTIBLES POR VENTA DE ENERGÍA A SUS ABONADOS MILLONES DE COLONES ABRIL-JUNIO, 2014 Fuente: Intendencia de Energía, ARESEP La columna "Ingreso con combustible" incluye el costo variable por combustibles actualizado para cada trimestre del año 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 utilizada por ARESEP, 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 empresas distribuidoras, al contarse con información real para todas las empresas al mes de enero 2014. En estas proyecciones se consideró el monto de las importaciones de energía para el periodo en estudio aportadas por el ICE en el oficio 0810-170-2014 (corren en autos), dando como una generación térmica de 302 GWh. En la estimación anual realizada por ARESEP para el año 2014 incluida en la resolución RIE-108-2013, las unidades físicas para el segundo trimestre fueron de 430 GWh.

Es importante indicar que el balance de energía asumido por ARESEP considera las importaciones estimadas por el ICE para el período, de forma que se asume que lo que se importa sustituye este tipo de generación. Siendo así, las compras en el MER incluidas en el II trimestre son de 135,34 GWh.

El gasto calculado por ARESEP en consumo de combustibles para generación térmica en el segundo trimestre del año 2014 es de ¢24 900,18 millones, mientras que lo propuesto por el ICE en su proyección de gasto para el mismo periodo es de ¢50.203,76 millones (folio xx). Las principales diferencias entre las estimaciones son: a) la cantidad de unidades físicas a generar y la cantidad de litros de diésel y búnker a consumir y b) los precios de los hidrocarburos para los cuales el ICE hace una proyección, mientras que esta Intendencia utiliza los precios aprobados a la fecha de este informe y ajustado por el tipo de cambio real al 7 de marzo de 2014.

Para distribuir la energía entre las plantas térmicas, la Autoridad Reguladora utilizó el mismo criterio que para el estudio anual, se inicia asignando la generación de la planta con mayor rendimiento (kWh/litro) a las de menor rendimiento, siguiendo la forma de distribución por plantas del ICE en los casos en que la generación térmica estimada por ARESEP es menor a la del ICE. En los meses en los que ARESEP estimó una generación mayor se asigna a la planta con mayor rendimiento un monto no mayor al máximo que el ICE le haya asignado anteriormente (para de alguna manera tomar en cuenta las restricciones que puedan existir) y así, con las demás plantas. El rendimiento de las plantas utilizado es el promedio real por planta obtenido del 30 de diciembre del 2013 al 5 de febrero del año 2014.

Los precios iniciales de los combustibles (diésel térmico y búnker de bajo azufre) utilizados para los cálculos son los aprobados mediante la resolución RIE-010-2014 del 04 de marzo de 2014 y publicada en La Gaceta Nº 47 del 7 de marzo del 2014, correspondientes a los precios actualmente vigentes. Se utiliza el precio de plantel con impuesto (se obtiene del Decreto Nº 38146-H, publicado en La Gaceta Nº 20 del 29 de enero del 2014), 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 resolución 696-RCR-2011 publicada en el Alcance Nº 111 de La Gaceta Nº 248 del 26 de diciembre de 2011 y por concepto de transporte de búnker se utilizó la fórmula establecida en la resolución RIE-030-2013 publicada en el Alcance Digital Nº 51 a La Gaceta Nº 54 del 18 de marzo de 2013. Se utiliza la tarifa de zona básica para distancias menores a 30 kilómetros y en los casos que es mayor que 30 kilómetros se utiliza la fórmula con el kilometraje correspondiente al recorrido.

Los precios utilizados para valorar el diésel térmico y el búnker de bajo azufre para generación se presentan en el cuadro siguiente:

CUADRO Nº 3 PRECIOS DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN TÉRMICA COLONES POR LITRO Fuente: Intendencia 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, del ¢568,03 del 7 de marzo del 2014.

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 segundo trimestre del 2014 es de ¢24 900,18 millones, según se detalla en el siguiente cuadro:

CUADRO Nº 4 CONSUMO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN TÉRMICA MILLONES DE COLONES ABRIL-JUNIO, 2014 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 suma los siguientes rubros:

i. Gasto de combustibles para el año 2014: El ajuste requerido para el sistema de generación del ICE por concepto de consumo de combustibles por generación térmica del segundo trimestre del 2014 es de ¢ 24 900,18 millones.

ii. Ajuste trimestral: De acuerdo con lo descrito en las resoluciones RJD-017-2012 y RJD-128-2012, a partir del segundo trimestre de su aplicación se aplicará el ajuste trimestral. Por esta razón, se procede a calcular el monto de ajuste trimestral correspondiente.

Los gastos reales por concepto de combustibles para los meses de noviembre, diciembre y enero fueron de ¢22 591,28 millones y los ingresos para el mismo periodo por combustibles son de ¢15 795,04 millones, esto según información aportada por el ICE mediante oficio 5407-031-2014 y 5047-031-2014 (folios del 28 al 50 y del 237 al 330), con lo cual se requiere un ajuste de las estimaciones de combustibles para el segundo trimestre de la diferencia de ambos por ¢6 796,24 millones. Además, se debe de adicionar al cálculo, un monto de ¢8 953,69 correspondiente a los valores que faltan por recuperar a nivel tarifario del IV trimestre del 2013 y I trimestre del 2014 (RIE-108-2013 del 17 de diciembre de 2013), correspondiente a los meses de noviembre, diciembre y enero. Lo anterior suma ¢15 749,92.

Dentro de los gastos reales se incluye tanto el gasto propio en combustibles como el ajuste tal que deberá considerarse en esos meses, tal y como se detalla:

CUADRO Nº 5 AJUSTE TRIMESTRAL ABRIL, MAYO Y JUNIO 2014 MILLONES DE COLONES Fuente: Intendencia de Energía con información del ICE y ARESEP.

iii. Ajuste total al sistema de generación. De los cálculos anteriores, resulta que en el segundo trimestre del 2014 el monto total a reconocer por concepto de combustibles para generación térmica, ajuste trimestral y por el reconocimiento del ajuste del 2013, es de ¢40 650,10 millones, siendo el cargo (C2) total de 42,25% (incluye el cargo no trasladado a la T-UD) para el 2º trimestre; 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 primer trimestre del 2014 es el siguiente, según cada uno de sus componentes:

CUADRO Nº 6 MONTO A RECONOCER EN EL PRIMER TRIMESTRE DEL 2014 ABRIL-JUNIO, 2014 MILLONES DE COLONES Fuente: Intendencia Energía, ARESEP El cargo se obtiene de dividir el monto total a reconocer en el segundo trimestre (¢40 650,10 millones del Cuadro Nº 6) entre el total de ingresos estimados (sin combustibles) de este mismo trimestre (datos del Cuadro Nº 1, con usuarios directos), con el ajuste detallado en el párrafo anterior.

iv. Tarifas para los usuarios directos del servicio de generación del ICE: La determinación de las tarifas competitivas para los usuarios directos del servicio de generación del ICE, tarifa T-UD se realizó de conformidad con lo definido en el Plan Nacional de Desarrollo, el Plan Nacional de Energía, la Directriz 031-MINAET, el Por Tanto I.7.h de la resolución RJD-017-2012 y las resoluciones 856-RCR-2012 del 11 de mayo de 2012, 1027-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012 y la RIE-019-2013 del 8 de febrero del 2013, esta última rectificada por la RIE- 099- 2013 del 26 de noviembre del 2013.

Seguir lo definido en anteriores fijaciones tarifarias de CVC, el cálculo de esta tarifa no se incluye el concepto de ajuste o rezago, sino que solo incluye la actualización del gasto por combustibles propio de cada trimestre.

d. Ajuste en el sistema de distribución. Los ajustes en las tarifas del sistema generación por el cargo propuesto C2, tiene repercusiones en los sistemas de distribución de las diferentes empresas, tal y como lo define la metodología.

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 7 MONTOS POR COMPRAS DE ENERGÍA AL ICE POR EMPRESA DISTRIBUIDORA POR CONCEPTO DE COMBUSTIBLES MILLONES DE COLONES ABRIL-JUNIO, 2014 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 el factor CD2 para cada una de las distribuidoras, tal y como se detalla:

CUADRO Nº 8 CARGO TRIMESTRAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA ABRIL-JUNIO 2014 Los porcentajes anteriores son los que se utilizan para calcular las tarifas finales de cada empresa.

e. Ajuste. De acuerdo con el análisis que precede, así como con las tarifas vigentes para el II trimestre del 2014, de acuerdo con la resolución RIE-108-2013 del 17 de diciembre del 2013, el ajuste que procede a las tarifas correspondiente al II trimestre del presente año para el sistema de generación del ICE y los sistemas de distribución del ICE y las empresas distribuidoras es:

CUADRO Nº 9 AJUSTE PROMEDIO EN LAS TARIFAS POR SERVICIO ABRIL-JUNIO, 2014 Nota: estos porcentajes de ajuste son sobre las tarifas vigentes.

Fuente: Intendencia Energía, ARESEP.

f. Resumen de los cargos. En diciembre 2013, se estimó para el segundo trimestre 2014, 430 GWh de energía térmica, un consumo de 96 395 217 litros de búnker y diésel, así como un gasto de combustibles de ¢39.906,59 millones. Según las nuevas estimaciones, se espera en el segundo trimestre menos generación térmica (302 GWh), un consumo de combustible de 67 057 528 litros y un gasto por ¢24 900,18 millones (37% menos).

Para este segundo trimestre deben reconocerse ¢ 15 749,92 por ajuste en los gastos reales por compras de combustibles del periodo noviembre - diciembre del 2013 y enero del 2014, el cual se explica porque se requirió una mayor cantidad de combustibles (diésel y bunker), así como del ajuste en el precio de los mismos en dicho periodo.

Adicionalmente, se procede a detallar las razones que pesaron en el resultado final:

• 1)La cantidad estimada de unidades físicas de energía térmica para el periodo abril-junio.
• 2)La distribución de la producción de energía térmica por planta (eficiencia asignativa).
• 3)La cantidad de litros de diésel y búnker a consumir.
• 4)Los precios de los hidrocarburos para los cuales el ICE hace una proyección, mientras que esta Intendencia utilizó los precios aprobados a la fecha de este informe y ajustado por el tipo de cambio real al 7 de marzo del 2014.
• 5)En el balance de energía estimado por ARESEP, se consideró las importaciones estimadas por el ICE para el periodo, de forma que se asume que lo que se importa sustituye este tipo de generación. Siendo así, las compras en el MER incluidas en el II trimestre es de 135 GWh.

(.)

IV.-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. 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. El cumplimiento de las disposiciones establecidas, constituirán requisitos de admisibilidad verificables en futuras solicitudes tarifarias. Además, que de conformidad con lo establecido en el artículo 38 de dicha Ley, el incumplimiento de las condiciones vinculantes establecidas por la Autoridad Reguladora podrá ser sancionado con multas.

2. Indicar a las empresas que deben identificar las pérdidas, tanto del sistema de generación como del sistema de distribución, separadas en: técnicas y no técnicas e incluir un plan para la reducción de las mismas en el corto plazo.

3. Indicarle al ICE que dentro de la información mensual aportada, definida en la RJD-017-2012, deben enviar las proyecciones de importaciones ajustadas del resto del año.

V.-Conclusiones 1. Los ingresos sin combustibles del ICE generación para el año 2014 son de ¢364.037,71 millones, sin incluir ingresos por usuarios directos (datos reales a enero 2014, según tarifas de la RIE-108-2013).

2. Los ingresos de las empresas distribuidoras se calculan con las tarifas obtenidas en las resoluciones 1029-RCR-2012 y 1031-RCR- 2012 ambas del 21 de diciembre del 2012 y RIE-027-2013 del 1 de marzo del 2013, la RIE- 056-2013 del 7 de junio del 2013 modificada por la RIE-100-2013, la RIE-059- 2013 del 18 de junio del 2013 modificada por la RIE-098- 2013 y la RIE-079-2013 del 06 de setiembre del 2013.

3. Las unidades físicas de generación térmica estimadas por ARESEP para el segundo trimestre del 2014 son de 302 GWh. El cálculo de las mismas incluye 135,34 GWh por compras de electricidad en el mercado regional.

4. El gasto estimado por ARESEP en consumo de combustibles para generación térmica es de ¢ 24 900,18 millones para el segundo trimestre del 2014.

5. El monto del ajuste correspondiente a los meses de noviembre, diciembre del 2013 y enero del 2014, que se traslada al segundo trimestre del 2014, se calculó en ¢ 6.796,24 millones. Además, se debe de adicionar al cálculo, un monto de ¢8.953,69 correspondiente a los valores que faltan por recuperar a nivel tarifario del IV trimestre del 2013 y I trimestre del 2014 (RIE-108-2013 del 17 de diciembre de 2013), correspondiente a los meses de noviembre, diciembre y enero. Lo anterior suma ¢15.749,92.

6. De acuerdo con el análisis que precede, los cargos del ICE generación para el II trimestre del año 2014 es 42,25% para las tarifas T-CB y T-SD y un 25,64% para las tarifas de T-UD; para las tarifas de T-UD. Estos cargos se aplican sobre la estructura de costos sin combustibles. Además, para el servicio de distribución del ICE y de las otras empresas distribuidoras para el II trimestre del año 2014 los porcentajes son los indicados en el cuadro Nº 8.

7. Las tarifas competitivas para los usuarios directos del servicio de generación del ICE, tarifa T-UD, contemplan lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo, el Plan Nacional de Energía, la Directriz 031-MINAET, el Por Tanto I.7.h de la resolución RJD-017-2012 y las resoluciones 856-RCR-2012 del 11 de mayo de 2012, 1027-RCR-2012 del 20 de diciembre del 2012 y la RIE-019-2013 del 8 de febrero del 2013 y lo instruido..".

II.-Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la consulta pública, del oficio 390-IE-2014 del 17 de marzo de 2014, que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

".III. Consulta pública "(..) A continuación se hace un análisis de las oposiciones presentadas.

1. Hormidas Calderón Badilla, cédula 1-400-408, Raúl Mesén Mora, cédula: 1-794-478, Minor Eduardo Cerdas Monge, cédula 1-827-639, Zeidy Jiménez Monge, cédula 1-808-815 y Omar Cruz Umaña, cédula 1-440-327 (folio 359).

a. Coopesantos no requiere de dicho incremento, ya que los resultados operacionales al 31/12/13 cierran con un excedente de ¢ 931.788 millones.

Al respecto se le indica a Coopesantos R.L., que 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", publicada en la resolución RJD- 017-2012 del 19 de marzo de 2012 es clara en su aplicación, la cual indica en el por tanto I, dentro de sus Alcances, que esta metodología se utiliza para reconocer los ajustes de CVC en las tarifas de servicios de electricidad, que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos le fija al ICE y en el punto b, inciso ii se indica:

"b. Se aplica a los siguientes componentes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN):

i. El proceso de generación de electricidad del ICE. En este caso, el CVC tiene lugar, a partir de las compras de combustible necesario para generación térmica que efectúa el ICE a la empresa estatal Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE).

ii. Los procesos de distribución de electricidad del SEN, que incluye el proceso de distribución que realiza el mismo ICE y la operación de las demás empresas distribuidoras que operan en el SEN. En estos casos, el CVC se transfiere de la generación a la distribución debido a que las empresas distribuidoras le compran al ICE energía y potencia que ha sido generada, al menos parcialmente, mediante el uso de combustibles. Este consumo tiene un costo, que el ICE traslada a las distribuidoras según tarifa asignada por ARESEP." Dado lo anterior no se puede excluir a Coopesantos, R.L.- Distribución dentro de los ajustes por CVC, porque el ajuste se traslada del sistema de generación del ICE a los procesos de distribución del SEN.

Cuando se cuenta con excedentes, la forma para trasladarlos a las tarifas, es por medio de un estudio tarifario ordinario.

b. Coopesantos compra al ICE solo el 0,349% de los MWh que distribuye.

Para realizar el ajuste por CVC correspondiente a Coopesantos, R.L., se toma en cuenta solamente las compras que la Autoridad Reguladora proyecta que esta cooperativa va a comprarle al ICE, que corresponde a un monto de 68,7 GWh y que corresponde a un 61% de la energía disponible, no se toma en cuenta las proyecciones de energía comprada a Coneléctricas (17,9 GWh) ni tampoco la generación propia (25,8GWh).

c. Del total de kWh facturados por Coopesantos el 62,42% es al sector residencial y es bien sabido las limitaciones económicas de la población.

Como lo establece la resolución RJD-017- 2012 del 19 de marzo de 2012, en el por tanto I, parte 7 Disposiciones a cumplir para la aplicación de la metodología, incisos g) y h) se indica lo siguiente:

"g) Los ajustes en las tarifas que se efectúen como consecuencia de la aplicación de esta metodología, procurarán no distorsionar la estructura tarifaria que esté en vigencia en el momento de aplicación de los nuevos cargos que se aprueben. Con ese fin, los ajustes aprobados se aplicarán proporcionalmente sobre todos los precios de energía y potencia vigentes. Esto implica que se multiplicarán todos los precios correspondientes a los distintos componentes de la estructura tarifaria, por los factores de ajuste estimados, con base en lo que se establece en este informe." (El subrayado no es del original).

Por tanto a todas las tarifas de la RIE-079-2013 del 06 de setiembre de 2013, publicadas en La Gaceta N° 178 del 17 de setiembre del 2013, se les aplica el cargo propuesto para el sistema de distribución de Coopesantos, R.L (13,51%) de forma proporcional, tal y como lo indica la metodología vigente".

III.-Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es fijar las tarifas para la generación térmica, tal y como se dispone. Por tanto, EL INTENDENTE DE ENERGÍA, RESUELVE:

I.-Establecer los siguientes cargos trimestrales por empresa para el segundo trimestre del año 2014 aplicables a la estructura de costos sin combustibles de cada una de ellas:

II.-Fijar las tarifas para el servicio de generación que presta el Instituto Costarricense de Electricidad, tal y como se detalla (¢/ kWh y ¢/kW, según corresponda):

III.-Fijar las tarifas para los sistemas de distribución del ICE y de las empresas distribuidoras de electricidad, tal y como se detalla (¢/kWh y ¢/kW, según corresponda):

Nota: *Las tarifas base de Coopesantos, con las cuales se calculan las tarifas propuestas, son las publicadas en la Gaceta N° 178 del 17 de setiembre del 2013, RIE-079-2013 del 6 de setiembre del 2013.

IV.-Mantener las descripciones de los pliegos tarifarios fijados en resoluciones 1031-RCR-2012, la resolución RIE-027- 2013 y la resolución RIE-079-2013.

V.-Tener como respuesta a los opositores, lo indicado en el Considerando II de la presente resolución y agradecerles por su participación en el presente asunto.

VI.-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. Además, que de conformidad con lo establecido en el artículo 38 de dicha Ley, el incumplimiento de las condiciones vinculantes establecidas por la Autoridad Reguladora podrá ser sancionado con multas.

VII.-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 RJD- 017-2012, el plan anual de mantenimientos de las plantas de generación y cualquier modificación que se realice a éste, así como las justificaciones de cada mantenimiento que haya sido realizado y de los que no se hayan realizado y estuviesen programados.

VIII.-Indicar al ICE que para futuras aplicaciones de la metodología CVC debe adjuntar en las fechas definidas en la resolución RJD-017-2012, un informe que contenga un estudio sobre las posibilidades de uso del Mercado Eléctrico Regional, los intercambios realizados, los precios ofertados, los precios pagados, los costos marginales durante el día y los precios observados en el MER y en los momentos en los que los precios del MER sean menores a los costos marginales y no exista una transacción, así como las razones por las cuales no se está aprovechando esto.

IX.-Indicar a las empresas que deben identificar las pérdidas, tanto del sistema de generación como del sistema de distribución, separadas en: técnicas y no técnicas e incluir un plan para la reducción de las mismas en el corto plazo.

X.-Indicarle al ICE que dentro de la información mensual aportada, definida en la RJD-017-2012, deben enviar las proyecciones de importaciones ajustadas del resto del año.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (L. G. A. P.) se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. El de revocatoria podrá interponerse ante el 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 L. G. A. P., los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.

Publíquese y una vez que ésta se lleve a cabo, Notifíquese (RRGA-8-2013).

Resultando:

Considerando: